一种段塞式压裂方法及应用

技术领域

本发明涉及采油技术领域，进一步地说，是涉及一种段塞式压裂方法及应用。

背景技术

目前，在页岩油气及致密砂岩油气压裂中，为了确保施工安全，往往采用段塞式注入模式。所谓段塞式就是顺序注入含砂压裂液(为简化起见，以下统称为段塞液)及不含砂压裂液(通常也成为隔离液，为简化起见，以下统称为隔离液)，一般地，段塞液与隔离液的黏度比及体积比为1：1，但如地层对砂液比比较敏感，隔离液的体积比例也可能适当增加。

虽然上述常规段塞式压裂技术在压裂实践中取得了较大的成效，但也存在诸多局限性，如：

1)由于黏度比一般为1：1，即使考虑到加入支撑剂后的混砂液黏度有所增加，最终在裂缝中也基本是活塞式推进，一旦支撑剂进入地层后有砂堵迹象，隔离液也难以快速指进到支撑剂的前缘将裂缝撑开。即使隔离液能在一定程度上撑开裂缝，但也是在支撑剂的后边撑开裂缝，对前边的支撑剂处的裂缝宽度增加的效果极其有限。因此，常规的段塞式压裂技术中，隔离液对砂堵的缓解效应非常小；

2)常规段塞技术中的隔离液排量与段塞液相等或基本相当，一来段塞液中的支撑剂在较高排量下的摩阻相对较大。二来一旦在裂缝中某处发生砂堵迹象，由于排量相对较大，则在此处的支撑剂堆积的速度也相对较快，更容易发生砂堵。而对于页岩油气或致密尤其压裂而言，储层的综合滤失系数相对较低，不会因为排量(一般指隔离液的顶替排量)的降低而增加砂堵的风险；

3)段塞液的加入时机可能相对较晚。一般在注入当段总液量的20％以后才开始加入含支撑剂的段塞液，目的是充分造缝。但经过裂缝扩展的数值模拟可知，早期的裂缝扩展速度相对较快，20％液量时主裂缝的长度基本达到最终缝长的70％以上。而在主裂缝扩展过程中，支裂缝及微裂缝是随时形成的，并不是在主裂缝造缝完成后才开始支裂缝及微裂缝的扩展。换言之，如加砂时机晚了，支裂缝及微裂缝中的压裂液进液速度可能已大幅度降低，甚至没有压裂液进入(支裂缝及微裂缝因在主裂缝侧翼方向起裂与延伸，裂缝延伸时的进液摩阻更大，相比主裂缝更不容易起裂和延伸，即使起裂和延伸了，也会更早停止延伸)，此时即使段塞液中的支撑剂到达上述支裂缝和微裂缝的缝口处，支撑剂也难以进入小微尺度的支裂缝和微裂缝中。因此，以往常规的支撑剂段塞技术，可能造成小粒径支撑剂仍大部分滞留于主裂缝中。导致压后产量递减快(主裂缝侧翼方向渗流通道没有建立起来)。

中国专利CN109267988A公开了一种页岩气压裂中段塞式加砂方法，包括压前储层精细评价；裂缝近井弯曲摩阻评价；裂缝弯曲摩阻消除；每个加砂段塞及不加砂段塞的体积、砂液比、黏度及排量等参数确定并细分小段交替注入。该专利优化了初始加砂时机、加砂段塞液量、砂液比、液体黏度以及排量等施工参数，提高了加砂效率和施工安全性，降低了砂堵风险，从而提高了裂缝的支撑效率，优化了改造体积，提高了页岩气的压后增产效果和经济开发效益。该专利针对常规段塞式压裂加砂工艺进行了优化，不能从根本上克服常规段塞式压裂额局限

中国专利CN108222910A公开了一种定排量段塞式压裂工艺，包括通过获取地层参数，判断储层岩石的破裂方式，分析储层水力裂缝和天然裂缝的扩展形态；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，开展段塞式压裂施工；在加砂后期增加砂比，试探地层对下一个加砂周期砂比的反应情况。解决了干热花岗岩热储压裂不能有效压开和长时间压裂波及半径减小的问题，同时解决了干热花岗岩热储常规压裂过程中，注液周期长、注液量较大的问题。该专利主要涉及常规段塞式压裂工艺，并没有考虑到常规段塞式加砂方式的局限性。

