一种深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法.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CN109113703A(43)申请公布日2019.01.01(21)申请号201710493684.7(22)申请日2017.06.26(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李双明卫然李洪春李奎为肖博(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)E21B43/267(2006.01)权利要求书2页说明书6页附图1页(54)发明名称一种深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法(57)摘要本发明公开了一种深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法。包括：(1)关键储层参数评价；(2)裂缝参数及压裂施工参数的优化；(3)射孔位置确定及射孔作业；(4)酸预处理；(5)变排量、低黏度滑溜水造缝施工；(6)低黏滑溜水加不同砂液比的粉陶施工；(7)中黏滑溜水加不同砂液比的中粒径支撑剂施工；(8)高黏度胶液大粒径携带支撑剂施工；(9)顶替作业。本发明的方法增强了深层页岩气压裂裂缝的复杂性，提高了近井、远井、主裂缝和微裂缝等不同尺度裂缝系统的填充率，提高了深层页岩气的有效改造体积，改善了压后增产和稳产效果。CN109113703ACN109113703A权利要求书1/2页1.一种深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于所述方法包括：(1)关键储层参数评价(2)裂缝参数及压裂施工参数的优化(3)射孔位置确定及射孔作业(4)酸预处理(5)变排量、低黏度滑溜水造缝施工低黏度滑溜水的粘度为1-3mPa.s，液量占设计总液量的15～30％，在阶段施工的初期，以设计最高排量的70％～80％进行注入，施工中期采用设计最高排量的80％～90％进行注入，施工后期达到设计的最高排量进行注入；(6)低黏滑溜水加不同砂液比的粉陶施工滑溜水黏度为1-3mPa.s，用液量为总液量的15％～30％，粉陶粒径范围为70-140目；(7)中黏滑溜水加不同砂液比的中粒径支撑剂施工中黏滑溜水黏度为9-10mPa.s，液量占总液量的30％～40％，支撑剂粒径为40-70目；(8)高黏度胶液大粒径携带支撑剂施工高黏度胶液的黏度为30-40mPa.s，用量为总液量的15％～30％，大粒径支撑剂的粒径范围为30-50目；在加砂前先注入一个井筒的隔离液顶替(7)中的支撑剂；(9)顶替作业根据井筒容积计算顶替的液量，赋予30-40％余量，且前期采用15-25m3高黏度胶液，达到清除水平井筒内沉降的支撑剂的目的；胶液注入完后，接着注入剩余的量；(10)重复(3)-(9)步骤，进行下一段的压裂施工。2.如权利要求1所述的深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于：步骤(6)中，每段携砂液体积为0.5-1个井筒容积，中间的隔离液与此相当。3.如权利要求2所述的深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于：步骤(6)中，砂液比为2％-4％-6％-8％或3％-5％-7％-9％。4.如权利要求1所述的深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于：步骤(7)中，施工砂液比为3％-5％-7％-9％-11％-13％或4％-6％-8％-10％-12％-14％。5.如权利要求4所述的深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于：步骤(7)中，每个砂液比的段塞体积为1-0.5个井筒容积；每个砂液比施工后，相邻的后一个值比上一个值增加幅度不超过0.5～1MPa；该施工结束时的压力比刚开始加砂时的压力上升3MPa以上。6.如权利要求5所述的深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于：该施工结束时的压力比刚开始加砂时的压力上升3MPa以上，但不超过10MPa。7.如权利要求1所述的深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于：步骤(8)中，砂液比为10％-12％-14％或11％-13％-15％。8.如权利要求7所述的深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于：步骤(8)中，每个砂液比的段塞量为1个井筒容积，中间隔离液为0.5～1个井筒容积。9.如权利要求1所述的深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于：2CN109113703A权利要求书2/2页步骤(9)中，胶液注入完后，接着采用中黏度滑溜水注入剩余的量。3CN109113703A说明书1/6页一种深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法技术领域[0001]本发明涉及油气开采领域，进一步地说，是涉及一种深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法。背景技术[0002]随着页岩气勘探开发进程的加深，3500m以上垂深的页岩气已基本获得商业性开发，但垂深超过3500m的深