一种针对常压页岩气体体积压裂的施工方法与流程

本发明涉及地质勘探领域，具体涉及一种针对常压页岩气体体积压裂的施工方法。

背景技术：

油井生产到一定阶段后，产能和渗透率降低，为了增强排油能力，提高油井产量，人们发明了压裂工艺技术。压裂的方法分水力压裂和高能气体压裂两大类，水力压裂是靠地面高压泵车车组将流体高速注入井中，借助井底憋起的高压，使油层岩石破裂产生裂缝。为防止泵车停止工作后，压力下降，裂缝又自行合拢，在地层破裂后的注入液体中，混入比地层密度大数倍的砂子，同流体一并进入裂缝，并永久停留在裂缝中，支撑裂缝处于开启状态，使油流环境长期得以改善。当前水力压裂技术已成为人们首选的常用技术。特别对于油流通道很小，也就是渗透率较底的油层增产效果特别突出。

然而，受当前技术条件制约，在很多实际应用场景中，虽然压裂施工都获得成功，但压后效果一直不甚理想，压后产量远达不到经济开采价值。

技术实现要素：

本发明提供了一种针对常压页岩气体体积压裂的施工方法，在平面射孔的基础上，在水平井筒的上下两翼沿水平井筒的方向定向射两排孔，与所述平面射孔成正交态势。

在一实施例中，采用水力喷射或改进射孔枪结构及安装角度以实现所述平面射孔。

在一实施例中，所述方法包括：

确定关键储层参数；

根据所述关键储层参数，结合地质甜点及工程甜点位置，确定各平面射孔位置；

根据所述平面射孔位置进行射孔作业。

在一实施例中，确定各平面射孔位置，还包括：

结合气藏工程数值模拟结果确定各平面射孔位置。

在一实施例中，根据所述平面射孔位置进行射孔作业，包括：

下放水力压缩封隔器、连续油管水力喷射射孔装置以及常规油管带定向射孔装置到预定位置；

座封所述水力压缩封隔器；

利用所述连续油管水力喷射射孔装置进行水力喷射，进行平面射孔；

点火所述常规油管带定向射孔装置进行定向射孔；

解封所述水力压缩封隔器；

下放水力压缩封隔器、连续油管水力喷射射孔装置以及常规油管带定向射孔装置到下一预定位置并重复上述座封、射孔、解封操作；

重复上述操作直到将当前段内的所有射孔任务完成。

在一实施例中，所述方法还包括：

根据所述关键储层参数建立地质模型；

设置不同的裂缝长度、导流能力、裂缝间距以及裂缝长度布局，按正交设计原理，确定优化裂缝参数；

基于所述优化裂缝参数，模拟不同的压裂施工参数以及压裂材料参数下的裂缝几何形态以及尺寸，按正交设计方法，确定各段裂缝参数所需的实际压裂施工参数以及实际压裂材料性能要求；

基于所述实际压裂施工参数以及所述实际压裂材料性能要求进行压裂施工。

在一实施例中，所述方法还包括：

采用缝内暂堵的方法提升主裂缝净压力。

在一实施例中，采用缝内暂堵的方法提升主裂缝净压力，其中：

在压裂施工过程中采用常规方法提升主裂缝净压力并验证提升效果，所述常规方法包括提高压裂液黏度、排量以及施工沙液比；

如果采用常规方法提升主裂缝净压力的效果无法达到预期值，采用缝内暂堵的方法提升主裂缝净压力。

在一实施例中，实施一次或多次缝内暂堵操作，其中，根据实际施工进程以及最大液量设定确定缝内暂堵操作次数。

在一实施例中，重复进行压裂施工作业以及缝内暂堵作业，以实现未延伸裂缝方向的裂缝再次延伸及再次转向效果。

根据本发明的方法，能够大大提高储层改造体积，从而解决常压页岩气压裂技术压后效果无法达到预期、稳定产量远达不到经济开采价值的问题。采用本发明的方法，充分挖掘储层的生产潜力，有利于体积压裂技术的全面推广，对提高非常规油气藏的开发技术水平和经济效益具有重要意义。

本发明的其它特征或优点将在随后的说明书中阐述。并且，本发明的部分特征或优点将通过说明书而变得显而易见，或者通过实施本发明而被了解。本发明的目的和部分优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的步骤来实现或获得。

附图说明

附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1以及图2是根据本发明不同实施例的方法流程图。

具体实施方式

以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此本发明的实施人员可以充分理解本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程并依据上述实现过程具体实施本发明。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。

在现有技术条件下，在很多实际应用场景中，虽然压裂施工都获得成功，但压后效果一直不甚理想，压后产量远达不到经济开采价值。针对上述问题，本发明提出了一种针对常压页岩气体体积压裂的施工方法。