文献《段塞式加砂技术在页岩气缝网压裂中的应用》(油气井测试、2014年10月)中采用段塞式加砂技术，降低近井摩阻、提高裂缝复杂程度实现缝网压裂、提高施工成功率。在国内某页岩气井压裂施工中进行了应用，取得了较好的产能。主加砂过程中，段塞式加砂工艺可及时分析地层对某砂比的敏感性，及时调整施工参数，以避免砂堵。段塞式压裂，可实现造新裂缝或实现裂缝转向，对于形成复杂的裂缝网络有一定作用。该文献中对常规段塞式压裂技术在页岩气井中进行了应用，并没有涉及针对常规段塞技术局限性的改进。

综上，目前的支撑剂段塞技术没有相关的改进，因此，需要研究提出一种新的支撑剂段塞技术，以解决上述问题的局限性。

发明内容

为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种段塞式压裂方法及应用。可有效降低砂堵风险、提高裂缝的复杂程度，提高压裂改造效果，并有利于压后稳产。适用于页岩油气藏和致密砂岩油气藏。

本发明的目的之一是提供一种段塞式压裂方法。

包括：

采用不同黏度的段塞液及隔离液、隔离液注入采用更低的排量、在隔离液中加入更微细粒径的支撑剂，降低砂堵风险、提高段裂缝复杂性、明显提高压裂施工效果。

所述方法包括以下步骤：

1)压裂设计方案及施工方案制定；

2)不同砂液比条件下段塞液砂浆黏度的测定；

3)不同阶段隔离液黏度的确定；

4)不同段塞段隔离液注入排量的确定；

5)隔离液中微细支撑剂粒径及密度的确定；

6)酸预处理与前置液造缝施工；

7)70-140目支撑剂段塞式施工；

8)40-70目支撑剂段塞式施工；

9)40-70目支撑剂连续加砂施工；

10)30-50目支撑剂连续加砂施工；

11)顶替作业。

本发明的一种优选的实施方式中，

步骤2)中，测试70-140目和40-70目两种粒径支撑剂在不同砂液比下的混砂浆黏度。

本发明的一种优选的实施方式中，

步骤3)中，按段塞液与隔离液黏度比大于等于3：1，优选大于等于6：1；确定不同砂液比段塞时对应的隔离液黏度。

本发明的一种优选的实施方式中，

步骤4)中，

当段塞液的排量低于16m

当段塞液的排量为16m

本发明的一种优选的实施方式中，

步骤5)中，

所述微细支撑剂的粒径为：140-200目，视密度为1.05-1.25g/cm

本发明的一种优选的实施方式中，

步骤6)中，

脆性好的地层，采用低黏度滑溜水造主缝；

塑形强的地层，采用高黏度胶液造主缝；

前置液的体积为总液量的10-15％。

本发明的一种优选的实施方式中，

步骤7)中，

采用黏度为10-30mPa·s的滑溜水携带70-140目支撑剂段塞式施工；液量≥20m

隔离液携带微细支撑剂，砂液比为2％-3％-5％，采用连续加砂模式。

本发明的一种优选的实施方式中，

步骤8)中，

采用黏度为20-40mPa·s的滑溜水携带40-70目支撑剂段塞式施工，液量≥20m

隔离液携带微细支撑剂，砂液比为2％-3％-5％，采用连续加砂方式。

本发明的一种优选的实施方式中，

步骤9)中，

采用黏度为20-40mPa·s的滑溜水携带40-70目支撑剂，连续加砂，砂液比为12％-14％-16％-18％-20％；液量≥20m

本发明的一种优选的实施方式中，

步骤10)中，

采用黏度为30-60mPa·s的滑溜水携带30-50目支撑剂，连续加砂，砂液比为10％-12％-14％-16％-18％，液量≥20m

