一种页岩气直探井压裂方法

摘要

本发明提供了一种页岩气直探井压裂方法，包括：可压性评价步骤；射孔方案优化步骤；压裂施工参数优化步骤；压裂设备功率及设备选型及数量确定步骤；主裂缝净压力优化控制步骤；压裂施工及压后返排步骤。本发明解决了水平井页岩气压裂方法不能有效用于直探井压裂和页岩气直探井压裂效果不理想的问题，能够有效的压开储层，还能够提高储层改造体积，充分挖掘储层的生产潜力。

权利要求

1.一种页岩气直探井压裂方法，包括：

可压性评价步骤，根据页岩地层地质特征评价目的页岩地层的可压性；

射孔方案优化步骤，对具有可压性的页岩地层，结合纵向地应力剖面优化地层射孔参数，其中如纵向上不能沟通所有含气甜点，则结合纵向地应力剖面，采取分层射孔方式，通过孔眼摩阻抵消纵向水平应力差异；

压裂施工参数优化步骤，在优化的地层射孔参数和基于邻近井及压裂以及断层特征设定的主裂缝支撑缝长基础上，通过软件模拟来确定压裂施工参数；

压裂设备功率及设备选型及数量确定步骤，根据压裂施工参数确定压裂设备功率及设备选型及数量；

主裂缝净压力优化控制步骤，在射孔方案优化、压裂施工参数优化和压裂设备功率及设备选型及数量确定基础上，根据主裂缝净压力控制临界点和主裂缝长度关系优化主裂缝净压力；

压裂施工及压后返排步骤，在射孔方案优化、压裂施工参数优化、压裂设备功率及设备选型及数量及主裂缝净压力基础上进行压裂施工及返排。

2.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，主裂缝净压力优化控制步骤进一步包括：根据天然裂缝特性及临界张开压力计算主裂缝净压力控制临界点；

在主裂缝长度未达到设定的主裂缝支撑缝长时，控制主裂缝净压力小于所述主裂缝净压力控制临界点；

在主裂缝长度达到设定的主裂缝支撑缝长时，以预定幅度提升主裂缝净压力。

3.根据权利要求2所述的压裂方法，其特征在于，如主裂缝净压力不能按预定幅度提升时，则采取暂堵转向压裂施工方法。

4.根据权利要求3所述的压裂方法，其特征在于，采取暂堵转向压裂施工方法时，采用人工应力隔层防止缝内因暂堵压力升高造成裂缝高度的失控而不是平面上的裂缝转向。

5.根据权利要求3或4所述的压裂方法，其特征在于，如压裂多个页岩地层，则在各地层分别重复进行主裂缝净压力优化控制步骤和暂堵转向压裂。

6.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，射孔方案优化步骤进一步包括：如孔眼摩阻不能抵消纵向水平应力差异，则采用投封堵球进行暂堵分层压裂。

7.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，压裂施工参数优化步骤进一步包括：根据邻近井及压裂、断层情况设定主裂缝支撑缝长；

在设定主裂缝支撑缝长基础上，通过软件模拟单因素敏感性方法确定各压裂施工参数。

8.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，压裂施工及压后返排步骤进一步包括在压裂施工过程中预判砂堵现象，根据某一粒径及砂液比支撑剂进地层预定时间后压力变化确定是否发生砂堵。

9.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，压后返排时间选择立即排液方式。

10.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，返排制度根据地层闭合压力的界反推的井口压力值为界，低于反推的井口压力界值可快速排液，否则控制油嘴大小，防止裂缝吐砂。

说明书

一种页岩气直探井压裂方法

技术领域

[0001] 本发明属于油气勘探开发技术领域，具体地说，尤其涉及一种页岩气直探井压裂方法。

背景技术

[0002] 目前已获商业性突破的主要是海相的压力系数相对较高的龙马溪页岩气，其它即使是海相龙马溪但是常压地层的，如彭水页岩气，仍未取得商业性突破。尤其是一些新领域如陆相页岩气及海陆交互相页岩气，国内都没有取得真正意义上的突破。

[0003] 因页岩开采风险大，不敢贸然打水平井进行大型压裂评价产能。鉴此，页岩气直探井在一些单位如国土资源部中国地质调查局油气调查中心、华能集团及华电集团等单位还大量存在。

[0004] 目前，直探井的压裂做法仍参照页岩气水平井的压裂思路及方法，已有的直探井压裂效果都不甚理想，如油气调查中心的柴页1井、新疆孔雀河的孔探1井等都效果不好甚至压后不出气。经分析，直探井压裂与水平井分段压裂的主要不同在于：

[0005] 1)裂缝扩展规律不同。直探井的裂缝起裂在每个孔眼处都存在，且在垂向上各个裂缝易于合并为一个主裂缝，而水平井每个孔眼的裂缝起裂与扩展在垂向上相互平行，难以合并为一个主裂缝。换言之，同样的施工参数组合，水平井易于出现多个裂缝(同一段对比)，这就分散了改造强度。

