本发明涉及油气开采领域，进一步地说，是涉及一种页岩气压裂中段塞式加砂方法。
背景技术：
目前，页岩气压裂的通用模式是段塞式加砂程序设计，所谓段塞式加砂程序就是一段砂一段液的多次交替注入模式，或连续两段以上砂一段液的多次交替注入模式。其中，含砂段的砂液比一般逐渐增加，当支撑剂粒径变化时，起步砂液比可能比上一个粒径的最终砂液比还低些，以保证施工的安全。设计中，段塞数量的确定，以及每个段塞的砂液比与段塞液量，包括配套的排量设计等，目前均凭经验，缺乏理论依据，一般根据总的施工液量及砂量等数据确定，段塞量一般根据垂直井筒与水平井筒的容积和确定，以判断支撑剂进入地层后的压力变化，便于采取相应的对策。上述技术模式在以往的页岩气压裂实践中，取得了一定的效果，如目前的涪陵焦石坝页岩气及长宁-威远的页岩气压裂中，都取得了重要的商业突破。但以往的段塞式加砂模式还存在一定的局限性，从技术角度而言，主要有：
(1)初始段塞的最佳注入时机难以把握。如果起步加砂的时机过早，易引发早期砂堵，现场经常发生1％的砂液比加砂即发生砂堵的现象。但如过加砂时机过晚，则起步砂液比较低，造缝空间的支撑剂支撑效率降低，另外还可能造成支撑剂的分布不合理，使得要求高导流的裂缝区域，导流反而降低。
(2)初始段塞的砂液比难以控制。砂液比高了，可能引发早期砂堵，砂液比低了，后果与(1)中加砂时机晚相近。
(3)每个段塞的液量设计仅凭经验。尤其是加砂段塞液量，液量过大，易引起早期砂堵，体积过小，则达不到充分支撑裂缝的目的。同样地，隔离液(不加砂段塞)液量过大，可能造成无支撑的裂缝面积过大而引起裂缝壁面的坍塌效应，影响最终的裂缝导流能力。反之，隔离液液量不足，则易引起砂堵。
(4)以往段塞液量的设计一般近似相等，也存在不合理之处。随着裂缝的起裂和扩展的进行，单位时间内裂缝新延伸的面积是逐渐减少的，这是由于排量恒定，单位时间内注入液量相同，而发生滤失的裂缝面积越来越大造成的。
(5)每个段塞的液体黏度及注入排量设计不合理。一般前期是低黏度的滑溜水体系，中后期是高黏度的胶液体系，所有段塞中液体的黏度只有低黏和高黏两种，注入排量一般采取设计的最高排量。实际上，由于加入支撑剂的混砂浆流变性发生了很大的变化，砂液比越高，混砂浆的黏度越高，因此，随砂液比的不同，各段塞的黏度应有所调整。
鉴此，有必要对以往的段塞式加砂技术进行优化，以取得最佳的裂缝支撑体积和压后效果。
技术实现要素：
为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种页岩气压裂中段塞式加砂方法。通过初始加砂段塞时机、加砂段塞的体积、砂液比以及黏度、排量等参数的优化，提高页岩气压裂过程中的加砂效率，降低砂堵风险，从而实现最佳的裂缝支撑体积和压后增产、稳产效果。
本发明的目的是提供一种页岩气压裂中段塞式加砂方法。
包括：
(1)压前储层精细评价
(2)裂缝近井弯曲摩阻评价
(3)裂缝弯曲摩阻消除
当裂缝弯曲摩阻大于5mpa时，裂缝长度大于20m后再进行加砂段塞打磨，采用1-2％砂液比起步，加砂段塞量选取10-15m3；
当裂缝弯曲摩阻小于2mpa，需要提前并采用较高砂液比的初始加砂段塞，裂缝长度大于10m，采用2-3％砂液比起步，加砂段塞量选取15-20m3；
当裂缝弯曲摩阻在2～5mpa之间时，裂缝长度介于10～20m后再进行加砂段塞打磨，采用2％砂液比起步，加砂段塞量选取14-16m3；