本发明的一种优选的实施方式中，

步骤11)，采用滑溜水进行顶替；顶替液量为比一个井筒体积多10～20m

顶替液量的前10m

本发明的目的之二是提供一种段塞式压裂方法在石油开采中的应用。

本发明的总体思路是：

1)利用黏滞指进原理，采用不同黏度的段塞液及隔离液。考虑到是隔离液驱替段塞液，为实现黏滞指进效果，设计段塞液与隔离液的黏度比为3：1甚至6：1以上。其主要目的一是一旦段塞液在裂缝中某处发生了砂堵现象，利用低黏隔离液的黏滞指进效应，可快速运移到支撑剂的前缘进行补液，进而增大裂缝的宽度等，利于支撑剂脱砂效应的大幅度缓解和有效解除。此外，低黏度隔离液还可进一步沟通与延伸已张开的支裂缝及微裂缝系统。

2)隔离液注入时可采用更低的排量。由于页岩油气或致密砂岩油气的极低基质渗透性，更低的隔离液排量对造缝效率的影响不大。采用更低的隔离液排量，其驱替的含支撑剂的段塞液时，支撑剂在裂缝中的运移速度相对较慢，则进缝摩阻也小，也不利于支撑剂的局部阻滞及砂堵的形成。

此外，隔离液的排量适当降低后，更利于隔离液向多尺度裂缝系统中运移，如排量大，则绝大部分隔离液都会在主裂缝中滞留，不利于多尺度复杂缝网的形成。

值得指出的是，考虑到隔离液的体积相对较少(一般为一个井筒容积)，排量降低后，也可利于供液的顺畅进行。否则可能供不上相对较高的排量。

3)在隔离液中加入更微细粒径的支撑剂。与以往隔离液不加任何支撑剂不同，本发明的隔离液中设计加入更微细粒径的支撑剂，其粒径可以在其它粒径的支撑剂的孔隙颗粒间自由运移，不影响其它裂缝导流能力。但该微细支撑剂在隔离液进入不同尺度的裂缝中时，便于进入，既起到提高造缝效率的作用，又不影响隔离液的造缝与沟通小微尺度裂缝，压后还可在更小尺度的裂缝中起到支撑作用，进而有利于压后的稳产效果。

本发明的具体措施如下：

1)压裂设计方案及施工方案制定

依据常规方法完成压裂设计方案及施工方案。通常包括压裂层段优选、压裂方式优选、压裂管柱设计、射孔参数优化、排量确定、液量设计、支撑剂浓度优化、压裂泵注程序和施工压力预测等。

2)不同砂液比条件下段塞液砂浆黏度的测定

应用含砂流变仪，室内测试70-140目和40-70目两种粒径支撑剂在不同砂液比下的混砂浆黏度，砂液比与步骤1)中设计的砂液比一致，一般地，70-140目支撑剂的砂液比为3％，4％，5％，6％，7％，8％，9％，10％，11％，12％，13％。。。20％；40-70目支撑剂的砂液比为3％，4％，5％，6％，7％，8％，9％，10％，11％，12％，13％。。。20％；一般地，含砂液的黏度比纯压裂液的黏度会增加20％甚至100％以上。砂液比越高，含砂液的黏度也越高。

3)不同阶段隔离液黏度的确定

在步骤2)的基础上，按段塞液与隔离液黏度比大于等于3：1，优选大于等于6：1，确定不同砂液比段塞时对应的隔离液黏度。

为简化施工，可以第一个段塞液的黏度与隔离液的黏度3：1为依据，所有隔离液的黏度都保持第一个段塞的隔离液黏度，则随着施工的不断进行，段塞的砂液比逐渐增高，混砂浆的黏度也越来越高，则段塞液的黏度与隔离液的黏度比会越来越大，从而更利于形成黏滞指进效应。

4)不同段塞段隔离液注入排量的确定

基于思路2)的要求，每段隔离液采用相同的排量，且都比相应的段塞液排量降低。为简化起见，可以井口施工压力相等为目标(在隔离液的注入前1min内)。在隔离液注入阶段内，由于排量适当降低，注入的时间延长，因此，支撑剂进入地层后的压力响应特征可更容易观察到。

