一种确定页岩气井压裂设计中滑溜水与胶液混合比的方法与流程

本发明属于油气藏水力压裂增产改造领域，具体涉及一种确定页岩气井压裂设计中滑溜水与胶液混合比的方法，适用于页岩气水平井压裂设计范畴中，压裂液类型的选用。

背景技术：

在页岩气井压裂设计中，主要目标是形成一定导流能力的复杂缝或网络缝，常常会采用混合压裂技术方法，低粘高降阻滑溜水体系进入脆性页岩形成复杂缝或网络缝，胶液携砂支撑主裂缝，然而目前没有确定滑溜水与胶液的混合比的方法，通常是主观进行设计，无计算过程，且施工中匹配性较差。

技术实现要素：

本发明的目的在于解决上述现有技术中存在的难题，提供一种确定页岩气井压裂设计中滑溜水与胶液混合比的方法，可根据每口井的具体特点，定量求出滑溜水与胶液的混合比，为压裂液的选取提供依据。

本发明是通过以下技术方案实现的：

一种确定页岩气井压裂设计中滑溜水与胶液混合比的方法，采用数值模拟和压裂模拟方式确定页岩气压裂井所需导流能力、综合砂液比和施工规模，然后根据地层特点和滑溜水及胶液主要性能，计算得到滑溜水与胶液的混合比。

所述方法包括：

(1)根据页岩脆性、水平地应力差、层理发育程度及天然裂缝发育特征，提出页岩气井压裂思路及施工模式；

(2)采用数值模拟和压裂模拟方式确定页岩气压裂井所需导流能力、综合砂液比和施工规模；

(3)根据页岩的特点，选择混合压裂类型；

(4)根据选择的混合压裂类型，利用压裂模拟软件计算得到压裂液量k和前置液比例q，确定滑溜水段塞式加入中砂阶段滑溜水的携砂砂比s1、确定胶液段塞式加入中砂、粗砂阶段的携砂砂比s2；假定滑溜水的体积为x，胶液的体积为y，x+y＝k；滑溜水段塞式加入粉陶的量b是常数量；

(5)根据k、b、q、s1、s2、s得到x的值和y的值，进而获得滑溜水与胶液的混合比：y/(x+y)*100％。

所述步骤(2)是这样实现的：

输入地层渗透率、含气饱和度、厚度、孔隙度、水平段长、压力系数和基础裂缝缝长及裂缝导流能力，利用数值模拟软件确定目标页岩气层所需要的裂缝长度和导流能力，针对导流能力的需求，进行支撑剂导流能力测试评价，模拟地层闭合压力和温度，采用导流能力仪器测试裂缝导流能力，设定不同铺砂浓度条件进行测试，优选达到数值模拟中的裂缝长度、导流能力要求导流能力的支撑剂；

输入同等液量规模、不同砂量条件、模拟要求，利用压裂模拟软件获得达到所需裂缝导流能力所需要的支撑剂量，利用支撑剂量和压裂液量确定综合砂液比：

s＝支撑剂量/压裂液量。

所述步骤(3)中的混合压裂类型包括：

第一种混合压裂类型：预处理酸液+滑溜水+胶液；

第二种混合压裂类型：预处理酸液+胶液+滑溜水+胶液，该种压裂模式适用于缝高难以延伸的地层。

所述步骤(5)中的根据k、b、q、s1、s2、s得到x的值和y的值是利用下面的方程组实现的：

x＝k-[k*s-b-(1-q)*k*s1]/(s2-s1)

y＝[k*s-b-(1-q)*k*s1]/(s2-s1)。

所述s1的数值范围为2％-12％。

所述s2的数值范围为10％-18％。

与现有技术相比，本发明的有益效果是：利用本发明能够根据地层特点准确计算出滑溜水与胶液混合比，为页岩气井压裂设计提供较好的依据。

附图说明

图1本发明方法的步骤框图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细描述：

本发明通过研究压裂技术的针对性，提出了一种简便的确定滑溜水与胶液混合比的方法，便于压裂设计应用，主要的做法是采用数值模拟和压裂模拟手段，确定页岩气压裂井所需导流能力、综合砂液比和施工规模，根据地层特点和滑溜水及胶液主要性能，合理计算滑溜水和胶液的混合比。

