一种页岩气压裂加砂方法.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CN112240191A(43)申请公布日2021.01.19(21)申请号201910652867.8E21B43/267(2006.01)(22)申请日2019.07.19E21B47/00(2012.01)E21B47/06(2012.01)(71)申请人中国石油化工股份有限公司G06Q50/02(2012.01)地址100028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工程技术研究院(72)发明人王海涛蒋廷学左罗仲冠宇卞晓冰李双明苏瑗肖博卫然张旭(74)专利代理机构北京知舟专利事务所(普通合伙)11550代理人周媛(51)Int.Cl.E21B43/26(2006.01)权利要求书2页说明书15页附图2页(54)发明名称一种页岩气压裂加砂方法(57)摘要本发明公开了一种页岩气压裂加砂方法。包括：(1)裂缝参数及压裂施工参数优化；(2)簇射孔参数优化；(3)酸预处理；(4)变粘度变排量前置液造缝；(5)小粒径支撑剂段塞式加砂；(6)首段40-70目支撑剂低砂液比长段塞加砂压裂；(7)粉陶跟随式混合40-70目支撑剂长段塞加砂压裂；(8)高砂液比大粒径支撑剂压裂充填；(9)井口限压下大排量顶替。本发明可以提高段内多簇射孔的均匀改造度和加砂量，实现段内多簇裂缝的均匀改造和支撑剂用量规模的有效提升，以改善小缝宽尺度裂缝内支撑剂的充填度和提高裂缝系统的导流能力。特别适于深层和复杂构造页岩以及层理缝发育的页岩气储层加砂压裂改造。CN112240191ACN112240191A权利要求书1/2页1.一种页岩气压裂加砂方法，其特征在于所述方法包括：步骤(1)裂缝参数及压裂施工参数优化；步骤(2)簇射孔参数优化；步骤(3)酸预处理；步骤(4)变粘度变排量前置液造缝；步骤(5)小粒径支撑剂段塞式加砂；步骤(6)首段40-70目支撑剂低砂液比长段塞加砂压裂；步骤(7)粉陶跟随式混合40-70目支撑剂长段塞加砂压裂；步骤(8)高砂液比大粒径支撑剂压裂充填；步骤(9)井口限压下大排量顶替。2.如权利要求1所述的页岩气压裂加砂方法，其特征在于：所述步骤(2)中，压裂段长为60-80m，段内2-6簇射孔，簇间距为8-25m；射孔孔眼直径大于14mm，靠近水平井筒B靶点方向的射孔簇采用20-24孔/m的孔密，靠近水平井筒A靶点方向的射孔簇采用12-16孔/m的孔密。3.如权利要求1所述的页岩气压裂加砂方法，其特征在于：所述步骤(3)中，酸用量为10-30m3，酸排量为1-2m3/min；替酸液采用60-80mPa·s的高黏度胶液，直到所有设计酸量完全被替入地层。4.如权利要求1所述的页岩气压裂加砂方法，其特征在于：所述步骤(4)中，注入酸后，分别泵注高黏度胶液和中黏滑溜水进行压裂造缝和扩缝；高黏度胶液用量为3-5倍井筒容积，中黏滑溜水用量为2-4倍井筒容积；高黏度胶液造缝过程中在半分钟时间内提排量至设计最高排量的50-60％，换中黏滑溜水后提排量至设计最高排量的70-80％；所述高黏度胶液的粘度为60-80mPa·s；中黏滑溜水的粘度为6-9mPa·s。5.如权利要求1所述的页岩气压裂加砂方法，其特征在于：所述步骤(5)中，待缝长延伸至设计缝长的60-70％，进行中黏滑溜水携70-140目小粒径粉陶加砂压裂；排量保持设计最高排量的70-80％；此阶段粉陶起始砂液比为3％，携砂液段塞液量为0.8-1.2倍井筒容积，之后以相同排量注入0.6-1倍井筒容积的中黏滑溜水作为隔离液，分段加入粉陶，并逐步提升砂液比，砂液比台阶增量为1-2％。6.如权利要求1所述的页岩气压裂加砂方法，其特征在于：所述步骤(6)中，将中黏滑溜水隔离液泵注排量提高0.2-0.5m3/min，顶替1-1.5倍井筒容积的隔离液后进行40-70目粒径支撑剂加砂施工；第一段40-70目粒径支撑剂加砂起始砂液比设计与粉陶起始砂液比一致，按照1％的砂液比增量提升砂液比，砂液比最高提升至不超过5％，携砂液段塞量为4-6倍井筒容积。7.如权利要求1所述的页岩气压裂加砂方法，其特征在于：所述步骤(7)，第一段40-70目粒径支撑剂加砂结束后，顶替1-1.5倍井筒容积中黏滑溜水，进行第二2CN112240191A权利要求书2/2页段40-70目粒径支撑剂长段塞加砂，第二段长段塞携砂液的起始砂液比为第一段携砂液段塞的最高值。8.如权利要求1所述的页岩气压裂加砂方法，其特征在于：步骤(7)中，在加入40-70目粒径支撑剂之前，先按照相同的起始砂液比加入1-1.5倍井筒容积的粉陶携砂液，之后保持砂液比不变，加入40-70目支撑剂，两种粒径支撑剂段塞液量不超过2倍井筒容积，携砂液采用中黏滑溜水；之后按照1％的砂液比台