一种适用于常压页岩气加密井的少液多砂压裂方法与流程

1.本发明涉及一种适用于常压页岩气加密井的少液多砂压裂方法，属于石油开采技术领域。


背景技术：

2.加密井与前期邻井空间关系复杂，压窜可能性高，存在采空区漏失、裂缝不对称的情况，区域内储量未充分动用，且邻井压裂后经过了较长时间的生产，与初始情况相比，加密井经过的区域，含气性大幅度降低，地层压力也大幅度降低，因此，加密井压裂要想取得突破，难度更大。
3.其主要原因为：一是邻井压后生产，已采出了大量的页岩气，导致地层压力的大面积亏空，地层压力的降低，导致地应力降低及有效渗透率的降低，需要更加有效渗流通道才能取得较好的效果；第二，邻井压后长期生产，压裂裂缝及生产引起的诱导应力降低效应，存在着促使两向水平应力差降低，趋于应力各向同性，裂缝的起裂方向及后续延伸过程不易形成主导性延伸缝，近井带易形成的复杂缝，小尺度裂隙及纹层缝得不到有效充填和支撑，导致裂缝的复杂程度及压后稳产效果变差。
4.常压页岩气藏埋深区间在500-5000米，储层埋深变化大，支撑剂粒径、砂液比及加砂量与多尺度裂缝很难完全匹配。加砂程序激进，可能诱发早期砂堵，但段塞式加砂过于保守，则造缝体积的利用率偏低，也难以提高有效的裂缝改造体积。裂缝有效改造体积的维持时间短或者递减率高，其核心是铺砂浓度低导致的裂缝导流能力低，在高闭合应力条件下，支撑剂的破碎、嵌入导致裂缝的导流能力递减更为加剧。
5.因此，有必要针对常压页岩气加密井提出一种新的压裂方法。


技术实现要素：

6.本发明要解决的技术问题是提供一种有效提高裂缝铺砂浓度和支撑效果，进而提高常压页岩储层的开发和改造效果的适用于常压页岩气加密井的少液多砂压裂方法。
7.为了解决上述技术问题，本发明的适用于常压页岩气加密井的少液多砂压裂方法，包括以下步骤：
8.a、关键页岩气储层参数评价；
9.b、射孔位置确定及射孔作业：
10.对邻井的井眼轨迹及射孔位置和加密井的井眼轨迹的大地坐标进行投影，测量加密井与相邻井的之间连线在投影面的直线距离，在加密井上对应邻井桥塞的位置进行加密射孔；
11.c、裂缝参数模拟，确定压裂工艺主体参数；
12.d、酸预处理作业：作业过程中，每段用酸量10-20m3，排量1-2m3/min；
13.e、前置低黏压裂液高排量造缝；
14.f、多级变参数混合支撑剂连续加砂；
15.g、依据压力波动特征控制；
16.h、顶替作业，进行剩余段压裂施工。
17.进一步地，所述步骤c中，利用页岩气储层参数资料使用软件模拟，以最佳缝长及导流能力为优化目标，确定单段压裂所需的总液量、总支撑剂量、施工排量、液体黏度等压裂关键参数。
18.再进一步地，所述步骤e中，采用抗盐变粘一体化压裂液，通过在水中加入乳液型稠化剂制成，粘度实时调整，降阻率》70％，表面张力《30mn/m。
19.再进一步地，所述步骤e中，泵注前置液阶段，在套管限压条件下，快速提至高排量，前置液采用低粘滑溜水进行前期造缝压裂施工，黏度为9-12mpa
·
s，前置液量为3-4倍井筒容积液量。
20.再进一步地，所述步骤f中，采用多级变参混合加砂一段式连续加砂方式对储层进行逐段压裂施工。
21.再进一步地，所述步骤f中，初始砂液比9-12％，视井口延伸压力情况：当井口延伸压力≤68mpa，初始砂比为11-12％开始加砂；当井口延伸压力＞68mpa，初始砂比8-10％开始加砂；阶梯式提高砂液比，砂液比的增加幅度不限定于每次1％，持续提高砂液比加砂直至完成该段设计总砂量的注入。
22.再进一步地，所述步骤f中，每个砂液比的携砂液量为1.5倍井筒容积，观察支撑剂进入地层后压力情况；若压力平稳，继续增加砂液比；压力小幅上升时，持续当前砂液比加砂，待压力稳定后再增加砂液比。