[0006] 2)射孔方式不同。直井一般集中射孔，射孔厚度3-6m居多。而水平井一般采取簇射孔方式，一般2-3簇居多，国外甚至8-10簇的。因此，排量、液量等的匹分，造成水平井的改造强度弱于直井。

[0007] 3)正因为直探井压裂采取水平井同样高的排量，会造成缝高的失控，也难以形成复杂的裂缝形态。排量高，井底及裂缝内压力的积聚速度快，容易在主裂缝方向延伸而其他的分支裂缝或微裂缝难以获得有效的延伸和支撑剂的铺置。

[0008] 4)上述三点不同，造成裂缝的改造强度、缝长、缝高及裂缝复杂性程度等的较大差异性。换言之，直探井压裂的设备数量及功率需求可能并没有目前设计得那样大。也即目前的直探井压裂的作业费用可以大幅度降低，这对目前页岩气压裂试气成本偏高的制约而言，是重大利好。

[0009] 5)顶替方式及顶替量不同。水平井一般要过顶替，且过顶替的液体黏度相对较高，以扫清水平井筒内沉砂，防止桥塞座不实现象。而直井就一次压裂，不但不用过顶替，还往往反其道而行之，采取欠顶替的方法，顶替的液体更是低黏度的滑溜水或活性水，这对裂缝支撑剖面的保护是至关重要的。

[0010] 因此，亟需一种适用于直探井的压裂方法。

发明内容

[0011] 为解决以上问题，本发明提供了一种页岩气直探井压裂方法。

[0012] 根据本发明的一个实施例，提供了一种页岩气直探井压裂方法，包括：

[0013] 可压性评价步骤，根据页岩地层地质特征评价目的页岩地层的可压性；

[0014] 射孔方案优化步骤，对具有可压性的页岩地层，结合纵向地应力剖面优化地层射孔参数；

[0015] 压裂施工参数优化步骤，在优化的地层射孔参数和基于邻近井及压裂以及断层特征设定的主裂缝支撑缝长基础上，通过软件模拟来确定压裂施工参数；

[0016] 压裂设备功率及设备选型及数量确定步骤，根据压裂施工参数确定压裂设备功率及设备选型及数量；

[0017] 主裂缝净压力优化控制步骤，在射孔方案优化、压裂施工参数优化和压裂设备功率及设备选型及数量确定基础上，根据主裂缝净压力控制临界点和主裂缝长度关系优化主裂缝净压力；

[0018] 压裂施工及压后返排步骤，在射孔方案优化、压裂施工参数优化、压裂设备功率及设备选型及数量及主裂缝净压力基础上进行压裂施工及返排。

[0019] 根据本发明的一个实施例，主裂缝净压力优化控制步骤进一步包括：

[0020] 根据天然裂缝特性及临界张开压力计算主裂缝净压力控制临界点；

[0021] 在主裂缝长度未达到设定的主裂缝支撑缝长时，控制主裂缝净压力小于所述主裂缝净压力控制临界点；

[0022] 在主裂缝长度达到设定的主裂缝支撑缝长时，以预定幅度提升主裂缝净压力。

[0023] 根据本发明的一个实施例，如主裂缝净压力不能按预定幅度提升时，则采取暂堵转向压裂施工方法。

[0024] 根据本发明的一个实施例，采取暂堵转向压裂施工方法时，采用人工应力隔层防止缝内因暂堵压力升高造成裂缝高度的失控而不是平面上的裂缝转向。

[0025] 根据本发明的一个实施例，如压裂多个页岩地层，则在各地层分别重复进行主裂缝净压力优化控制步骤和暂堵转向压裂。

[0026] 根据本发明的一个实施例，射孔方案优化步骤进一步包括：

[0027] 如纵向上不能沟通所有含气甜点，则结合纵向地应力剖面，采取分层射孔方式，通过孔眼摩阻抵消纵向水平应力差异；

[0028] 如孔眼摩阻不能抵消纵向水平应力差异，则采用投封堵球进行暂堵分层压裂。

[0029] 根据本发明的一个实施例，压裂施工参数优化步骤进一步包括：

[0030] 根据邻近井及压裂、断层情况设定主裂缝支撑缝长；

[0031] 在设定主裂缝支撑缝长基础上，通过软件模拟单因素敏感性方法确定各压裂施工参数。

[0032] 根据本发明的一个实施例，压裂施工及压后返排步骤进一步包括在压裂施工过程中预判砂堵现象，根据某一粒径及砂液比支撑剂进地层预定时间后压力变化确定是否发生砂堵。