经过对现有技术存在的问题进行分析，现有的压裂技术存在的主要问题是裂缝的有效改造体积有进一步提升的空间。具体而言，主要表现在：

1)射孔方案不合理。螺旋式的射孔方式且每簇射孔长度相对较长，有的达1.5～2.0m，造成早期多裂缝、晚期少数裂缝的现象，而且每条裂缝只有一个孔眼进液，在晚期的裂缝条数少时势必单孔流量大幅增加，引起孔眼摩阻大幅增加，甚至会造成脱砂的被动局面。

2)主裂缝长度未达设计预期要求。由于每簇射孔长度大，簇内多缝现象严重，而目前的设计都基于簇内单缝的假设。如果因每簇射孔长度过长产生簇内多缝，则总体的裂缝长度就大为缩短。加上相互间的渗流干扰严重，裂缝的改造体积大为降低。

3)裂缝的复杂性程度不足。仅靠施工排量、压裂液黏度及施工砂液比等参数的调整，有时对主裂缝内的净压力的影响不大，特别是当压裂段岩石的脆性指数相对较高时更是如此。在这种情况下，裂缝缝长的延伸速度起支配作用，缝宽几乎不增加或增加幅度非常有限(因簇内多缝，即使缝长延伸占主导，也难以达到设计的簇内单缝的缝长要求)。因此，主裂缝内的净压力难以提升(主要靠提高缝宽来实现)，因此，裂缝的复杂性程度难以提高。

4)裂缝的非对称延伸情况较为普遍。由于页岩的非均质性相对较强，缝长的延伸很难是对称的，大量的裂缝监测结果也证明，双翼缝长的差别较大。

基于上述分析，在本发明的方法中，首先对压裂施工流程中的射孔环节进行改进。具体的，在一实施例中，在平面射孔的基础上，在水平井筒的上下两翼沿水平井筒的方向定向射两排孔，与平面射孔成正交态势。

进一步的，在一实施例中，采用水力喷射或改进射孔枪结构及安装角度以实现平面射孔。

平面射孔可保证多个孔眼同时进液，且进单一的裂缝内，可极大促进裂缝的扩展速度，包括长、宽、高三个方向的。因此，单一裂缝的净压力高，诱导应力也高，在相同缝间距的情况下，可加速地应力的转向和复杂裂缝的形成。

而沿水平井筒方向射孔的上下两排孔眼，由于开始时每个孔眼单独起裂和延伸裂缝，相互间距离相对较小，应力干扰作用非常强，很快会在相邻两个平面射孔的距离内，形成足够高的应力屏障，使几乎所有的沿水平井筒方向射孔的裂缝接近同步停止延伸，此时，应只有平面射孔的裂缝继续正常延伸。随着裂缝延伸的进行，诱导应力干扰作用越来越大，总有某个时间点，会在两个相邻的平面射孔的裂缝间实现裂缝的转向和复杂裂缝的形成。而且，由于裂缝内的净压力在井筒处最大，换言之，如果出现裂缝的转向，会在井筒处优先出现。而以往单纯平面射孔时，两个平面射孔间无射孔，因此无法在井筒处出现转向缝或纵向缝(裂缝方向与水平井筒方向一致)。同样地，以往的螺旋式射孔虽然在井筒的上下位置处有孔眼分布，但因一般采用60度相位角，孔眼间的距离相对较大，因此，即使出现裂缝转向或最终形成了纵向裂缝，但由于进液的孔数少，转向缝或纵向缝的延伸程度也不够大。

值得指出的是，没有在水平井筒处出现纵向缝，在转向效果会大打折扣，因万一发生了应力转向效果，出现了转向裂缝(比原先的裂缝有一定夹角)，这种转向裂缝距离水平井筒也有一定的距离(因水平井筒本身也产生一定的诱导应力，在距离水平井筒近时，转向裂缝也难以形成)。根据本发明的方法，可以充分利用水平井筒，使复杂裂缝的效果大幅度提高。

接下来基于流程图详细描述本发明实施例的实施过程。附图的流程图中示出的步骤可以在包含诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行。虽然在流程图中示出了各步骤的逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。

