页岩气藏水平井选择性逐簇压裂工艺

摘要

本发明公开了一种页岩气藏水平井选择性逐簇压裂工艺，包括：将水平井段分为若干簇，每次通过连续油管进行1~4簇喷砂射孔后主压裂、多次逐簇压裂完成水平井的压裂改造；主压裂后期采用砂塞封堵缝口进行转簇，施工1簇采用连续油管与套管环空进行主压裂或光套管压裂，施工2~4簇采用连续油管起出井口进行光套管主压裂，压裂过程中整个井筒保持全通径。本发明是通过油管多簇喷砂射孔和主压裂后期缝口人工砂堵的方法实现分簇与转簇，不需要机械封隔，可在水平井实施任意顺序、任意位置的选择性逐簇压裂，且在整个施工过程中及施工结束后井筒始终保持全通径，以实现页岩气水平井的改造体积优化控制。

说明书

技术领域

本发明涉及一种页岩气藏水平井压裂方法，尤其涉及一种页岩气藏水平井选择性逐簇压裂工艺。

背景技术

目前，四川盆地页岩气水平井储层压裂改造普遍使用复合桥塞分段体积压裂技术，压裂注入方式为光套管注入，通过分段多簇的方式形成簇间干扰增加裂缝的复杂性，整体上取得了较好的改造效果。但对于段间非均质性较强的页岩气储层，则难以实现针对性地改造；同时由于目前分段技术都是按照水平井段B点往A点的顺序进行分段压裂，遇到套管变形等情况只能舍弃部分层段或者难以达到分段改造的目的，截至2016年底，威远长宁页岩气水平井统计结果显示累计套变段长约为13700m，影响压裂段数达到176段。

因此，针对页岩气水平井的以上难点亟需一种既能实现体积压裂改造，又能灵活分簇且具有针对性地压裂工艺。

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，提供一种页岩气藏水平井选择性逐簇压裂工艺。本发明是通过油管多簇喷砂射孔和主压裂后期缝口人工砂堵的方法实现分簇与转簇，不需要机械封隔，可在水平井实施任意顺序、任意位置的选择性逐簇压裂，且在整个施工过程中及施工结束后井筒始终保持全通径，以实现页岩气水平井的改造体积优化控制与分布。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：

一种页岩气藏水平井选择性逐簇压裂工艺，其特征在于：将水平井段分为若干簇，每次通过连续油管进行1~4簇喷砂射孔后主压裂、多次逐簇压裂完成水平井的压裂改造；主压裂后期采用砂塞封堵缝口进行转簇，施工1簇采用连续油管与套管环空进行主压裂或光套管压裂，施工2~4簇采用连续油管起出井口进行光套管主压裂，压裂过程中整个井筒保持全通径。

所述方法具体包括如下步骤：

（1）、根据施工要求进行地面准备工作，连续油管通洗井，设置最高安全泵压，主压裂准备；

（2）、通过连续油管结合喷砂射孔工具在水平井指定位置进行第一簇喷砂射孔；

（3）、主压裂若为单簇压裂，连续油管不起出井筒，采用环空泵注，根据管柱摩阻和地层破裂压裂选择合理排量；主压裂若为多簇压裂，则连续油管完成多簇射孔后起出井筒，通过光套管进行主压裂；

（4）、当注入液量达到该段设计液量的85%后，泵注支撑剂段砂塞进行暂堵；

（5）、当用于填砂的砂塞进入地层孔眼后，降低注入排量直至砂塞全部进入地层；

（6）、若井筒压力升高至超过地面设置最高安全泵压则封堵成功；

（7）、进行第二次喷砂射孔和逐簇压裂，压裂簇数1~4簇，压裂位置可在改造段任意位置选择；

（8）、重复步骤3-7完成所有段压裂。

所述步骤（1）中，最高安全泵压大于施工压力10~20MPa。

所述步骤（3）中，主压裂若为单簇压裂，合理排量为4~6m³/min，液量600~800m³。

所述步骤（3）中，主压裂若为多簇压裂，主压裂的排量为10~13m³/min，液量为单簇液量乘以簇数。

所述步骤（4）中，每个段塞液量为1~1.5个泵注管柱容积，砂浓度260~400kg/m³。

所述步骤（6）中，若不成功则提高砂浓度至400~480kg/m³继续泵注下一段砂塞，若再不成功则继续加入更高浓度砂塞封堵射孔孔眼直至井筒达到最高安全压力或选择套管内填砂实行封堵已压裂簇。