23.再进一步地，所述步骤f中，支撑剂采用70/140目、40/70目、30/50目、20/40目支撑剂；其中，支撑剂类型可选石英砂或陶粒；
24.再进一步地，所述步骤f中，压裂过程中在井筒径向方向形成的缝宽由宽变窄，所说的多级变参数混合连续加砂方式，选用两种或三种粒径支撑剂的多级变参混合加砂。
25.再进一步地，所述步骤g中，当井口压力上升速度≤3.0mpa/min，则增加此砂液比下携砂液的体积，观察压力变化趋势，待压力平稳后，阶梯提砂液比持续加砂；当井口压力上升速度＞3mpa/min，则采用少量中-高粘滑溜水冲携处理砂塞，降低缝口砂堤高度，待压力平稳后，恢复低粘滑溜水携砂造缝，阶梯提砂液比持续加砂。
26.再进一步地，所述步骤h中，顶替量为2倍井筒容积，先泵注20m3的中-高黏度滑溜水压裂液，黏度20-25mpa.s，清扫井筒内的沉砂，防止下段泵送桥塞射孔工具遇卡，剩余顶替液量仍采用低黏度9-12mpa.s的低黏度滑溜水顶替，直到注完2倍井筒容积液量为止。
27.本发明具有如下效果：
28.(1)其步骤中采用了多级变参数支撑剂混合一段式连续高砂比加砂技术，充分考虑了造缝过程中支撑剂的加入时机、粒径大小、砂液比及砂量，以实现不同尺度的造缝空间都能饱和充填支撑剂的目标，同时持续高砂比加砂起到缝内暂堵作用，促使主裂缝内的净压力升高，实现裂缝发生转向进而提高了裂缝的复杂性，采用粒径组合高砂液比施工方法，不断试探性加砂，在避免砂堵的情况下提高了砂液比，减少了压裂液用量，实现少注液多加砂的高效压裂，极大地提高裂缝系统的铺砂效率、造缝效果及复杂性指数，从而有效提高了常压页岩气藏的加密井压后增产和稳产效果，实现降本增效。
29.(2)较现有常规的段塞式加砂压裂改造，支撑剂支撑裂缝长度可提升12％以上，加
砂强度可提高30％以上，节约用液量10％以上，提高裂缝导流能力和有效支撑裂缝体积，减少了压裂液浸泡对储层造成伤害，同时避免了压串沟通邻井缝网，影响邻井的生产。
30.(3)整个压裂方法，简单易行，成本可控，操作性强，提高了常压页岩储层加密井的开发和改造效果，能够满足页岩油气井提高压裂施工成功率的需要，应用效果显著，具有非常广阔的应用前景。
附图说明
31.图1为本发明中的方案现场应用的某段加砂压裂曲线图。
具体实施方式
32.下面结合附图和具体实施方式，对本发明的适用于常压页岩气藏加密井的少液多砂压裂方法作进一步详细说明。
33.如图所示，本发明的适用于常压页岩气藏加密井的少液多砂压裂方法，包括以下步骤：
34.a、关键页岩气储层参数评价；
35.储层参数评价包括常压页岩气储层的岩性参数、物性(包括孔隙性和渗透性)参数、岩石力学参数、地应力等，天然裂缝发育特征及层理缝(包括高角度天然裂缝及水平方向的纹理缝)占比情况。
36.储层的常规评价手段可采取测井、录井、试井及岩心实验等方法，对天然裂缝及层理缝的评价，除了肉眼直观观察岩心外，还有岩心薄片、ct扫描电镜、fmi成像测井等方法。储层的常规评价手段和天然裂缝及层理缝的评价手段的具体操作是本领域普通技术人员所知悉的，在此不赘述。
37.b、射孔位置确定及射孔作业：
38.为提高地层储量动用率，分析相邻老井轨迹的平面立体位置关系及压裂参数。对邻井的井眼轨迹及射孔位置和加密井的井眼轨迹的大地坐标进行投影，测量加密井与相邻井的之间连线在投影面的直线距离，在加密井上对应邻井桥塞的位置进行加密射孔，优选高气测、低伽马、低钻时、低应力的位置射孔，结合伽马、气测数据，优化射孔位置，达到精细化改造的目的；
39.例如：可在加密井上相对与老井桥塞上下40m的位置上加密射孔，及与老井射孔位置相交错布孔，同时在高气测显示段加密射孔。综合考虑以上因素作为射孔位置选择依据。