本发明方法如图1所示，包括：

s1，页岩气井压裂设计中，根据页岩脆性、水平地应力差、层理发育程度及天然裂缝发育特征，提出页岩气井压裂思路及主要施工模式；

s2，根据eclipse数值模拟软件(斯伦贝谢)，输入地层渗透率、含气饱和度、厚度、孔隙度、水平段长、压力系数和基础裂缝缝长及裂缝导流能力，可确定目标页岩气层所需要的裂缝长度和导流能力，针对导流能力需求，开展支撑剂导流能力测试评价，模拟地层闭合压力和温度，采用导流能力仪器测试裂缝导流能力，重点测试不同铺砂浓度条件下，优选达到数模要求导流能力的支撑剂，根据meyer压裂模拟软件，输入同等液量规模条件下，不同砂量条件,模拟要求，达到所需裂缝导流能力所需要的支撑剂量，支撑剂量/压裂液量即可以确定综合砂液比s。

s3，页岩气井压裂设计中，根据页岩的特点，选择混合压裂类型，如部分页岩地层采取“预处理酸液+滑溜水+胶液”的压裂模式，也有缝高难以延伸的地层会采用“预处理酸液+胶液+滑溜水+胶液”。

s4，以一种压裂模式为例，如“酸液+滑溜水+胶液”，其中总压裂液量k根据压裂模拟计算(这是根据软件模拟计算的)得出，预处理酸液的用量通常比例较少，在此忽略，滑溜水+胶液＝k，假定滑溜水为x，胶液为y，通常滑溜水+胶液混合压裂的阶段为“一段滑溜水净液+滑溜水段塞式加入粉陶+滑溜水段塞式加入中砂+胶液段塞式加入‘中砂+粗砂’”，其中一段滑溜水净液+滑溜水段塞式加入粉陶可视为前置液阶段，前置液比例q可压裂模拟给出(压裂软件模拟所得)，通常为40％-50％，滑溜水段塞式加入粉陶的量b也是常数量，而滑溜水段塞式加入中砂需要明确该阶段滑溜水的携砂砂比s1(泵序设计的砂比大部分根据经验给出，通常为3％-5％-7％-8％-9％递增)，如最小设置为2％，最大为12％，则该阶段滑溜水携砂的平均砂液比为3％(一半的液量为段塞液)(假设都是不同砂比50m³段塞和50m³净液交互注入，6个交互注入段，600m³液量加入18m³砂量，所以综合砂液比为3％)，胶液段塞式加入‘中砂+粗砂’，也需要明确该阶段的携砂砂比s2(泵序设计的砂比大部分根据经验给出，通常为13％-15％-17％递增)，如最小设置为10％，最大为18％，则该阶段胶液携砂的平均砂液比为7％；

s5，根据第三步的假设，则生成出方程组，分别为：

x+y＝k

{b+[(1-q)k-y]*s1+y*s2}/k＝s

由于k、b、q、s1、s2、s均为已知量，因此x值和y值即可求出

x＝k-[k*s-b-(1-q)*k*s1]/(s2-s1)

y＝[k*s-b-(1-q)*k*s1]/(s2-s1)。

“预处理酸液+胶液+滑溜水+胶液”的模式，通常压裂手段确定前置胶液用量，因此仅比“酸液+滑溜水+胶液”多一个常数(多出一部分前置胶液用量，)，采用同样的计算方法也可计算出x值和y值。

(6)计算出滑溜水体积x和胶液体积y，则可以计算出胶液占比：y/(x+y)*100％。

本发明的一个实施例如下：

某口水平井与邻井间距为600m，埋藏深度约为2400m，闭合压力约为52mpa，预计波及半缝长为300m以内，通过输入地层特征，模拟计算压裂液规模为1800m3，采用3簇压裂，波及缝长达到280m，数值模拟计算该井导流能力需求为1dc.cm以上，根据低密度陶粒的导流能力，预计综合砂液比为3.5％可满足要求，加砂规模合计为63m³，其中100目为7m³，40/70目支撑剂50m³，30/50目支撑剂为6m³，通过优化，采用“预处理酸+滑溜水+胶液”的压裂模式进行压裂，前置液比例设计为50％(含粉砂打磨段)，其中滑溜水粘度为8-12mpa.s，携带40/70目支撑剂砂比最大预计为15％，而胶液粘度达到40-50mpa.s，携带40/70目支撑剂砂比最大预计为22％，携带30/50目砂比为20％。通过下列公式计算：

x＝k-[k*s-b-(1-q)*k*s1]/(s2-s1)

y＝[k*s-b-(1-q)*k*s1]/(s2-s1)

求得x＝1470，y＝330

即滑溜水与胶液混合比为82:18。

最终根据该混合比进行设计，压裂施工成功率95％以上，该井无阻流量达到30万方/天以上，获得了较好的效果。

上述技术方案只是本发明的一种实施方式，对于本领域内的技术人员而言，在本发明公开了应用方法和原理的基础上，很容易做出各种类型的改进或变形，而不仅限于本发明上述具体实施方式所描述的方法，因此前面描述的方式只是优选的，而并不具有限制性的意义。