采用本发明的优点在于：

1、本发明可实施整个水平井段内任意位置和顺序的选择性分段压裂。针对改造过程中压裂区域重复覆盖、天然裂缝影响等难题，可避开该位置，进行后续若干簇压裂后，再对该区域进行压裂。最终保证整个水平井段改造区域的优化配置。

2、本发明应用支撑剂对缝口进行人工砂堵转簇，不使用机械封隔器，射孔簇可在水平段任意位置选择，射孔位置更加灵活。每次施工可根据储层需求选择1~4簇压裂，兼具单簇定点起裂和多簇大规模压裂的优点。

3、采用本发明，施工过程井筒可保持全通径，可满足整个水平段任意位置、任意顺序的压裂改造

4、由于不采用机械封隔的方式进行分簇，工具管串在5¹/₂″套管内最小外径79mm，对部分套变井具有一定适应性，可有效解决套变缩径等致使机械桥塞及射孔工具无法下入等复杂问题。

5、本发明压裂后不需要钻磨桥塞等作业，减少了后续施工作业风险，主压裂完毕后直接人工砂堵转簇，所有段压裂完毕后清洗井筒，直接放喷求产。

附图说明

图1为本发明工艺流程图；

图2为选择性逐簇压裂施工顺序与位置示意图；

图3为本发明实施的单簇施工曲线图；

图4为本发明实施的2簇施工曲线图；

图5为本发明实施的4簇施工曲线图。

具体实施方式

实施例1

一种页岩气藏水平井选择性逐簇压裂工艺，包括：将水平井段分为若干簇，每次通过连续油管进行1~4簇喷砂射孔后主压裂、多次逐簇压裂完成水平井的压裂改造；主压裂后期采用砂塞封堵缝口进行转簇，施工1簇采用连续油管与套管环空进行主压裂或光套管压裂，施工2~4簇采用连续油管起出井口进行光套管主压裂，压裂过程中整个井筒保持全通径。

所述方法具体包括如下步骤：

（1）、根据施工要求进行地面准备工作，连续油管通洗井，设置最高安全泵压，主压裂准备；

（2）、通过连续油管结合喷砂射孔工具在水平井指定位置进行第一簇喷砂射孔；

（3）、主压裂若为单簇压裂，连续油管不起出井筒，采用环空泵注，根据管柱摩阻和地层破裂压裂选择合理排量；主压裂若为多簇压裂，则连续油管完成多簇射孔后起出井筒，通过光套管进行主压裂；

（4）、当注入液量达到该段设计液量的85%后，泵注支撑剂段砂塞进行暂堵；

（5）、当用于填砂的砂塞进入地层孔眼后，降低注入排量直至砂塞全部进入地层；

（6）、若井筒压力升高至超过地面设置最高安全泵压则封堵成功；

（7）、进行第二次喷砂射孔和逐簇压裂，压裂簇数1~4簇，压裂位置可在改造段任意位置选择；

（8）、重复步骤3-7完成所有段压裂。

所述步骤（1）中，最高安全泵压大于施工压力10~20MPa。

所述步骤（3）中，主压裂若为单簇压裂，合理排量为4~6m³/min，液量600~800m³。

所述步骤（3）中，主压裂若为多簇压裂，主压裂的排量为10~13m³/min，液量为单簇液量乘以簇数。

所述步骤（4）中，每个段塞液量为1~1.5个泵注管柱容积，砂浓度260~400kg/m³。

所述步骤（6）中，若不成功则提高砂浓度至400~480kg/m³继续泵注下一段砂塞，若再不成功则继续加入更高浓度砂塞封堵射孔孔眼直至井筒达到最高安全压力或选择套管内填砂实行封堵已压裂簇。

