[发明专利]一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法

说明书

本发明公开了一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法。包括：(1)压前地层评价；(2)优选前置造缝压裂液的黏度；(3)应用不同黏度压裂液在不同阶段造不同尺度的裂缝；(4)优选与不同裂缝尺度相匹配的支撑剂用量比例及粒径；(5)“板凳式”段塞加砂模式的设计；(6)临界砂堵压裂工艺的实施；(7)其它施工步骤及返排求产流程。本发明实现了一次加砂压裂全过程净压力和诱导应力场作用的有效提升，从而减小主裂缝不同位置处地层两向水平应力差，使天然裂缝或钙质充填的微裂隙更容易打开，主裂缝转向后与之沟通、相交，从而最大限度地提升整个裂缝系统的复杂性程度，进一步提高裂缝改造体积和单井产量。

技术领域

本发明涉及页岩气开发技术领域，进一步地说，是涉及一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法。

背景技术

目前，水平井体积压裂技术已在页岩气勘探开发中获得了大规模推广应用，并在中石化的焦石坝地区和中石油的长宁-威远等地区成功获得了商业性突破。采取的主要工艺措施是高排量、大液量、低黏度和低砂液比，并配套使用了滑溜水和胶液两种黏度的压裂液和70-140目、40-70目和30-50目支撑剂，以及多级支撑剂段塞技术等，以实现体积压裂改造的目的。

文献《多缝压裂新技术研究与试验》(《石油钻采工艺》2010年02期)提出了一种定向射孔多缝压裂技术思路。通过在层内上下选择2个射孔段，通过定向射孔技术，使射孔方位与最大水平主应力方向呈一定夹角；压裂时，强制裂缝转向，形成横向分离、纵向重合相互独立的多条裂缝。为降低破压，尽量增加射孔深度，优选穿透深度较大的小1米弹，射孔孔密优选16孔/m，布孔方式需要180°相位的排状布孔，这样要利用同一层内2个射孔段射孔方向的变化实现2条裂缝的转向。

文献《通过改变近井地应力场实现页岩储层缝网压裂》(《石油钻采工艺》2011年04期)文献提供了一种通过改变近井地应力来实现缝网的方法。主要依靠原始地应力资料有目的地设计第1次压裂，产生需要的诱导应力，从而在第2次压裂中选择合适黏度与类型压裂液、合适粒径和类型的支撑剂，施工期间通过改变排量和加砂浓度控制不同尺寸裂缝的延伸，高排量时大裂缝吸收支撑剂较多易形成砂堵，从而实现小裂缝的扩展和延伸，最终形成网状裂缝，从而达到最佳改造效果。该方法主要是通过前后2次压裂，类似于重复压裂的方法改变近井地应力来实现缝网改造的目的。

文献《提高改造体积的新裂缝转向压裂技术及其应用》(《油气地质与采收率》2012年05期)文献提供了一种利用强制闭合、快速返排、多次加砂的工艺。即：在压裂过程中，在先加入一定量的支撑剂后，人工裂缝可达到一定缝长，通过计算其应力场达到一定条件后停止加砂，进行强制闭合和快速放喷，由于第1次支撑剂和强制放喷，致使人工裂缝附近产生应力集中现象，使应力场重新分布，导致地层2个水平主应力差值变小；再次施工时，通过施工参数优化，可使人工裂缝方位发生转向，其转向距离大于连续施工采用转向剂造成的转向距离，这样通过改变短期内2个水平应力场的分布而实现提高改造体积的新裂缝转向压裂技术。该技术方法核心是多次加砂和强制闭合来减小地层的2个水平主应力差值实现裂缝转向。

但是，从实际压后评估资料显示，即使在焦石坝高产页岩气区块，压裂改造形成的单一裂缝仍占40％的比例，复杂裂缝占45-50％，真正的网络裂缝或体积裂缝只占10-15％，形成的体积裂缝占比较少，压后产气剖面结果也基本验证了这一结论。从技术角度而言，目前上述通用的体积压裂工艺主要存在以下问题：

(1)液体黏度的选择可能偏高。如焦石坝区块以往滑溜水黏度高达9-12mPa·s，大量的微裂缝或层理缝等弱面缝难以有效沟通和继续张开，因液体黏度高进缝阻力大。

(2)支撑剂的粒径及占比优选可能不合适。如目前常用的三种支撑剂粒径为70-140目、40-70目和30-50目，对于一般压开主裂缝特征明显的页岩，40-70目和30-50目支撑剂粒径基本能满足裂缝支撑充填需要；但对于主裂缝缝宽窄或压裂过程中形成的微小尺度裂缝及层理缝，大粒径支撑剂显然不满足施工需要，甚至70-140目支撑剂粒径都仍然偏大，或者即便支撑剂粒径合适，其在总支撑剂量中的占比可能过小而不足以支撑大量的微裂缝及层理缝系统。