如图1所示，在一实施例中，施工流程包括以下步骤：

s110，确定关键储层参数；

s120，根据步骤s110确定的关键储层参数，结合地质甜点及工程甜点位置，确定各平面射孔位置；

s130，根据步骤s120确定的平面射孔位置进行射孔作业。

具体的，在步骤s110中，关键储层参数包括岩性、物性、含气性、岩石力学及三向地应力、层理/纹理及天然裂缝发育情况。采用常规的地震、录井、测井、岩心分析方法确定。

进一步的，在一实施例中，在步骤s120中，结合气藏工程数值模拟结果(基于常用的压后产量动态预测模拟软件eclipse，确定最佳的缝间距)确定各平面射孔位置。

进一步的，在一实施例中，步骤s130包括以下流程：

下放水力压缩封隔器(第一段压裂不下)、连续油管水力喷射射孔装置以及常规油管带定向射孔装置到预定位置；

座封所述水力压缩封隔器；

利用所述连续油管水力喷射射孔装置进行水力喷射，进行平面射孔；

点火所述常规油管带定向射孔装置进行定向射孔；

解封所述水力压缩封隔器；

下放水力压缩封隔器、连续油管水力喷射射孔装置以及常规油管带定向射孔装置到下一预定位置并重复上述座封、射孔、解封操作；

重复上述操作直到将当前段内的所有射孔任务完成。

进一步的，如图2所示，在一实施例中，施工方法还包括以下步骤：

s240，根据步骤s210确定的关键储层参数建立地质模型；

s250，设置不同的裂缝长度、导流能力、裂缝间距以及裂缝长度布局，按正交设计原理，确定优化裂缝参数；

s260，基于步骤s250确定的优化裂缝参数，模拟不同的压裂施工参数以及压裂材料参数下的裂缝几何形态以及尺寸，按正交设计方法，确定各段裂缝参数所需的实际压裂施工参数以及实际压裂材料性能要求；

s270，基于步骤s260确定的实际压裂施工参数以及实际压裂材料性能要求进行压裂施工。

具体的，在一实施例中，在步骤s250中，应用eclipse数值模拟软件，设置不同的裂缝长度、导流能力、裂缝间距及裂缝长度布局(等缝长、u型缝长分布或w型缝长分布等)，按正交设计原理，最终确定优化的裂缝参数。

进一步的，在一实施例中，在步骤s260中，应用常用的裂缝扩展模拟软件meyer，模拟不同的压裂施工参数及压裂材料参数下的裂缝几何形态及尺寸，同样按正交设计方法，最终确定各段裂缝参数需要的压裂施工参数及压裂材料性能要求。具体包括总压裂液量、前置液量、排量、总支撑剂量、施工砂液比等。

进一步的，在一实施例中，在进行压裂施工前，还进行酸预处理根据岩性的矿物组分，结合目标井层的岩心，进行酸溶蚀率实验及配伍性等实验，从中优选最佳的酸类型及配方体系。

进一步的，在一实施例中，在进行整体压裂施工前，还进行小型测试压裂施工。具体的，根据设计要求，如需要小型测试压裂，则进行对应的施工及数据解释。一般小型测试压裂，一般在第一段或穿行不同层位时选择某一段进行。目的是准确掌握每个目的层的储层特性参数。

进一步的，在一实施例中，在步骤s270中，按步骤s260确定的压裂施工参数进行正常压裂注入施工。具体的，为确保既能增加主裂缝内净压力又能最大限度地降低主裂缝的净压力梯度(保证主裂缝内的压力尽量接近，一旦出现转向缝或复杂裂缝，则整个主裂缝长度范围内都能出现类似的效果)的效果，最大限度地提高低黏滑溜水的比例，并采用高黏度压裂液段塞的方式，以持续多次提升主裂缝的净压力。

进一步的，在一实施例中，采用缝内暂堵的方法提升主裂缝净压力。

具体的，在一实施例中，施工方法还包括以下步骤：

在压裂施工过程中采用常规方法提升主裂缝净压力并验证提升效果，常规方法包括提高压裂液黏度、排量以及施工沙液比；

如果采用常规方法提升主裂缝净压力的效果无法达到预期值，采用缝内暂堵的方法提升主裂缝净压力。

具体的，在一实施例中，实施一次或多次缝内暂堵操作，其中，根据实际施工进程以及最大液量设定确定缝内暂堵操作次数。

具体的，在一应用场景中，如在步骤s270中提高压裂液黏度、排量及施工砂液比等方法对净压力提升效果不明显(观察井口压力的上升情况及上升速度，如果在一定时间内压力上升幅度小于3-5mpa，或压力上升速度小于1mpa/min，则应当采用缝内暂堵方法强制缝内净压力的上升)，则采用缝内暂堵方法。

此时，根据室内实验结果放大效应(室内实验的仪器尺寸与现场预期的裂缝尺寸进行放大)，将设计的暂堵剂用量(实验确定最佳的粒径分布)注入井底。为实现更好的暂堵效应，注入排量可适当降低到设计最大排量的70％左右。压力上升幅度应超过5mpa,否则，实时调整有关参数，确定封堵的压力上升效果。