40.单段采用6-8簇射孔，0.4-0.5m/簇。螺旋布孔，变密度射孔，6簇射孔的层段由底到顶每簇孔数由6孔(底部2簇)-5孔(中间2簇)-4孔(顶部2簇)，共30孔；8簇射孔的层段由下到上每簇孔数由5孔(底部2簇)-4孔(中间4簇)-3孔(顶部2簇)，共32孔。采用大孔径弹射孔孔径16mm，提高近井地带改造程度。
41.c、裂缝参数模拟，确定压裂工艺主体参数，具体步骤为：
42.利用已有的页岩气储层参数资料使用专业软件模拟，以最佳缝长及导流能力为目标，确定单段压裂所需的总液量、总支撑剂量、施工排量、液体黏度等压裂关键参数；优化出常压页岩气加密井压裂关键参数：排量15-17m3/m；加砂强度2-2.2m3/m，注液强度25-30m3/m，综合砂液比10-12％；
43.具体的说，在步骤a中储层参数评价的基础上，采用建模软件建立地质模型，设置不同的缝长、导流能力、裂缝布局等，模拟最终产量相对最高的裂缝参数系统。在此基础上，应用成熟的裂缝扩展模拟软件(如fracpro pt、meyer或gofher等)，模拟在一个压裂段的泵注过程，获取不同泵注阶段对应的裂缝扩展分布情况，以及实现上述裂缝参数所需要的主体工艺参数，包括压裂液总液量、施工排量、支撑剂量等，用专业软件进行储层地质建模和裂缝扩展的模拟的具体操作是本领域普通技术人员所知悉的，在此不赘述。
44.d、酸预处理作业：作业过程中，可采用盐酸配方或稀土酸配方，每段用酸量10-20m3，排量1-2m3/min；根据岩心的酸溶蚀率实验前后测试，优选15％的盐酸进行预处理，以降低破裂压力，改善近井带裂隙的渗流能力。
45.e、高排量前置低黏压裂液造缝；可采用抗盐变粘一体化压裂液，通过在水中加入乳液型稠化剂制成，更优选地，抗盐变粘一体化压裂液可与邻井压后高矿化度的返排液混合后携砂泵注；粘度实时调整，降阻率》70％，表面张力《30mn/m；前置液采用低粘滑溜水进行前期造缝压裂施工，黏度为9-12mpa
·
s，泵注前置液液量为3-4倍井筒容积的低黏滑溜水，在套管限压条件下，快速提至高排量，泵注完前置液量进行下一步的低黏滑溜水携砂施工。
46.具体地说，根据步骤c确定的关键参数进行泵注低粘滑溜水，在限压下快速提排量的策略进行施工注入，形成高压差打开多个射孔簇，建立裂缝通道，如上所述，优选低粘滑溜水，通过在压裂液中加入抗盐一体化乳液型稠化剂制成；所使用的抗盐一体化乳液型压裂液可与周边排采井的返排液配液使用，乳液型稠化剂的添加浓度为0.10％-0.13％，黏度为9-12mpa
·
s，低黏度滑溜水可最大限度地沟通和扩展基质的微裂隙系统。
47.f、压裂过程中在井筒径向方向形成的缝宽由宽变窄，采用多级变参数混合支撑剂连续加砂，优选地，可采用两种或三种粒径支撑剂的多级变参混合加砂一段式连续加砂方式对储层进行逐段压裂施工。
48.其中，连续式加砂方式是一段式连续不间断加砂模式，初始砂液比逐步升高至设计最高砂液比后保持高砂液比加砂，直至完成该段总设计砂量的压裂注入；初始砂液比是指泵注设计的最低砂液比；采用两种或三种或更多种粒径的支撑剂混合注入，实现两种或三种粒径支撑剂的多级变参混合加砂；
