[发明专利]一种页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺

说明书

本发明提供了一种页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺，其包括向页岩储层目标井中泵注交联冻胶压裂液和/或线性胶压裂液进行造缝，以压开储层，在储层射孔段近井带形成主裂缝；泵注含20‑40目陶粒的滑溜水混砂液，以支撑主裂缝；泵注含30‑50目陶粒的滑溜水混砂液，继续扩展并支撑主裂缝；泵注含40‑70目石英砂的滑溜水混砂液，以形成分支裂缝；泵注含70目以上石英砂的滑溜水混砂液后形成微裂缝系统。该工艺可使不同粒径支撑剂合理地进入与之匹配的多尺度裂缝系统，实现主裂缝、分支裂缝及微裂缝均得到有效的支撑，提高人工裂缝与天然裂缝形成的裂缝网络系统的有效性，增加页岩储层有效改造体积，进而提高改造效果。

技术领域

本发明涉及一种页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺，属于油气田开发页岩储层水力压裂技术领域。

背景技术

全球页岩气资源的高效开发，已经成为21世纪能源革命开始的标志。以美国为代表，随着页岩气产量逐年增加，在2010年超过俄罗斯成为第一大天然气生产国，根据美国能源信息署的预测，到2040年，美国页岩气年产量将从2018年的6650亿方增至2.5万亿方，预计将占美国天然气总量的80％。美国的成功引起全球掀起“页岩气革命”，英国、德国、南非、日本、以色列等国家政府2018年均宣布将采取措施简化和完善页岩气规划应用的监管流程，加快规划应用，以支持本国页岩气行业的发展。

我国是继美国和加拿大之后，世界上第三个实现页岩气商业化开发的国家。2017年页岩气产量达到91亿立方米。到2020年我国将力争实现页岩气产量300亿立方米，2030年实现页岩气产量800-1000亿立方米。目前我国已具备了大规模商业性开发页岩气的条件，加快推进页岩气开发对我国能源结构调整具有重要意义。

页岩储层有效孔喉半径小，渗透率很低，勘探开发困难，只有少数天然裂缝特别发育的井可以直接投产，在中国页岩气区块，几乎每一口井都需要压裂改造才能投产。因此对于页岩气开发，压裂技术显得尤为重要，技术水平的高低直接影响着压裂效果及开发效果，其中滑溜水加砂为该技术关键点之一。

水力压裂改造是在目标储层中形成具备一定导流能力的人工裂缝，支撑剂能否合理铺置直接影响改造施工能否顺利进行，同时直接决定了裂缝的有效导流能力及改造增产效果。页岩气压裂施工规模大，常使用滑溜水作为携砂液，采用大液量、高排量、低砂比的施工方式，较大规模滑溜水的携带不同粒径支撑剂，进入人工裂缝、不同尺度天然裂缝及页岩节理中，在井底建立高效复杂的油气渗流通道，实现改造增产目的。现有滑溜水泵注加砂顺序，仍采用传统冻胶加砂模式，冻胶携砂的支撑剂沉降机理是：冻胶包裹着支撑剂在裂缝中向前运移基本不沉降，施工结束冻胶破胶后，支撑剂才沉降，冻胶破胶裂缝闭合后支撑剂沉降剖面如图1所示，所以，泵注程序设计采用70-140目、40-70目及20-40目的方式能够实现小粒径支撑剂沉降铺置在裂缝前端以及进入前端微细裂缝中。

目前的页岩储层压裂加入支撑剂的施工模式已取得一定的增产效果，但滑溜水携砂压裂，核心是依靠高排量使支撑剂在裂缝中向前运移，支撑剂处于不断沉降与向前推进的双重作用中，先注入的支撑剂先沉降，同时沉降过程中支撑剂在沉降的砂堤上部“翻山越岭”、“滚动式”、“波浪式”地向前推进。与冻胶携砂不沉降，支撑剂按照泵注程序设计的顺序在裂缝中向前运移，施工结束，冻胶破胶后，支撑剂沉降铺置在裂缝中的模式有本质不同。