[发明专利]提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺

说明书

本发明公开了一种提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺，包括以下步骤：（1）清井；（2）射孔；（3）压裂处理：先按10～12m³/min的排量泵注由前置液与140～300目石英砂混合形成的悬浮液；再按10～12m³/min的排量泵注携砂液，并采用70～140目石英砂作为携砂液的前期支撑剂，采用40～70目陶粒作为携砂液的后期支撑剂；最后泵注顶替液顶替，顶替后停泵；（4）分段处理；（5）重复步骤（2）、（3），完成下一段压裂作业。本发明能有效支撑微裂缝以及次生裂缝网络，同时也有利于支撑压裂主裂缝和分支裂缝；最终整体上提高页岩复杂裂缝网络的有效支撑，提高了页岩气产量和降低页岩气井的递减速率。

技术领域

本发明属于油气增产改造技术领域，尤其涉及一种提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺。

背景技术

“形成复杂裂缝网络”是页岩气增产改造的主要目标，页岩压裂通常采用低粘度液体改造高脆性页岩储层，采用大排量利于提高净压力，采取有效的缝内封堵等手段造成多裂缝的开启或裂缝转向，最终形成“主缝+分支裂缝+微裂缝”的复杂裂缝网络体系。随着页岩压裂的了解越来越多，在页岩压裂中会产生大量分支裂缝和微裂缝的次生裂缝网络。这些次生裂缝网络在水力压裂施工过程中会吸取高达70%-90％的液体总量，次生裂缝宽度处于低微米范围（50-200μm）。即使是目前最小的常规支撑剂尺寸也太大，无法进入这些裂缝网络。如果支撑剂由于其尺寸问题不能进入次生裂缝网络，随着压力的下降，这些次生裂缝网络将有可能收缩和闭合，使得大部分改造油藏体积（SRV）在生产阶段无效或浪费，导致页岩产量递减速度较快，据统计，大部分页岩气单井产量整体上第一年递减率一般达到50%-77.5%。

目前页岩气压裂所用的支撑剂主要用于支撑人工主裂缝，对于远离水力主裂缝处的微裂缝以及次生裂缝网路则并不能起到很好的支撑作用，但页岩压裂产生的微裂缝以及次生裂缝网络发育却异常丰富，如果能充分利用分支裂缝以及微裂缝的次生网络的潜力，改造并扩大广阔的未波及的储层体积，从而提高页岩压裂复杂裂缝网络有效的支撑，可以大幅度增加有效裂缝支撑和SRV，对增加页岩气井的经济效益和使用寿命具有显著的价值。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术存在的上述问题，提供一种提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺。本发明不仅能有效的支撑微裂缝以及次生裂缝网络，同时也有利于支撑压裂主裂缝和分支裂缝；最终整体上提高页岩复杂裂缝网络的有效支撑，提高了页岩气产量和降低页岩气井的递减速率。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：

一种提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺，包括以下步骤：

（1）清井：利用清水或者洗井液循环洗井，并用通井规通井；

（2）射孔：通过电缆带射孔枪输送到井中，进行射孔使储层产生孔道；

（3）压裂处理：先按10～12m³/min的排量泵注由前置液与140～300目石英砂混合形成的悬浮液；再按10～12m³/min的排量泵注携砂液，并采用70～140目石英砂作为携砂液的前期支撑剂，采用40～70目陶粒作为携砂液的后期支撑剂；最后泵注顶替液顶替，顶替完后停泵；

（4）分段处理：电缆带桥塞输送到桥塞座封位置处进行分段座封；

（5）将电缆上提到下一段压裂位置，然后重复步骤（2）、（3），完成下一段压裂作业。

所述的压裂工艺中，单段液量为1800m³，其中，携砂液的体积百分比为88％～92％，前置液的体积百分比为4％～6％，顶替液的体积百分比为4％～6％。

所述的压裂工艺中，每米页岩层水平段长的加砂量为1.7～2.0吨。