一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法.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CN109209332A(43)申请公布日2019.01.15(21)申请号201710541000.6(22)申请日2017.07.05(71)申请人中国石油化工股份有限公司地址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)发明人蒋廷学侯磊路保平周健王海涛苏瑗张旭周珺(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.E21B43/27(2006.01)权利要求书1页说明书6页(54)发明名称一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法(57)摘要本发明公开了一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法。包括：(1)压前储层评价；(2)射孔方案优化；(3)酸性滑溜水注入；(4)70-140目支撑剂的加入；(5)等黏度常规滑溜水的注入；(6)高黏度常规胶液的注入；(7)40-70目及30-50目支撑剂的注入。本发明的方法提高了深层常压页岩气压裂裂缝的复杂性，以及不同尺度裂缝系统的填充率，进而提高了深层常压页岩气的有效改造体积，改善了压后增产和稳产效果。CN109209332ACN109209332A权利要求书1/1页1.一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法，其特征在于所述方法包括：(1)压前储层评价(2)射孔方案优化深层页岩气压裂采取多段少簇射孔；常压页岩气压裂采取多段多簇射孔；深层常压页岩气射孔的簇数介于深层页岩气和常压页岩气之间；射孔方式采用水力喷射形成的周向射孔；(3)酸性滑溜水注入所述滑溜水具有强酸性，黏度值2-3mPa·s，低注入排量进行注入，排量为3-5m3/min；在酸性滑溜水注入总量的1/3后，注入1-2倍直井筒容积的高黏度酸性冻胶；进入近井裂缝内的高黏度酸性冻胶半个直井筒容积，再注入后续的酸性滑溜水；(4)70-140目支撑剂的加入为配合步骤(3)酸性滑溜水的注入，在不同阶段以段塞式加入70-140目支撑剂；(5)等黏度常规滑溜水的注入采用与上述酸性滑溜水等黏度的常规滑溜水，用量为一个直井筒加上水平井筒的总容积的2-3倍；(6)高黏度常规胶液的注入在步骤(5)常规滑溜水的基础上，注入常规的高黏度胶液体系；(7)40-70目及30-50目支撑剂的注入深井地层闭合压力相对较大，采用40/70目支撑剂为主，30/50目支撑剂为辅进行主裂缝的施工作业。2.如权利要求1所述的页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法，其特征在于：步骤(2)中，深层页岩气压裂采取多段少簇射孔；单段射孔簇数为3-5簇。3.如权利要求1所述的页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法，其特征在于：常压页岩气压裂采取多段多簇射孔；单段射孔簇数为2-3簇。4.如权利要求1所述的页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法，其特征在于：深层常压页岩气射孔的簇数介于深层页岩气和常压页岩气之间，单段射孔簇数介于2-4簇。5.如权利要求2所述的页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法，其特征在于：步骤(2)中，周向内射孔3-6孔。6.如权利要求1所述的页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法，其特征在于：步骤(3)中，所述高黏度酸性冻胶与酸性滑溜水的黏度比大于10。7.如权利要求1所述的页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法，其特征在于：步骤(4)中，按5-15％的比例混合70/140目的小粒径支撑剂。8.如权利要求1所述的页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法，其特征在于：步骤(6)中，高黏度胶液体系的黏度为40-50mPa·s。9.如权利要求1所述的页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法，其特征在于：步骤(7)中，如闭合应力超过90MPa，只选用40/70目支撑剂。2CN109209332A说明书1/6页一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法技术领域[0001]本发明涉及油气开采领域，进一步地说，是涉及一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法。背景技术[0002]目前，水平井分段压裂技术在海相高压的龙马溪页岩气地层已获得了成功的实践并取得了较好的效果。但随着页岩气勘探开发进程的推进，页岩气逐渐向深层和常压两个方向迈进。目前，无论是深层页岩气还是常压页岩气的压裂改造，都没有取得具有示范意义的突破。主要原因在于深层页岩气和常压页岩气压裂形成的裂缝复杂程度和有效改造体积不足。[0003]总体而言，目前的页岩气水平井分段压裂技术在深层页岩气和常压页岩气的适应性较差，主要问题有：[0004](1)深层页岩气随埋深增加，水平应力差增加，岩石塑性特征变强，诱导应力作用因此减弱，微裂隙尺度更小，这些因素都对提高裂缝改造体积和裂缝复杂性程度不利；[0005](2)常压页岩气压力系数降低可能是原始页岩气逸散造成的结果，也导致了内部的微裂隙及