49.具体而言，在常压页岩气压裂实施方案中，优选两种粒径支撑剂的五级变参混合加砂(70/140目、40/70目支撑剂)：70/140目与40/70目的体积比＝1:0—2:1—1:1—1:2—0:1；其中70-140目的支撑剂占50-60％，40-70目的支撑剂占40-50％；70/140目支撑剂含有70/140目石英砂和70/140目陶粒，40/70目的支撑剂含有40/70目的石英砂和40/70目的超低密陶粒；当然，更优选采用三种粒径支撑剂的六级变参混合加砂：70/140目、40/70目、30/50目的体积比＝1:0:0—2:1:0—1:1:0—0:2:1—0:1:2—0:0:1；其中，70-140目的支撑剂占20-30％，40-70目的支撑剂占40-50％，30/50目的支撑剂占20-30％，探索不同泵注阶段裂缝的吃砂能力，达到快速提砂比，少用液多加砂的目的，保证压裂施工的顺利进行，同时降低了施工费用；
50.以上述其中的一种数据为例：在常压页岩气压裂的具体实施方案中，先加70/140目支撑剂，泵注砂量为单段总砂量的30％；施工压力平稳切换支撑剂为70/140目与40/70目的混合支撑剂(体积比2:1)，泵注砂量为单段总砂量的10％；施工压力平稳切换支撑剂为
70/140目与40/70目的混合支撑剂(体积比1:1)，泵注砂量为单段总砂量的30％；施工压力平稳切换为支撑剂70/140目与40/70目的混合支撑剂(体积比1:2)，泵注砂量为单段总砂量的20％；施工压力平稳切换支撑剂为40/70目的支撑剂，泵注砂量为单段总砂量的10％，完成单段加砂量。其中70/140目支撑剂的用量为总支撑剂体积用量的50-60％，40/70目支撑剂的用量为总的支撑剂体积用量的40-50％。
51.施工时，初始砂液比9-12％，视井口延伸压力情况：当井口延伸压力≤68mpa，初始砂比为11-12％开始加砂；当井口延伸压力＞68mpa，初始砂比8-10％开始加砂；阶梯式提高砂液比，砂液比的增加幅度不限定于每次1％，持续提高砂液比加砂直至完成该段设计总砂量的注入。
52.每个砂液比的携砂液量为1.5倍井筒容积，观察支撑剂进入地层后压力情况；若压力平稳，继续增加砂液比；压力小幅上升时，持续当前砂液比加砂，待压力稳定后再增加砂液比。
53.g、依据压力波动特征控制，具体方法为：
54.当井口压力上升速度≤3mpa/min，则增加此砂液比下携砂液的体积，观察压力变化趋势，待压力平稳后，阶梯提砂液比持续加砂；当井口压力上升速度＞3mpa/min，则采用少量中-高粘滑溜水冲携处理砂塞，降低缝口砂堤高度，待压力平稳后，恢复低粘滑溜水携砂造缝，阶梯提砂液比持续加砂；若压力继续抬升，降1％-2％砂液比加砂，待压力平稳后，恢复低粘滑溜水携砂造缝，阶梯提砂液比持续加砂；采用粒径组合高砂液比施工方法，不断试探性加砂，在避免砂堵的情况下提高了最终砂液比，实现少注液多加砂。
55.h、顶替作业，进行剩余段压裂施工。具体施工时，顶替量为2倍井筒容积，先泵注20m3的中-高黏度滑溜水压裂液，黏度20-25mpa.s，清扫井筒内的沉砂，防止下段泵送桥塞射孔工具遇阻，剩余顶替液量仍采用低黏度9-12mpa.s的低黏度滑溜水顶替，直到注完2倍井筒容积液量为止。
56.下面以中国重庆南川某常压页岩气加密井a井(垂深3100m，水平段长2133m)为例对其效果进行验证：
57.a井与邻井b井水平段空间展布情况：a井与邻井b井平面距离348-355m，空间距离369-407m；与其余邻井的空间及平面距离均大于150m。采用根据本发明提供的压裂方法对a井进行体积压裂，采用交错变密度射孔+控液提砂+高强度加砂的改造思路进行改造，包括以下步骤。
58.步骤1，对a井及周边邻井页岩储层天然裂缝及层理缝进行精细评价。通过测井、录井、试井资料、岩心资料等，准确评估储层岩性、物性、岩石力学、地应力剖面等参数，用于压裂方案的设计。a井储层岩性为灰黑色碳质页岩，孔隙度4.1％，弹性模量30gpa，泊松比为0.22，压力系数1.0。高导缝不发育，高阻缝较发育。
