一种页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺.pdf

(19)中华人民共和国国家知识产权局(12)发明专利申请(10)申请公布号CN114075960A(43)申请公布日2022.02.22(21)申请号202010836104.1(22)申请日2020.08.19(71)申请人中国石油天然气股份有限公司地址100007北京市东城区东直门北大街9号(72)发明人胥云杨战伟才博高莹王丽伟徐敏杰韩秀玲王辽郑伟段瑶瑶付海峰梁天成(74)专利代理机构北京三友知识产权代理有限公司11127代理人姚亮张德斌(51)Int.Cl.E21B43/26(2006.01)E21B43/267(2006.01)E21B49/00(2006.01)权利要求书2页说明书8页附图2页(54)发明名称一种页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺(57)摘要本发明提供了一种页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺，其包括向页岩储层目标井中泵注交联冻胶压裂液和/或线性胶压裂液进行造缝，以压开储层，在储层射孔段近井带形成主裂缝；泵注含20‑40目陶粒的滑溜水混砂液，以支撑主裂缝；泵注含30‑50目陶粒的滑溜水混砂液，继续扩展并支撑主裂缝；泵注含40‑70目石英砂的滑溜水混砂液，以形成分支裂缝；泵注含70目以上石英砂的滑溜水混砂液后形成微裂缝系统。该工艺可使不同粒径支撑剂合理地进入与之匹配的多尺度裂缝系统，实现主裂缝、分支裂缝及微裂缝均得到有效的支撑，提高人工裂缝与天然裂缝形成的裂缝网络系统的有效性，增加页岩储层有效改造体积，进而提高改造效果。CN114075960ACN114075960A权利要求书1/2页1.一种页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺，其特征在于，所述页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺包括：(1)向页岩储层目标井中泵注交联冻胶压裂液和/或线性胶压裂液进行造缝，以压开储层，在储层射孔段近井带形成主裂缝；(2)泵注含20-40目陶粒的滑溜水混砂液，以支撑主裂缝；(3)泵注含30-50目陶粒的滑溜水混砂液，继续扩展并支撑主裂缝；(4)泵注含40-70目石英砂的滑溜水混砂液，以形成分支裂缝；(5)泵注含70目以上石英砂的滑溜水混砂液后形成微裂缝系统，完成页岩储层水力压裂逆序多级加砂。2.根据权利要求1所述的工艺，其特征在于，步骤(1)中，所述交联冻胶压裂液于170s-1的高速剪切下粘度>100mPa·s。3.根据权利要求1或2所述的工艺，其特征在于，步骤(1)中，所述线性胶压裂液于170s-1的高速剪切下粘度>30mPa·s。4.根据权利要求1所述的工艺，其特征在于，步骤(2)中，泵注含20-40目陶粒的滑溜水混砂液，滑溜水携带20-40目陶粒在主裂缝发生沉降，铺置在主裂缝中，形成支撑缝。5.根据权利要求1或4所述的工艺，其特征在于，步骤(2)中，所述滑溜水混砂液中所用滑溜水的粘度为3-5mPa·s。6.根据权利要求1所述的工艺，其特征在于，步骤(3)中，泵注含30-50目陶粒的滑溜水混砂液，滑溜水携带30-50目陶粒继续扩展主裂缝，步骤(3)中滑溜水所携带的陶粒在步骤(2)形成的砂堤前缘沉降，与由20-40目陶粒所形成的沉降区紧密有序衔接，形成具有阶梯降导流能力的主裂缝。7.根据权利要求1或6所述的工艺，其特征在于，步骤(3)中，所述滑溜水混砂液中所用滑溜水的粘度为3-5mPa·s。8.根据权利要求1所述的工艺，其特征在于，步骤(4)中，泵注含40-70目石英砂的滑溜水混砂液，滑溜水在距离井筒50-80m的区域形成分支裂缝，同时所述滑溜水携带40-70目石英砂由步骤(2)及步骤(3)中所形成的主裂缝上部未充填陶粒的空间进入距离井筒50-80m区域所形成的分支裂缝中。9.根据权利要求1或8所述的工艺，其特征在于，步骤(4)中，所述滑溜水混砂液中所用滑溜水的粘度为3-5mPa·s。10.根据权利要求1所述的工艺，其特征在于，步骤(5)中，泵注含70目以上石英砂的滑溜水混砂液，滑溜水进入远井带打开天然裂缝或压开储层微裂缝，形成微裂缝系统，同时所述滑溜水携带70目以上石英砂进入微裂缝系统中，石英砂沉降支撑微裂缝，所述微裂缝系统、主裂缝及分支裂缝构建形成有效人工裂缝网络系统，完成页岩储层水力压裂逆序多级加砂。11.根据权利要求1或10所述的工艺，其特征在于，步骤(5)中，所述滑溜水混砂液中所用滑溜水的粘度为3-5mPa·s。12.根据权利要求1或10所述的工艺，其特征在于，步骤(5)中，泵注含70-140目石英砂的滑溜水混砂液后形成微裂缝系统，完成页岩储层水力压裂逆序多级加砂。13.根据权利要求1所述的工艺，其特征在于，所述工艺具体包括以下步骤：2CN114075960A权利要求书2/2页(1)向页岩储层目标井中泵注交联冻胶压裂液和/或线性胶压裂液进行造缝，以压开储层，在储层射孔段近井带形成主裂缝；所述交联冻胶压裂液于170s-1的高速