[发明专利]一种常压页岩气藏储层的压裂方法

说明书

本发明提供了一种常压页岩气藏储层的压裂方法，包括以下步骤：步骤一、获取储层评价参数；步骤二、确定压裂施工参数，其中包括确定压裂液黏度、排量、用量以及支撑剂粒径和用量；步骤三、压裂施工；其中，步骤三中采用螺旋段塞式混合粒径加砂方式对储层进行逐段压裂施工。本发明提供的压裂方法可有效提高常压页岩气藏裂缝的复杂性指数，进而提高常压页岩储层的压裂改造效果。

技术领域

本发明涉及一种常压页岩气藏储层的压裂方法，属于石油开采领域。

背景技术

常压页岩气藏是指地层压力系数小于1.1的页岩气藏，在我国该类气藏资源量巨大。由于地层压力系数较低，加之固有的一些特性，高压页岩地层压裂施工技术并不适合套用于常压页岩气藏压裂施工中。例如，常压页岩气藏中不同尺度的微裂隙及层理/纹理缝普遍较窄，在压裂施工过程中如果套用高压页岩地层压裂施工技术模式及工艺参数，大量的小尺度裂隙系统得不到有效充填和支撑，导致裂缝的复杂程度及压后稳产效果变差。与高压页岩储层相比，常压页岩储层压裂施工过程液体滤失量增加，使得压裂主裂缝净压力难以建立及维持。净压力降低导致张开的小尺度分支缝及微裂隙的比例降低，主裂缝难以实现转向。同时，由于常压页岩储层的储层-隔层应力差比高压页岩气藏大，会导致裂缝缝高延伸程度更低。因此，在同样的压裂施工参数(支撑剂量、液量、排量等)条件下，常压页岩气藏的裂缝复杂性及改造体积要低于高压页岩气藏。此外，高压页岩储层提升主裂缝净压力工艺措施对常压页岩储层不适用，特别是在脆性指数相对较高的地层，采用大排量、大液量等常规措施，不能有效提升净压力。由于脆性地层的岩石断裂韧性较小，提高注入液量和排量，会导致裂缝在缝长方向快速增加，此时净压力可能会不升反降。

到目前为止，我国在常压页岩气藏开发上一直没有获得真正意义上的突破，产量一直维持在在1-3万方/天左右，且稳产能力较弱，而钻井及开发成本居高不下，严重制约了常压页岩气藏的商业性开发进程。

因此，有必要针对常压页岩气藏提出一种新的压裂方法，以提高常压页岩储层的开发和改造效果。

发明内容

针对常压页岩气藏的开发现状和存在的问题，本发明旨在提供一种常压页岩气藏压裂方法，以有效提高裂缝复杂性指数，进而提高常压页岩储层的开发和改造效果。

根据本发明提供的常压页岩气藏储层的压裂方法，包括以下步骤：

步骤一、获取储层评价参数；

步骤二、确定压裂施工参数，其中包括确定压裂液黏度、排量、用量以及支撑剂粒径和用量；

步骤三、压裂施工；

其中，步骤三中采用螺旋段塞式混合粒径加砂方式对储层进行逐段压裂施工。

所述螺旋段塞式混合粒径加砂方式是指采用混合粒径的支撑剂，将段塞式加砂方式和螺旋式加砂方式结合进行加砂施工。段塞式加砂是目前页岩气藏压裂常用的加砂模式；而螺旋式加砂是指采用连续的加砂模式，升高砂液比一定幅度后又自动降低砂液比，降低到一定程度后再次提高砂液比。本发明采用螺旋段塞式混合粒径加砂方式，将螺旋加砂与段塞式加砂结合起来发挥其各自优势，实现非均匀加砂，提高裂缝导流能力，并用来探索临界砂液比(超过该临界砂液比后压力快速上升，可能引发砂堵)，以便对压裂施工的安全性进行监控。

在本发明的一些具体实施方案中，在步骤三中，每一级段塞的砂液比由初始砂液比逐渐升高至最高砂液比后，逐渐降低至最低砂液比，然后又逐渐升高至最高砂液比，依次类推，直至完成一级段塞的压裂注入；其中，所述最高砂液比是初始砂液比的3-5倍，所述最低砂液比是初始砂液比的1-2倍。其中，初始砂液比是指各个段塞注入的起始砂液比，可由本领域普通技术人员根据具体情况通过例如模拟来确定。在此具体实施方案中，既保证压裂施工的安全性，又实现了非均匀加砂，能显著提高裂缝导流能力。