进一步的，根据施工进程及设计的最大液量等参数，可进行2次以上的暂堵施工作业，以取得最佳的效果。

暂堵后可能有两个效果，一是已延伸缝长内的裂缝转向，二是未延伸方向的再次沿主裂缝方向延伸。从理论上分析，在已延伸裂缝方向的裂缝转向难度要大于未延伸裂缝在主裂缝方向的延伸。因此，在一实施例中，重复进行压裂施工作业以及缝内暂堵作业，以实现未延伸裂缝方向的裂缝再次延伸及再次转向效果。

进一步的，在压裂施工以及暂堵作业之后，执行顶替、压裂后续段、一起返排及求产等流程。

接下来基于具体应用实例描述本发明方法的执行流程以及效果。

以下实施例仅用于进一步说明本发明，但不限制本发明。

实施例一：以某页岩气区块x井为例，对本发明进一步详细说明：

(1)关键储层参数的精细评价

根据地震、录井、测井、岩心分析等参数，进行储层岩性、物性、含气性、岩石力学及三向地应力、层理/纹理及天然裂缝发育情况的评价。

(2)平面射孔位置的确定

在(1)的基础上，结合地质甜点及工程甜点位置，确定各平面射孔的位置。

(3)射孔作业

该井采用水力压缩式封隔器+连续油管水力喷射射孔装置+常规油管带定向射孔装置，进行平面射孔作业。

(4)裂缝参数系统及压裂施工参数的优化

根据地质资料，优化裂缝参数，确定了泵注程序，其中，设计总压裂液量32150m³、总支撑剂量982.5m³。

(5)酸预处理

按照(4)的泵注程序设计，进行注酸处理。

(6)缝内暂堵施工

该井采用缝内暂堵方法，提高缝内静压力。施工过程初期，通过提高液量和砂量提高缝内静压力，后期，注入暂堵剂，并降低排量至14m³/min，进行了一次暂堵作业，进一步提高了缝内静压力。

(7)暂堵后的施工

按照施工设计程序，顺利完成了剩余施工设计，最终液量和砂量的符合率均接近100％。

该井按照新的射孔方式和暂堵施工工艺施工后，日产气高达97000m³，较同区块其他井，产量提高56％以上，增产效果明显。

实施例二：以某页岩气区块y井为例，对本发明进一步详细说明：

(1)关键储层参数的精细评价

根据地震、录井、测井、岩心分析等参数，进行储层岩性、物性、含气性、岩石力学及三向地应力、层理/纹理及天然裂缝发育情况的评价。

(2)平面射孔位置的确定

在(1)的基础上，结合地质甜点及工程甜点位置，确定各平面射孔的位置。

(3)射孔作业

该井采用水力压缩式封隔器+连续油管水力喷射射孔装置+常规油管带定向射孔装置，进行平面射孔作业。

(4)裂缝参数系统及压裂施工参数的优化

根据地质资料，优化裂缝参数，确定了泵注程序，其中，设计总压裂液量28450m³、总支撑剂量851m³。

(5)酸预处理

按照(4)的泵注程序设计，进行注酸处理。

(6)缝内暂堵施工

该井施工过程初期，通过提高液量和砂量提高缝内静压力效果不明显，因此，采用暂堵工艺提高缝内静压力，共进行了两次暂堵剂注入，压力分别提高了10mpa和8mpa，缝内静压力提高明显。

(7)暂堵后的施工

按照施工设计程序，顺利完成了剩余施工设计，最终液量和砂量的符合率均接近100％。

该井按照新的射孔方式和暂堵施工工艺施工后，日产气高达110000m³，较同区块其他井，产量提高60％以上，增产效果明显。

对比按照现有技术常规施工方法的应用场景：以某页岩气区块a井为例，该井采用常规压裂方法压裂，根据施工程序，施工总液量42270m³，砂量1021.6m³，施工后，日产气88000m³，产量较低，且递减速度快。

综上，根据本发明的方法，能够大大提高储层改造体积，从而解决常压页岩气压裂技术压后效果无法达到预期、稳定产量远达不到经济开采价值的问题。采用本发明的方法，充分挖掘储层的生产潜力，有利于体积压裂技术的全面推广，对提高非常规油气藏的开发技术水平和经济效益具有重要意义。

虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。本发明所述的方法还可有其他多种实施例。在不背离本发明实质的情况下，熟悉本领域的技术人员当可根据本发明做出各种相应的改变或变形，但这些相应的改变或变形都应属于本发明的权利要求的保护范围。