[发明专利]一种页岩连续式加砂压裂工艺

说明书

本发明公开了一种页岩连续式加砂压裂工艺，包括以下步骤：（1）对压裂层段进行分析，开展储层可压性评价；（2）分析人工裂缝和天然裂缝相互扩展形态；（3）降低射孔孔眼摩阻与近井弯曲摩阻；（4）确定包括液体的体积、砂液比、液体黏度和施工排量的相关加砂参数，按确定的相关加砂参数连续加砂；（5）观察后期高砂液比阶段进入地层后压力变化情况决定是否继续增加砂液比；（6）改变支撑类型，重复步骤（4）～（5），顶替，施工结束。本发明优化了连续加砂的液量、砂液比、液体黏度以及排量等施工参数，提高了支撑剂在裂缝剖面的铺置效率和人工裂缝导流能力，提高了加砂效率，降低了砂堵风险，同时提高了液体的利用效率。

技术领域

本发明属于油气增产改造技术领域，尤其涉及一种页岩连续式加砂压裂工艺。

背景技术

加砂压裂是页岩油气井增产的重要技术，实现页岩增产改造的核心关键在于对油气井裂缝的支撑，通过对人工裂缝的有效支撑确保良好的裂缝导流能力，进而提高油气产量。在页岩气压裂加砂施工中，常常采用段塞式加砂压裂工艺，即泵送一定前置液后，按一个加砂阶段和一个紧跟的隔离液阶段为一个段塞加砂周期，多周期交替至施工结束。每一个周期砂比保持一个固定值，后一周期较前一周期砂比高，这种加砂方式因后一周期砂比突然提高，容易导致该周期的砂子进入地层后引起施工泵压异常升高，造成加砂提前停止，或造成施工砂堵导致施工失败。

页岩段塞式加砂压裂工艺中，进入人工裂缝内的支撑剂呈非连续支撑而堆积形成砂柱，随着时间的推移，油气井裂缝内部的砂柱状支撑剂垮塌压实，使人工裂缝的有效缝长缩短，影响了单井产量。同时段塞式加砂压裂工艺通常使用滑溜水作为前置液，施工初期排量提升较快，导致在近井地带过早形成多裂缝引起施工压力过高从而限制施工排量，影响主压裂施工的不利情况发生。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术存在的上述问题，提供一种页岩连续式加砂压裂工艺。本发明优化了连续加砂的液量、砂液比、液体黏度以及排量等施工参数，提高了支撑剂在裂缝剖面的铺置效率和人工裂缝导流能力，提高了加砂效率，降低了砂堵风险，同时有效的提高了液体的利用效率，对页岩气的压后增产效果和经济开发效益具有较好的促进作用。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：

一种页岩连续式加砂压裂工艺，包括以下步骤：

（1）对压裂层段进行分析，开展储层可压性评价。

采用测井、录井、岩心实验等方法就岩性、岩石力学、地应力等参数进储层可压性行评价，并根据可压性评价结果优选连续加砂阶段液体的种类和性能参数。

（2）根据页岩地层参数，分析人工裂缝和天然裂缝相互扩展形态 。

结合页岩地层参数及入井材料物性参数，采用非常规页岩气藏压裂商业软件模拟分析人工裂缝的动态缝长、支撑缝长以及与天然裂缝相互扩展形态。

（3）采用控破造缝技术降低射孔孔眼摩阻与近井弯曲摩阻。

所述的控破造缝技术是指将120～150m³的弱凝胶泵注至裂缝中，其中，弱凝胶以1.5～2m³/min的泵注排量起步，以1～2m³/min的流量阶梯提升泵注排量，直至泵注排量达到10～14m³/min。其主要目的是控制近井筒多裂缝破裂,减少近井多裂缝的形成，改善近井裂缝产状，尽量造主缝、增加主缝缝宽，降低射孔孔眼摩阻与近井弯曲摩阻，降低破裂压力，提高施工排量，为后续连续加砂打下基础，避免过早形成多裂缝引起施工压力过高从而限制施工排量，影响主压裂施工的不利情况发生。

所述弱凝胶由清水、稠化剂、防膨剂、助排剂和延迟交联剂组成，且清水、稠化剂、防膨剂、助排剂、延迟交联剂的质量比为1000:3:2:1:0.2。弱凝胶的粘度为20～150mPa.s，降阻率60%，表面张力28mN/m。