59.步骤2，对a井的井眼轨迹和邻井b井的井眼轨迹及射孔位置的大地坐标进行投影，在a井相对邻井b井桥塞位置上下40米范围内进行加密射孔，与邻井b井的射孔位置相交错布孔，结合伽马、气测、钻时等数据，优化调整射孔位置，达到精细化改造的目的；
60.步骤3，借助meyer模拟优化压裂施工参数，依据裂缝参数模拟，确定a井单段裂缝扩展最佳的泵注总液量1690m3，单段总砂量160m3，滑溜水黏度9-12mpa
·
s，注入排量为15-17m3/min。
61.步骤4，基于步骤3的施工参数，进行a井的现场压裂施工。
62.1)注酸10m3，排量1.5m3/min，然后泵注前置低黏压裂液200m3。
63.2)准备加砂，依据施工延伸压力69mpa，起步以初始砂液比9％的70/140目石英砂加砂，泵注1.5倍井筒容积，观察压力较平稳，继续提砂液比10％-11％-12％-13％-14％，每个砂液比液量为1倍井筒，压力较平稳，持续砂液比14％，直至加入70/140目石英砂，70/140目石英砂总量为单段总砂量的30％；
64.观察压力较平稳，切换支撑剂组合为70/140目与40/70目石英砂(体积比为2:1)，维持砂液比14％，泵注2倍井筒容积量，少量40/70目石英砂进入地层后，压力波动＜3mpa/min，裂缝扩展延伸较好；
65.观察压力较平稳，切换支撑剂组合为70/140目与40/70目石英砂(体积比为1:1)，砂液比15％，泵注2倍井筒容积量，观察压力较平稳，继续提砂液比16％-17％-18％，延伸压力整体较平稳；
66.观察压力较平稳，切换支撑剂组合为70/140目与40/70目石英砂(体积比为1:2)，砂液比18％，期间延伸压力波动＜3mpa/min，继续提砂液比至19％，压力较平稳，直至注入石英砂总量为单段总砂量的90％；
67.观察压力较平稳，切换支撑剂为40/70目陶粒，砂液比19％，压力较平稳，直至完成该段的加砂总量。
68.步骤5，顶替两倍井筒容积的低黏压裂液，完成该段压裂施工，再泵送桥塞分段射孔完成剩余段压裂施工。
69.通过采用本发明的压裂方法对a井实施压裂改造施工，a井一共完成27段压裂，平均分段长79.18m，累计注入地层总液量48614.6m3，累计加砂5547.9m3。平均单段液量1800.91m3，平均单段砂量205.5m3，平均每米加砂量2.6m3/m，平均每米用液量22.7m3，综合砂液比12.36％。
70.邻井b井压裂段长1900m分27段压裂，平均段长70.4m，施工总液量53823.5m3，总砂量3534.13m3，平均单段液量1993.5m3，平均每米用液量28.33m3，平均单段砂量130.9m3，平均每米加砂量1.86m3，全井综合砂液比6.57％，
71.结合软件模拟得到a井压裂支撑剂支撑裂缝半缝长达到138m，缝高25m；b井压裂支撑剂支撑裂缝半缝长120m，缝高26m。a井与邻井b井相较，支撑剂支撑裂缝长度提升了15％，同时加砂强度提高了39％，节约用液量10.1％。说明依据本发明的方案应用，增加了支撑剂的有效支撑缝长，减少了压裂液注入量，提高了加砂强度，提高裂缝导流能力和有效支撑裂缝体积，同时避免了压串沟通邻井缝网，影响邻井的生产。
72.a井压后无阻流量达25.23
×
104m3/d，日产气5.5
×
104m3/d是邻井b井日产气量的2.2倍，取得了显著的经济效益。根据施工参数和生产情况，对a井进行压后评估分析，结果表明实际的体积造缝效果理想，支撑剂铺置效率高，预计稳产时间较长。
73.当然，上述说明并非是对本发明的限制，本发明也并不仅限于上述举例，本技术领域的技术人员在本发明的实质范围内所做出的变化、改型、添加或替换，也应属于本发明的保护范围。