(4)每个加砂段塞及不加砂段塞的体积、砂液比、黏度及排量等参数确定不加砂的段塞量施工前期为垂直井筒及水平井筒容积和的1.2-1.5倍，施工中后期为垂直井筒及水平井筒容积和0.5-1.0倍；
(5)在步骤(4)的基础上，细分小段交替注入
将上述确定的各段段塞量，包括加砂段塞与不加砂段塞，再进一步等分为2-3小段进行交替注入。
其中，优选：
步骤(3)中，配合酸预处理，近井裂缝弯曲摩阻大于5mpa，酸用量为15-20m3；若近井裂缝弯曲摩阻小于2mpa，酸用量为10-15m3；注酸排量为1-1.5m3/min；当近井裂缝弯曲摩阻在2～5mpa之间时，酸用量为14-16m3，注酸排量为1-1.5m3/min。
步骤(5)中，将上述确定的各段段塞量，包括加砂段塞与不加砂段塞，再进一步等分为4-5小段进行交替注入。
最多2段支撑剂连续加砂和无支撑剂段塞交替注入。
相邻注入液体间的黏度差在3-5倍以上。
本发明的总体思路：
(1)在精细评价页岩地层的物性、天然裂缝特性及岩石力学参数等的基础上，研判裂缝起裂与扩展中的近井裂缝弯曲摩阻大小，当摩阻较大时，需适当延迟初始段塞时机，并且适当降低初始段塞的砂液比。反之，则适当提前初始段塞时机并适当增加砂液比；
(2)应用成熟的裂缝扩展商业模拟软件(如meyer)，模拟不同液量、黏度及排量条件下裂缝几何尺寸，以最佳缝长及导流能力为优化目标，确定所需的单段总液量及总支撑剂量。接下来采取分段模拟的方法，第一个加砂段塞及之前、第二个加砂段塞及之前，依此类推，有多少个加砂段塞数，就分为多少次模拟。为简化起见，可模拟单一的裂缝形态，模拟每个加砂段塞前的裂缝内支撑剂铺砂浓度剖面，优化的目标函数是造缝前缘的支撑剂铺置浓度大于0.5kg/m3。另外，在裂缝高度上，不能出现支撑剂完全支撑的情况，换言之，必须在裂缝高度上存在无支撑的裂缝区域，否则，高通道的裂缝导流能力就难以实现。最后，裂缝中间无支撑的面积分布要接近均匀地分布于支撑裂缝中。为达此目标，无支撑剂的段塞量越往施工后期应越小(因中后期的液体滤失越来越少)。
本发明具体可采用以下技术方案：
(1)压前储层精细评价
主要就岩性、物性、岩石力学、地应力及天然裂缝特性等参数进行评价。综合采用测井、录井、岩心实验等方法。应注意的是，上述资料需要综合对比分析，如地应力仅靠岩心实验或测井方法还不一定可靠，必须依据小型测试压裂数据进行校核。
(2)裂缝近井弯曲摩阻评价
尤其是水平井筒方向与最小水平主应力方向不一致的情况下，二者间的夹角越大，近井裂缝弯曲摩阻越大。可根据邻井小型测试压裂的降排量测试压力数据进行分析确定，采用meyer中的小型测试压裂的分析模块进行评价。
(3)裂缝弯曲摩阻消除
当裂缝弯曲摩阻相对较大(大于5mpa)时，需要适当延迟并采用较小砂液比的初始加砂段塞。根据meyer模拟结果，裂缝长度应大于20m后再进行加砂段塞打磨。可采用1-2％砂液比起步，加砂段塞量可选取10-15m3；反之，当裂缝弯曲摩阻相对较小(小于2mpa)，则需要适当提前并采用较高砂液比的初始加砂段塞。根据meyer模拟结果，裂缝长度大于10m即可。可采用2-3％砂液比起步，加砂段塞量可选取15-20m3；
