[发明专利]一种深层页岩气压裂的方法

说明书

本申请提供了一种深层页岩气压裂的方法。其包括如下步骤：步骤一，对压前的储层参数进行评价，并根据对所述储层参数的评价结果确定射孔位置、射孔数和射孔直径；其中所述储层参数包括地质构造、岩性、物性、岩石力学、三向地应力、层理缝和/或纹理缝发育情况、天然裂缝和可压性情况；步骤二：确定裂缝参数系统；步骤三：确定施工参数；步骤四：利用酸液预处理射孔处的井筒；步骤五：注入超临界二氧化碳；步骤六：注入LPG压裂液，根据需要同时注入破胶剂；步骤七：重复步骤五和步骤六至少2‑3次；步骤八：注入携带第一支撑剂的超临界二氧化碳；步骤九：注入携带第二支撑剂的LPG压裂液，根据需要同时注入破胶剂。

技术领域

本申请提供了一种深层页岩气超临界二氧化碳与LPG混合压裂的方法。

背景技术

目前，深层页岩气压裂技术主要借鉴中浅层的做法，如低黏度滑溜水与高黏度胶液的混合压裂模式。但由于深层页岩气井与中浅层页岩气井不同，其两向水平应力及上覆地层压力都大幅度增加，水平层理/纹理及人工裂缝的尺度都相应降低，原先适用于中浅层的滑溜水造缝和沟通小尺度裂缝系统的能力都大幅度降低。即原先的滑溜水黏度应较大幅度降低。单纯降低稠化剂浓度，会降低深层页岩气压裂的降阻效果，而降阻效果又是至关重要的参数，不能轻易降低，否则，压裂施工的注入排量就会大幅度降低，无法实现复杂裂缝。而改为乳液型滑溜水，现场上两种滑溜水的应用，对应的注入设备及配套流程又有较大的差别，现场实施的可操作性存在问题，这样也会给深层页岩气压裂带来施工的风险及不确定性。更为重要的是，乳液型滑溜水的黏度也高达2-3mPa·s，对深层页岩气压裂而言，可能仍偏大，难以进一步沟通延伸更多的小微尺度裂缝系统。因此目前粉剂型和乳液型滑溜水均不适用于深层页岩气井压裂。

对胶液而言，黏度最高可达30-4 0mPa·s，可以实现对沟通延伸主裂缝，但是对主裂缝的宽度及后续的高砂液比施工有较大影响。对深层页岩气压裂而言，主裂缝的加砂量及最终导流能力是至关重要的。如简单地将胶液的稠化剂浓度增加，虽然黏度可达100mPa·s以上，但地面管线无法畅通泵送，且水基胶液遇到页岩的黏土后会发生水化膨胀效应，也会堵塞主裂缝通道，降低裂缝的导流能力。虽然目前交联冻胶取代常规的胶液，解决了基液的低黏度泵送问题，但水化膨胀损害主裂缝的导流能力问题没有得到根本解决。

综上所述，需要发明一种新的能够提高深层页岩气井裂缝复杂性和主裂缝长度波及体积的压裂新技术，同时提高压裂液返排率，缩短压后排液求产周期，确保深层页岩气井压裂效果。

发明内容

本申请提供了一种深层页岩气超临界二氧化碳与LPG(液化石油气)混合压裂的方法，其包括如下步骤：

步骤一，对压前的储层参数进行评价，并根据对所述储层参数的评价结果确定射孔位置、射孔数和射孔直径；其中所述储层参数包括地质构造、岩性、物性、岩石力学、三向地应力、层理缝和/或纹理缝发育情况、天然裂缝和可压性情况；

步骤二：确定裂缝参数系统；

步骤三：确定施工参数；

步骤四：利用酸液预处理射孔处的水平井筒；

步骤五：注入超临界二氧化碳；

步骤六：注入粘度为30至100mPa.s的LPG压裂液，根据需要同时注入破胶剂；

步骤七：重复步骤五和步骤六至少2至3次；

步骤八：注入携带第一支撑剂的超临界二氧化碳；

步骤九：注入携带第二支撑剂的粘度为30至100mPa.s的LPG压裂液，根据需要同时注入破胶剂。

其中，在步骤四中，利用酸液预处理射孔处的井筒的目的是解除近井堵塞、降低破裂压力和施工压力。注入超临界二氧化碳和粘度为30至100mPa.s的LPG压裂液是为了在地层内压开主缝和支缝。破胶后开始注入携带支撑剂的超临界二氧化碳。