一种页岩水力压裂方法.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CN107313762A(43)申请公布日2017.11.03(21)申请号201610265983.0(22)申请日2016.04.26(71)申请人中国石油化工股份有限公司地址100728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张旭东卞晓冰李双明李奎为苏瑗卫然王宝峰李洪春(74)专利代理机构北京聿宏知识产权代理有限公司11372代理人张少辉龙威壮(51)Int.Cl.E21B43/267(2006.01)权利要求书2页说明书6页附图1页(54)发明名称一种页岩水力压裂方法(57)摘要本发明涉及一种页岩水力压裂方法，其包括以下步骤：步骤S10：向井筒中注入前置液以破裂地层并在地层中形成裂缝；步骤S20：逐次向井筒中注入携砂液以支撑地层中的裂缝并对地层进行压裂，在此过程中所述携砂液的粘度和其中的支撑剂的粒径具有增大的趋势；步骤S30：向井筒中注入顶替液以将井筒中的携砂液完全注入到地层。该方法解决目前深层页岩气储层高温高压环境下施工压力高、压裂液效率低、造缝效果差、加不进砂、甚至施工中砂堵等技术难点。CN107313762ACN107313762A权利要求书1/2页1.一种页岩水力压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤S10：向井筒中注入前置液以破裂地层并在地层中形成裂缝；步骤S20：逐次向井筒中注入携砂液以支撑地层中的裂缝并继续对地层进行压裂，在此过程中所述携砂液的粘度和其中的支撑剂的粒径随时间增长具有增大的趋势；步骤S30：向井筒中注入顶替液以将井筒中的携砂液完全替入到地层。2.根据权利要求1所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，在步骤S20中，在相邻两次注入携砂液操作之间还注入粘度与前一次携砂液相同的压裂液。3.根据权利要求2所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，在步骤S20中，首先向井筒内注入以滑溜水为主体的携砂液，然后向井筒内注入以粘度在30～40mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液，最后向井筒内注入以粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液。4.根据权利要求3所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，在步骤S20中，分多次将以滑溜水为主体的携砂液注入到井筒中时，首先注入支撑剂为粒径为100目的陶粒支撑剂的携砂液并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从1％提升到5％，再注入支撑剂为粒径为40～70目的陶粒支撑剂的携砂液并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从4％提升到8％；分多次将以粘度在30～40mPa·s范围内的活性胶液为主体的且支撑剂为40～70目的陶粒支撑剂的携砂液注入到井筒中，并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从9％提升到15％；分多次将以粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液注入到井筒中时，首先注入支撑剂为粒径为40～70目的陶粒支撑剂的携砂液并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从12％提升到16％，再注入支撑剂为粒径为30～50目的陶粒支撑剂的携砂液并陶粒支撑剂的体积比为15％。5.根据权利要求1至4中任一项所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，所述页岩水力压裂方法还包括在步骤S10之前实施的步骤S01～S02，步骤S01：向井筒中注入滑溜水，以将井筒内的钻井污染物冲刷到地层深处；步骤S02：向井筒内注入预处理酸液，以疏通射孔孔眼、降低岩石强度。6.根据权利要求5所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，所述步骤S10包括步骤S11，步骤S11：向井筒内注入前置液，当井筒内的一半体积的预处理酸液进入到地层时降低前置液的注入排量直到预处理酸液全部进入到地层。7.根据权利要求6所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，所述步骤S10还包括步骤S11之后步骤S12，步骤S12：向井筒内注入1.5倍井筒容积的且粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液以对地层进行前置造缝。8.根据权利要求7所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，所述步骤S10还包括步骤S12之后步骤S13，步骤S13：向井筒内注入2～2.5倍井筒容积的滑溜水以对地层进行前置造缝。9.根据权利要求1所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，在步骤S30中，向井筒内注入0.25～0.3倍井筒容积的且粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液，再向井筒内注入至少12CN107313762A权利要求书2/2页倍井筒容积的滑溜水。3CN107313762A说明书1/6页一种页岩水力压裂方法技术领域[0001]本发明涉及油气开采领域，特别是涉及一种页岩水力压裂方法。背景技术[0002]页岩水力压裂技术是建立在非平面裂缝扩展理论基础之上，尽可能通过改变泵注工艺和施工参数，来增加压裂裂缝的复杂性，在形成一条或者多