为了达到更好的近井裂缝弯曲摩阻消除效果，可配合酸预处理技术。与常规的15％hcl不同，可根据页岩地层的岩矿特征，进一步优化酸配方，必要时可采取稀土酸等体系，目的是溶蚀裂缝近井裂缝弯曲处的岩石成分，增加裂缝弯曲处的缝宽，从而大大降低裂缝的近井弯曲摩阻。
酸用量根据近井裂缝弯曲摩阻的大小进行调节，若大于5mpa，可采用较大算量，如15-20m3；若小于2mpa，可采用较小的酸量，如10-15m3。注酸排量主要根据酸罐的出口能力，一般取1-1.5m3/min。
(4)每个加砂段塞及不加砂段塞的体积、砂液比、黏度及排量等参数确定
根据1)的总体思路进行大量的模拟分析，由模拟结果对上述数据进行取值，在此不赘。考虑到施工安全及液体滤失特征，不加砂的段塞量前期设计大些，可取垂直井筒及水平井筒容积和的1.2-1.5倍，施工中后期可取0.5-1.0倍。
(5)在步骤(4)的基础上，细分小段交替注入
为了获得更好的非均匀支撑剂铺置效果，可将上述确定的各段段塞量，包括加砂段塞与不加砂段塞，再进一步等分为2-3小段进行交替注入，目的是防止在整个裂缝高度上出现全部是支撑剂的情况，这样的话，通过段塞技术形成高通道的目标就难以实现，且大段的无支撑剂段塞量也存在此区域裂缝壁面坍塌的风险。尤其在裂缝端部位置，高度越来越低，在高度上的全支撑的情况也越来越普遍，此时更应采取细分更多的小段(如4-5段)进行交替注入(有砂和无砂)，在施工上更为安全，裂缝的支撑剖面也更为合理，也更好控制。
此外，在深层页岩气压裂中，有时为了多加支撑剂，采取连续2段以上支撑剂的交替注入技术，但增加了施工砂堵的风险。为保险起见，建议最多2段支撑剂连续加砂和无支撑剂段塞交替注入。
需要说明的是，压裂液的黏度除了滑溜水和胶液黏度不同外，胶液的黏度可进一步细分为低、高两个数值(20-30mpa.s、30-40mpa.s)，滑溜水的黏度也可细分为低、高两个数值(2-5mpa.s、6-9mpa.s)。考虑到砂液比增加时，混砂浆的黏度也相应有较大幅度的增加，因此，在最后的两段高砂液比段(如20％和25％)，可再取为低黏胶液。值得注意的是，相邻注入液体间的黏度差应在3-5倍以上，以确保粘滞指进效应的出现，真正实现支撑剂的非均匀铺置效果(室内实验结果证实，非均匀支撑剂铺置比均匀支撑剂铺置的裂缝导流能力更高)。
(6)其它注入流程，包括顶替等操作，参照常规的技术要求，在此不赘。
(7)按正常流程进行压后返排及求产，在此不赘。
本发明具有以下技术特点和优良效果：
本发明思路新颖、方法系统、步骤清晰、切实可行，针对页岩气压裂增产增效，提出了一种段塞式加砂新技术，优化了初始加砂时机、加砂段塞液量、砂液比、液体黏度以及排量等施工参数，提高了加砂效率和施工安全性，降低了砂堵风险，从而提高了裂缝的支撑效率，优化了改造体积，最大限度的提高了页岩气的压后增产效果和经济开发效益。
具体实施方式
下面结合实施例，进一步说明本发明。
实施例1
某页岩气a井，
(1)压前储层精细评价
根据该井的测井、录井、岩心实验以及测井等数据，对储层岩性、物性、岩石力学、地应力及天然裂缝特性等参数进行评价。
(2)裂缝近井弯曲摩阻评价
根据邻井小型测试压裂的降排量测试压力数据，采用meyer中的小型测试压裂的分析模块进行评价，该井裂缝近井弯曲摩阻约为3.2mpa。
(3)裂缝弯曲摩阻消除