一般地，常规压裂时，隔离液与段塞液排量相等，隔离液时的压力升幅可达2-3mpa，而采用本发明的井口压力相等的目标，隔离液的排量降低一般可达2-3m

5)隔离液中微细支撑剂粒径及密度的确定

基于思路3)要求，考虑到从后续支撑剂的颗粒间隙中可自由流出，以70-140目支撑剂为标准(只要70-140目支撑剂颗粒间隙中可自由流出，则40-70目支撑剂颗粒间隙中更可自由流出)，70-140目支撑剂的平均粒径为105目，则70-140目支撑剂颗粒间隙的平均直径也为105目，考虑到不受约束地自由流动，可用140-200目的微细粒径支撑剂。该支撑剂的平均粒径为170目，比上述105目的平均颗粒间隙直径小60％左右，可确保其自由进出上述70-140目的支撑剂铺置的裂缝中。

至于140-200目支撑剂的密度，考虑到纵向上实现全悬浮支撑的目标，视密度应在1.05-1.25g/cm

6)酸预处理与前置液造缝施工

按常规流程及参数执行。对脆性好的地层而言，可考虑低黏度(黏度2-3mpa.s即可)滑溜水造缝，对塑形强的地层而言，可用高黏度胶液(黏度50-60mpa.s)造缝施工。其它参数，按步骤1)确定的施工参数进行。

按思路3)要求，考虑到加砂时机应适当提前，前置液的体积可从原先的20％左右降低到10-15％左右。但现场施工时如发现第一个段塞对砂液比就异常敏感，则应把前置液比例再适当提高。但不论如何，前置液比例应不高于15％。

7)70-140目支撑剂段塞式施工

隔离液的黏度及排量，按步骤3)及步骤4)确定的参数执行。其它段塞液的黏度、体积、排量、砂液比等参数，按步骤1)施工方案确定的流程及参数执行。

其中，隔离液中加入的微细支撑剂，按步骤5)确定的140-200目支撑剂进行加入。考虑到该微细粒径支撑剂的粒径及密度都相对较小，也考虑到不影响隔离液顺畅地进入不同尺度的小微裂缝，砂液比可设计为2％-3％-5％，考虑到整个隔离液的体积相对较小(大约1个井筒容积)，可采用连续加砂模式，每个砂液比的体积按1：1：1的体积均分。

8)40-70目支撑剂段塞式施工

隔离液的黏度及排量，按步骤3)及步骤4)确定的参数执行。其它段塞液的黏度、体积、排量、砂液比等参数，按步骤1)施工方案确定的流程及参数执行。

隔离液的注入参数，参照步骤7)执行。

9)40-70目支撑剂连续加砂施工

在步骤8)基础上，按步骤1)的施工方案执行。

一般地，在前述段塞式施工的基础上，连续加砂的砂液比为12％-14％-16％-18％-20％，每个砂液比的体积根据步骤1)确定的施工方案，一般为半个井筒容积。

10)30-50目支撑剂连续加砂作业

按步骤1)施工方案执行。

11)顶替作业

按步骤1)施工方案执行。

12)其它段的施工，重复步骤6)-步骤11)，直到所有段施工完为止。

13)压后钻塞、返排、测试及生产等，参照常规流程及参数执行。

发明的效果

本发明设计合理、方法明晰、简便高效、可有效指导段塞式压裂施工、降低支撑剂局部阻滞效应、有效降低砂堵风险、提高造缝效率、提高段裂缝复杂性、有效支撑更小尺度裂缝、有利于压后稳产、明显提高压裂施工效果，从而获得更大的经济效益。

具体实施方式

下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。

实施例1

中国某页岩气井A井垂深2270m，水平段长1436m，第一次压裂共21段，

步骤1，依据常规方法完成压裂设计方案及施工方案，以第1段为例，采用70-140目和40-70目两种粒径支撑剂，段塞式加砂中，70-140目支撑剂砂液比为3％-5％-7％-9％-11％-13％-15％，40-70目支撑剂砂液比为7％-9％-11％-13％-15％-17％；主体施工排量16m