[0033] 根据本发明的一个实施例，压后返排时间选择立即排液方式。

[0034] 根据本发明的一个实施例，返排制度根据地层闭合压力的界反推的井口压力值为界，低于反推的井口压力界值可快速排液，否则控制油嘴大小，防止裂缝吐砂。

[0035] 本发明的有益效果：

[0036] 本发明解决了水平井页岩气压裂方法不能有效用于直探井压裂和页岩气直探井压裂效果不理想的问题，不仅能够有效的压开储层，还能够大大提高储层改造体积，充分挖掘储层的生产潜力。本发明使直探井页岩气的经济有效开发成为了可能，是页岩气工艺技术领域的重要突破，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。

[0037] 本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他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结构来实现和获得。

附图说明

[0038] 为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要的附图做简单的介绍：

[0039] 图1是根据本发明的一个实施例的方法流程图。

具体实施方式

[0040] 以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对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能充分理解并据以实施。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。

[0041] 如图1所示为根据本发明的一个实施例的方法流程图，以下参考图1来对本发明进行详细说明。

[0042] 首先是步骤S110可压性评价步骤，根据页岩地层地质特征评价目的页岩地层的可压性。具体的，根据地质勘探数据，通过常规岩心分析及测试、测录井及小型测试压裂等评价手段，获取页岩地层岩矿特征、天然裂缝特征、三向地应力特征、纵向地应力剖面及含气性特征等。通过这些特征评价页岩地层是否具有可压性价值。

[0043] 在确定页岩地层具有可压性价值后，按照通常压裂施工的工艺流程，接下来是步骤S120射孔方案优化步骤，对具有可压性的页岩地层，结合纵向地应力剖面优化地层射孔参数。

[0044] 不同于水平井的簇射孔，综合考虑页岩段的脆性、天然裂缝、含气性及裂缝的扩展规律(扩展的三维裂缝要对含气性好的地质甜点全覆盖)。在本发明的直探井中，裂缝扩展模拟采取成熟的页岩气压裂专用商业模拟软件MEYER进行。MEYER是三维压裂模拟软件，用于模拟地层压裂设计和分析。

[0045] 如纵向上能沟通所有的含气甜点，则不需分层射孔。否则，则要采取分层射孔的方式。分层射孔的井段及孔密、孔径等参数要结合纵向地应力剖面为依据，如某层的最小水平主应力较高，则适当增加孔密及孔径，目标是孔眼摩阻能抵消掉纵向水平应力差异的影响，以保证所有射孔层的每米厚度的进液量、进砂量及裂缝长度等参数基本相当。孔眼摩阻的计算公式比较常用，也经校核，可信度较高，在此不赘。但如果通过孔眼摩阻的反复计算对比，难以抵消纵向地应力的差异，则需要投封堵球进行暂堵分层压裂。封堵球压裂技术也相对成熟，但在页岩地层压裂的应用基本没有。一般要求封堵球直井19-22mm，比孔眼直径8-12mm基本高一倍左右，密度1.3-1.8g/cm3，抗压强度满足井筒内压裂的最高压力等级要求，以保证封堵效率。依此类推，也可分层射孔3层甚至更多，按上述同样的步骤和要求进行。为了节约施工设备费用，一般不用前置液投球技术，拟采取压完一层加完砂再投球压另一层。

[0046] 接下来是步骤S130压裂施工参数优化步骤，在优化的地层射孔参数和基于邻近井及压裂以及断层特征设定的主裂缝支撑缝长基础上，通过软件模拟来确定压裂施工参数。

[0047] 具体的，由于页岩地层参数不确定，地层裂缝参数优化缺乏依据，也不具参考性。因此，在本发明中，采取人为设定主裂缝的支撑缝长，如150-350m不等，其主要根据邻近的井及压裂情况(缝长要确保不能相互沟通)以及断层的情况等灵活确定。

[0048] 在此基础上，根据上述的MEYMER软件模拟确定各施工参数。一般采取单因素敏感性模拟的方法。例如排量的优化，要模拟不同排量下的裂缝扩展情况，确保裂缝的扩展形态及几何尺寸能最大限度地覆盖页岩气的地质甜点区域。考虑到直井压裂分层射孔及页岩水平层理发育对裂缝高度的遮挡作用较强等因素，模拟的最高排量可取为该区域水平井的最高排量与单段射孔簇数相除，如水平井最高排量15m3/min，采取3簇射孔，则直井的最高排量可取5m3/min，从而降低压裂施工成本。即便如此，直探井的改造强度仍不低于水平井。兼之水平井纵向穿层压裂的难度相对较大，如直探井通过分层射孔，按射孔优化方案进行投球分压，则直探井的改造程度要远比同等条件下的水平井要大。其它施工参数的模拟方法按排量的模拟方法进行，在此不赘。

