[发明专利]一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法

说明书

本发明公开了一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法。包括：(1)压前储层评价；(2)射孔方案优化；(3)酸性滑溜水注入；(4)70‑140目支撑剂的加入；(5)等黏度常规滑溜水的注入；(6)高黏度常规胶液的注入；(7)40‑70目及30‑50目支撑剂的注入。本发明的方法提高了深层常压页岩气压裂裂缝的复杂性，以及不同尺度裂缝系统的填充率，进而提高了深层常压页岩气的有效改造体积，改善了压后增产和稳产效果。

技术领域

本发明涉及油气开采领域，进一步地说，是涉及一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法。

背景技术

目前，水平井分段压裂技术在海相高压的龙马溪页岩气地层已获得了成功的实践并取得了较好的效果。但随着页岩气勘探开发进程的推进，页岩气逐渐向深层和常压两个方向迈进。目前，无论是深层页岩气还是常压页岩气的压裂改造，都没有取得具有示范意义的突破。主要原因在于深层页岩气和常压页岩气压裂形成的裂缝复杂程度和有效改造体积不足。

总体而言，目前的页岩气水平井分段压裂技术在深层页岩气和常压页岩气的适应性较差，主要问题有：

(1)深层页岩气随埋深增加，水平应力差增加，岩石塑性特征变强，诱导应力作用因此减弱，微裂隙尺度更小，这些因素都对提高裂缝改造体积和裂缝复杂性程度不利；

(2)常压页岩气压力系数降低可能是原始页岩气逸散造成的结果，也导致了内部的微裂隙及层理/纹理尺度减少。因此，压裂改造的有效支撑体积减少；

(3)对于目前的许多深层页岩气而言，经常还同时具有常压页岩气的特征，因此，上述2个难点结合在一起，使压裂的难度继续增加；

(4)常规的压裂模式采用的滑溜水+胶液+100目支撑剂+40/70目支撑剂+30/50目支撑剂的注入方式，对高压的中浅层页岩气有较好的适用性，但不一定适合深层及常压页岩气压裂，尤其是上述的微裂隙及水平层理/纹理的尺度普遍减少的前提下，小粒径支撑剂的粒径选择及对应加入量设计可能不合适，因此，造成的结果可能是100目支撑剂非但没有在小尺度裂缝内有效充填和支撑，反而有可能在大尺度裂缝中与大粒径支撑剂混杂在一起，堵塞大尺度裂缝，造成裂缝导流能力的降低。

因此，针对深层常压页岩气而言，需要研究提出一种新的压裂技术，以解决上述局限性。

发明内容

为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法。通过采用酸性滑溜水+滑溜水+活性胶液的液体体系，沟通和溶蚀小尺度微裂隙和层理/纹理缝等，提高压裂裂缝的复杂性，增加有效改造体积，改善多尺度缝网的导流能力，实现深层常压页岩气的增产和商业化开采。

本发明的目的是提供一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法。

包括：

(1)压前储层评价

(2)射孔方案优化

深层页岩气压裂采取多段少簇射孔；

常压页岩气压裂采取多段多簇射孔；

深层常压页岩气射孔的簇数介于深层页岩气和常压页岩气之间；

射孔方式采用水力喷射形成的周向射孔；

(3)酸性滑溜水注入

所述滑溜水具有强酸性，黏度值2-3mPa·s，低注入排量进行注入，排量为3-5m³/min；

在酸性滑溜水注入总量的1/3后，注入1-2倍直井筒容积的高黏度酸性冻胶；进入近井裂缝内的高黏度酸性冻胶半个直井筒容积，再注入后续的酸性滑溜水；

(4)70-140目支撑剂的加入