一种页岩储层压裂方法.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CN114059980A(43)申请公布日2022.02.18(21)申请号202010745006.7(22)申请日2020.07.29(71)申请人中国石油化工股份有限公司地址100027北京市朝阳区朝阳门北大街22号申请人中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院(72)发明人宋丽阳李凤霞刘长印王纪伟(74)专利代理机构北京思创毕升专利事务所11218代理人孙向民廉莉莉(51)Int.Cl.E21B43/26(2006.01)E21B43/267(2006.01)权利要求书2页说明书6页附图1页(54)发明名称一种页岩储层压裂方法(57)摘要本发明公开了一种页岩储层压裂方法。该页岩储层压裂方法包括：前置压裂、支撑压裂、注入顶替液、闷井，返排。本发明在前置压裂阶段采用低粘度的压裂液携带微支撑剂压裂页岩储层，用大液量、低砂比携砂液最大程度地压开页岩储层，沟通天然裂缝，并支撑常规粒径支撑剂无法进入的微细次生裂缝和天然裂缝，在支撑压裂阶段采用微/小粒径支撑剂组合支撑窄缝网，采用中粒径支撑剂支撑主裂缝通道，最后泵入胶液进行顶替，闷井返排。本发明可最大程度地提高压裂波及体积，提高缝网的有效改造体积和整体导流能力，并降低储层伤害，从根本上提高页岩油气井稳产期产量，可有效促进页岩油气田采收率和经济效益的提高。CN114059980ACN114059980A权利要求书1/2页1.一种页岩储层压裂方法，其特征在于，该页岩储层压裂方法包括：(1)前置压裂向页岩储层中注入携带微粒径支撑剂的前置压裂液，压开页岩储层，得到压开的缝网体系；(2)支撑压裂第一阶段：注入携带微粒径支撑剂和小粒径支撑剂的第一支撑压裂液，支撑缝网体系远端及中部的压裂裂缝和天然裂缝；第二阶段：注入携带中粒径支撑剂的第二支撑压裂液，支撑近井地带的主裂缝网络；(3)注入顶替液注入顶替液，使支撑压裂液充分进入缝网体系；(4)闷井，返排(5)可选地重复步骤(1)-(4)。2.根据权利要求1所述的页岩储层压裂方法，其中，所述前置压裂液的粘度为1.0-15.0mPa.s；所述第一支撑压裂液的粘度为5-15mPa.s；所述第二支撑压裂液的粘度为30-60mPa.s。3.根据权利要求1所述的页岩储层压裂方法，其中，所述前置压裂液为滑溜水压裂液和/或二氧化碳压裂液；所述第一支撑压裂液为滑溜水压裂液和/或二氧化碳压裂液；所述第二支撑压裂液选自滑溜水压裂液、二氧化碳压裂液和线性胶压裂液中的至少一种。4.根据权利要求1所述的页岩储层压裂方法，其中，相对于前置压裂液、第一支撑压裂液和第二支撑压裂液的总体积，前置压裂液的注入量为40％-60％，第一支撑压裂液和第二支撑压裂液的总注入量为40％-60％；相对于第一支撑压裂液和第二支撑压裂液的总体积，第一支撑压裂液的注入量为40％-50％，第二支撑压裂液的注入量为50％-60％。5.根据权利要求1所述的页岩储层压裂方法，其中，所述微粒径支撑剂、小粒径支撑剂和中粒径支撑剂各自选自陶粒、石英砂中的至少一种；所述微粒径支撑剂、小粒径支撑剂和中粒径支撑剂均优选为石英砂。6.根据权利要求1所述的页岩储层压裂方法，其中，所述微粒径支撑剂的粒径≤140目；所述小粒径支撑剂的粒径为70目-140目，且不包括140目；所述中粒径支撑剂的粒径为30目-70目，且不包括70目。7.根据权利要求1所述的页岩储层压裂方法，其中，步骤(1)中，前置压裂液携带微粒径支撑剂的砂比为5％-10％；步骤(2)中，第一支撑压裂液携带微粒径支撑剂和小粒径支撑剂的砂比为5％-10％，第二支撑压裂液携带中粒径支撑剂的砂比为8％-12％。8.根据权利要求1所述的页岩储层压裂方法，其中，步骤(2)的第一阶段中，微粒径支撑剂和小粒径支撑剂的体积比为1-3:7-9。2CN114059980A权利要求书2/2页9.根据权利要求1-8中任意一项所述的页岩储层压裂方法，其中，步骤(2)的第二阶段中，还包括：向第二支撑压裂液中加入稠化剂和/或增稠剂。10.根据权利要求1-8中任意一项所述的页岩储层压裂方法，其中，所述顶替液选自粘度为10-60mPa.s的滑溜水压裂液、二氧化碳压裂液和线性胶压裂液中的至少一种。3CN114059980A说明书1/6页一种页岩储层压裂方法技术领域[0001]本发明属于油气田开发领域，更具体地，涉及一种页岩储层压裂方法。背景技术[0002]在石油领域，压裂是指采油或采气过程中，利用水力作用，使油气层形成裂缝的一种方法，又称水力压裂。压裂是人为地使地层产生裂缝，改善油在地下的流动环境，使油井产量增加，对改善油井井底流动条件、减缓层间和改善油层动用状况可起到重要的作用。[0003]油井生产到一定阶段后，产能和渗透率降低，