步骤2，测试70-140目和40-70目两种粒径支撑剂在不同砂液比下的混砂浆的黏度；

步骤3，依据混砂浆的黏度测试结果，并按照第一个段塞液的黏度与隔离液的黏度3：1为依据，确定隔离液的黏度。

步骤4，根据步骤1确定的主体施工排量，隔离液排量采用13m

步骤5，隔离液中细微支撑剂粒径确定为140-200目，支撑剂视密度1.2g/cm

步骤6，前置20方酸预处理，由于目标地层塑性相对较高，采用高黏度胶液造缝施工，加砂前前置液量为总液量的15％。

步骤7，70-140目支撑剂段塞式施工；

采用黏度为10mPa·s的滑溜水携带70-140目支撑剂段塞式施工；液量40m

隔离液携带微细支撑剂，砂液比为2％-3％-5％，采用连续加砂模式。

步骤8，40-70目支撑剂段塞式施工；

采用黏度为20mPa·s的滑溜水携带40-70目支撑剂段塞式施工，液量40m

隔离液携带微细支撑剂，砂液比为2％-3％-5％，采用连续加砂方式。

步骤9，40-70目支撑剂连续加砂施工；

采用黏度为20mPa·s的滑溜水携带40-70目支撑剂，连续加砂，砂液比为12-14-16-18-20％；液量300m

步骤10，30-50目支撑剂连续加砂施工；

采用黏度为40mPa·s的滑溜水携带30-50目支撑剂，连续加砂，砂液比为10-12-14-16-18％，液量300m

步骤11，顶替作业

采用滑溜水进行顶替；顶替液量为65m

顶替液量的前10m

步骤12，其它段的施工，重复步骤6-步骤11，直到所有段施工完为止。

步骤13，压后钻塞、返排、测试及生产等，参照常规流程及参数执行

A井一共完21级压裂，累计注入地层总液量42893m

实施例2

中国某页岩气井B井垂深3360m，水平段长1521m，第一次压裂共26段，步骤1，依据常规方法完成压裂设计方案及施工方案，以第1段为例，采用70-140目和40-70目两种粒径支撑剂，段塞式加砂中，70-140目支撑剂砂液比为3％-5％-7％-9％-11％-13％，40-70目支撑剂砂液比为7％-9％-11％-13％-15％；主体施工排量17m

步骤2，测试70-140目和40-70目两种粒径支撑剂在不同砂液比下的混砂浆的黏度；

步骤3，依据混砂浆的黏度测试结果，并按照第一个段塞液的黏度与隔离液的黏度3：1为依据，确定隔离液的黏度。

步骤4，根据步骤1确定的主体施工排量，隔离液排量采用14m

步骤5，隔离液中细微支撑剂粒径确定为140-200目，支撑剂视密度1.21g/cm

步骤6，前置15方酸预处理，由于目标地层塑性相对较高，采用高黏度胶液造缝施工，加砂前前置液量为总液量的15％。

步骤7，70-140目支撑剂段塞式施工；

采用黏度为15mPa·s的滑溜水携带70-140目支撑剂段塞式施工；液量50m

隔离液携带微细支撑剂，砂液比为2％-3％-5％，采用连续加砂模式。

步骤8，40-70目支撑剂段塞式施工；

采用黏度为25mPa·s的滑溜水携带40-70目支撑剂段塞式施工，液量50m

隔离液携带微细支撑剂，砂液比为2％-3％-5％，采用连续加砂方式。

步骤9，40-70目支撑剂连续加砂施工；

采用黏度为25mPa·s的滑溜水携带40-70目支撑剂，连续加砂，砂液比为10-12-14-16-18％；液量250m

步骤10，30-50目支撑剂连续加砂施工；

采用黏度为45mPa·s的滑溜水携带30-50目支撑剂，连续加砂，砂液比为8-10-12-14-16％，液量250m

步骤11，顶替作业

采用滑溜水进行顶替；顶替液量70m

顶替液量的前10m

步骤12，其它段的施工，重复步骤6-步骤11，直到所有段施工完为止。

步骤13，压后钻塞、返排、测试及生产等，参照常规流程及参数执行。

B井一共完26级压裂，累计注入地层总液量47527m