根据该井裂缝弯曲摩阻数值(3.2mpa)，设计初始砂液比为2％，加砂段塞量为15m3，加砂时机由模拟裂缝扩展至15m的时间确定。为了更好的消除近井裂缝弯曲摩阻，该井在注入压裂液前，注入了15m315％的hcl，对地层进行酸化处理，注酸排量为1-1.5m3/min。
(4)每个加砂段塞及不加砂段塞的体积、砂液比、黏度及排量等参数确定
以最佳缝长及导流能力为优化目标，通过分段的软件模拟，确定所需的单段总液量及总支撑剂量，并设计了施工泵注程序，其中每个段塞体积为15～18m3，砂液比为3％～12％，排量为4～15m3/min，滑溜水粘度9mpa.s，胶液粘度21～35mpa.s。
(5)在步骤(4)的基础上，细分小段交替注入
综合现场操作可行性，将交替段塞注入细分为40小段，为了获得更好的非均匀支撑剂铺置效果，该井采用了低黏(21mpa·s)和高黏(35mpa·s)两种黏度的胶液，作为施工后期尾追大粒径的携砂液。并且，在尾追大粒径的过程中，采用了低黏和高黏胶液交替注入携砂的方式，以提高支撑剂的非均匀铺置。
(6)其它注入流程，包括顶替等操作，参照常规的技术要求，在此不赘。
该井采用新的段塞式加砂技术顺利完成压裂施工，压后日产气74000m3，较常规方法压裂的页岩气井产量提高32％以上。
实施例2
某页岩气井b井：
(1)压前储层精细评价
根据该井的测井、录井、岩心实验以及测井等数据，对储层岩性、物性、岩石力学、地应力及天然裂缝特性等参数进行评价。
(2)裂缝近井弯曲摩阻评价
根据邻井小型测试压裂的降排量测试压力数据，采用meyer中的小型测试压裂的分析模块进行评价，该井裂缝近井弯曲摩阻约为1.8mpa。
(3)裂缝弯曲摩阻消除
由于该井裂缝弯曲摩阻较低(1.8mpa)，因此，设计初始砂液比为3％，加砂段塞量为20m3，加砂时机由模拟裂缝扩展至20m的时间确定。为了更好的消除近井裂缝弯曲摩阻，该井在注入压裂液前，注入了15m315％的hcl，对地层进行酸化处理，注酸排量为1-1.5m3/min。
(4)每个加砂段塞及不加砂段塞的体积、砂液比、黏度及排量等参数确定
以最佳缝长及导流能力为优化目标，通过分段的软件模拟，确定所需的单段总液量及总支撑剂量，并设计了施工泵注程序，其中每个段塞体积为16～20m3，砂液比为3％～15％，排量为3～16m3/min，滑溜水粘度3～9mpa.s，胶液粘度25mpa.s。
(5)在步骤(4)的基础上，细分小段交替注入
综合现场操作可行性，将交替段塞注入细分为50小段，为了获得更好的非均匀支撑剂铺置效果，该井采用了低黏(3mpa·s)和高黏(9mpa·s)两种黏度的滑溜水携砂，加砂后期，采用黏度为25mpa·s的胶液，尾追大粒径支撑剂，以提高支撑剂的非均匀铺置。
(6)其它注入流程，包括顶替等操作，参照常规的技术要求，在此不赘。
该井采用新的段塞式加砂技术顺利完成压裂施工，压后日产气54000m3，较常规方法压裂的页岩气井产量提高20％以上。
对比例：
某页岩气井x井，采用常规设计方法，进行压裂施工改造，按照经验值，在完成全部前置液造缝的注入后，泵注一个井筒容量(15m3)的小粒径支撑剂打磨近井裂缝，设计每段15m3的段塞，进行支撑剂的交替泵注，共分30段注入，压裂过程中，支撑剂注入时，施工压力明显升高，表明近井裂缝打磨不充分，支撑剂进入相对困难，压后累计注入液量21250m3，砂量827.4m3，压后日产气35000m3，产量较低，且递减较快，改造效果明显低于实施新技术改造的页岩气井。