[发明专利]一种页岩水力压裂方法

说明书

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。

技术领域

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

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，在形成一条或者多条主裂缝的同时，尽可能让主裂缝沟通更多的天然裂缝或岩石层理以及次生裂缝，从而实现人工裂缝与天然裂缝相互交错的裂缝网络来达到增加页岩气层改造体积的效果。

现有技术中的页岩水力压裂工艺方法主要是提高排量施工、增加压裂规模、滑溜水与线性胶混合压裂、强制闭合+快速返排+多次加砂工艺、使用低黏度压裂液和小粒径支撑剂等，这些单一的压裂工艺方法在实际应用过程中受到页岩气储层条件限制，适用于一般埋深(3000m以浅)的页岩气井压裂。通过相关文献检索，针对深层页岩压裂的工艺方法报道的相对较少，深层页岩气藏主要特点是埋藏深、高温、高压、高破裂压力，储层强度高、施工难度大，加砂困难，常规页岩气藏大规模滑溜水压裂工艺有一定局限性；即使是页岩储层脆性较高、应力差异较小，但在深层高闭合应力作用下常规滑溜水压裂工艺无法保证形成主力裂缝通道而影响后续加砂。已报道的深层页岩储层加砂压裂如采用了：优选压裂管柱降低施工摩阻、酸化预处理降低破裂压力、低摩阻及低伤害降阻水压裂液体系优选、大排量、大液量、低砂比、多段塞加砂工艺，通过现场实施一定程度上虽降低了深层页岩压裂施工风险，但从文献提供的压裂过程分析与解释结果来看，排量受限，未能达到设计要求，进一步影响到缝宽和导流能力以及净压力控制的裂缝转向半径，是造成改造效果不理想的重要因素。

发明内容

针对上述技术问题，本发明提出了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。

在一个具体的实施例中，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。

在一个具体的实施例中，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。

在一个具体的实施例中，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％。

在一个具体的实施例中，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。