[0049] 接下来是步骤S140压裂设备功率及设备选型及数量确定步骤，根据压裂施工参数确定压裂设备功率及设备选型及数量。具体的，按预计的井口施工压力及最高的排量，可计算压裂水马力，由此可确定设备选型及数量。由于大幅降低了对排量的需求，一般选择的压裂设备数量至少降低50％左右，而投球分层压裂也仅算一次施工作业，因此总的压裂试气费用可大幅度降低。

[0050] 接下来是步骤S150主裂缝净压力优化控制步骤，在射孔方案优化、压裂施工参数优化和压裂设备功率及设备选型及数量确定基础上，根据主裂缝净压力控制临界点和主裂缝长度关系优化主裂缝净压力。

[0051] 结合天然裂缝特性及临界张开压力的计算，以此作为主裂缝净压力控制的临界点。一般来说随着净压力的逐渐增加，主裂缝会先张开，净压力继续快速增长，裂缝内的许多天然微裂缝也会逐渐张开。如果控制净压力在合适大小值，即可以让主裂缝延伸，还不开启天然微裂缝，这个压力值，就是控制净压力的临界点。天然裂缝的特性可以压裂软件对小型测试压裂数据拟合分析，确定天然裂缝是否发育，裂缝何时开启、闭合。

[0052] 在主裂缝长度未达设计预期要求前(即主裂缝净压力控制临界点)，尽量控制使主裂缝净压力低于上述临界值。否则，则采取提排量、施工砂液比等措施，以预定的大幅度提升主裂缝净压力，确定主裂缝范围内的大量天然裂缝张开和延伸，最大限度地提升裂缝的复杂性程度。一般页岩气净压力在5-9MPa，主裂缝就会大幅开启。当主裂缝长度达到设定的主裂缝支撑缝长时，大幅度提升主裂缝净压力，目的为了开启更多的天然微裂缝，使得裂缝体系更复杂，取得更大的油藏改造体积(SRV)和产量。

[0053] 如通过暂堵转向压裂施工方法发现裂缝净压力难以大幅度提升(脆性矿物含量高时往往如此)，则需要考虑缝内一次或多次暂堵转向压裂的施工方法。一般暂堵剂为固体颗粒与纤维的混合物，固体颗粒平均直径一般取为要封堵位置处的造缝宽度的1/3-1/2。且颗粒的直径分布范围尽可能大些，以确保封堵效果。一般第一次封堵的位置应靠近裂缝端部，暂堵剂的平均粒径相对小些。后续的暂堵位置因逐渐靠近近井裂缝，裂缝造缝宽度越来越大，对暂堵剂的平均粒径要求也越来越大。

[0054] 此外，暂堵转向的核心是确保裂缝高度的有效控制，防止缝内因暂堵压力升高造成裂缝高度的失控而不是平面上的裂缝转向效果。为此，可采取人工应力隔层的方法，都是常规技术，在此不赘。

[0055] 如只压一层不能覆盖所有的地质甜点，则在以上步骤的基础上，要继续重复主裂缝净压力优化控制和暂堵转向压裂施工的步骤，不管分层压裂多少段，都按同样的方法进行，在此不赘。

[0056] 最后是步骤S160压裂施工及压后返排步骤，根据射孔方案优化、压裂施工参数优化、压裂设备功率及设备选型及数量及主裂缝净压力基础上进行压裂施工及返排。

[0057] 具体的，按设计的加砂程序进行。按通用的流程，在加砂处理过程中必须进行酸预处理。此外，遇到砂堵迹象要提前预判，控制好则不发生早期砂堵。一般判断是某一粒径及砂液比支撑剂进地层预定时间(如1-2分钟)后判断压力的变化，如变化不大可按照正常程序执行。否则要现场实时调整施工参数，确保施工的顺利进行。

[0058] 压后返排时机一般选择立即排液方式。如地层塑性强，压后停泵裂缝虽不能继续延伸或延伸范围有限，但支撑剂的沉降比例增多会影响支撑的裂缝面积；如地层脆性好，停泵后裂缝继续延伸，则支撑剂会继续向裂缝内部运移，兼之裂缝继续延伸会加速裂缝的闭合，造成支撑剖面的不合理。上述是基于单一缝模式而言的，如已形成复杂裂缝，则返排的时机影响不大。

[0059] 至于返排制度的优选，可以地层闭合压力的界，反推井口压力值，以此为界，低于此压力界限可快速排液，否则，要控制油嘴大小，防止裂缝吐砂现象。

[0060] 本发明解决了水平井页岩气压裂方法不能有效用于直探井压裂和页岩气直探井压裂效果不理想的问题，不仅能够有效的压开储层，还能够大大提高储层改造体积，充分挖掘储层的生产潜力。本发明使直探井页岩气的经济有效开发成为了可能，是页岩气工艺技术领域的重要突破，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。

[0061] 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。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所公开的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。