实施例2

本发明的工艺流程如图1所示，图1中，i=1，2……为水平井段改造次数；n_i=1，2……为第i次改造施工簇数。以下对本发明工艺做进一步说明。

首先，根据施工要求进行地面准备工作，连续油管通洗井，设置最高安全泵压（安全泵压一般大于施工压力10~20MPa），主压裂准备。

主压裂若为单簇压裂，下入带冲洗头及喷砂射孔工具的连续油管，校深，通过连续油管结合喷砂射孔工具在水平井指定位置进行第一次压裂的簇进行喷砂射孔，采用环空泵注，根据管柱摩阻和地层破裂压裂选择合理排量（4~6m³/min，液量600~800m³）；主压裂若为多簇压裂，则连续油管完成多簇射孔后起出井筒，通过光套管进行主压裂（排量10~13m³/min，液量为单簇液量乘以簇数）。

根据水平井储层钻遇情况和储层非均质性差异，选择单簇压裂或多簇压裂模式，进行第二次喷砂射孔和逐簇压裂，压裂簇数1~4簇，压裂位置可在改造段任意位置选择，根据设计和储层需求确定。图2所示，第i次n_i簇射孔及压裂位置根据施工设计及现场施工情况确定。

重复以上施工步骤进行下一射孔位置的洗井校深、射孔、主压裂和缝口填砂暂堵施工，直至完成所有压裂作业。

本发明适用于连续油管作业范围内页岩气藏水平井针对性改造。本发明已经在1口页岩气水平井获得72簇成功应用，最高施工效率达到6簇/天（1簇环空压裂+5簇光套管转向压裂），施工过程中不使用机械封隔，该井根据储层需求开展了单簇逐簇、单簇结合2簇、3簇、4簇和5簇的逐簇压裂施工。本发明改造位置和改造的灵活性与目前广泛采用的桥塞分段工艺已经产生了本质变化。对我国页岩气水平井体积压裂技术发展具有重要作用，并且对页岩气藏的重复压裂工艺起到了先导性实验参考。应用前景十分广阔。

实施例3

YSN-1井完钻层位均为志留系龙马溪组，采用139.7mm油层套管完井。该井完钻井深4210m，垂深2539.72m，最大井斜84.25°，入靶点位于2510m，出靶点位于4210m，水平段长1700m。YSN-1井钻遇储层物性较好，有效孔隙度平均为3.8%，TOC平均为3.7%，总含气量平均为 4.3m³/t，水平段储层脆性指数中等。储层三轴应力呈走滑断层特征，最大最小水平主应力差值较大（大于15MPa），储层非均质性强，天然裂缝较不发育，井筒东侧靠近断层。该井设计应用本发明压裂施工72簇。

(1)、通过连续油管结合喷砂射孔工具在水平井指定位置进行第一簇喷砂射孔。

(2)、该井前1~8簇均为单簇逐簇压裂，采用连续油管和套管环空泵注，地面设置70MPa为最高安全泵压（安全泵压一般大于施工压力10~20MPa）。开展主压裂，根据管柱摩阻和地层破裂压裂选择合理排量，以第七簇为例，排量为5~5.8 m³/min。当注入液量达到该段设计液量的85%后，泵注支撑剂段塞进行缝口填砂暂堵，每个段塞液量为1~1.5个井筒容积，砂浓度360kg/m³。当用于支撑剂的支撑剂段塞进入地层孔眼后，泵压3min内由正常施工压力62MPa上涨至72.5MPa并超压停泵，封堵成功（附图3）。

(3)、连续油管上提到下一射孔位置射孔，进行喷砂射孔和单簇的逐簇压裂，完成8次单簇逐簇压裂。

(4)、根据水平井储层钻遇情况和储层非均质性差异，选择单簇压裂或多簇压裂模式，进行喷砂射孔和逐簇压裂，压裂簇数1~4簇。多簇压裂排量10~13m³/min，液量为单簇液量乘以簇数。在压裂过程中，通过实时微地震监测发现第29-32簇压裂区域覆盖到了后续射孔位置，并集中在井筒单侧拓展。因此该井应用本专利的发明内容改变了压裂顺序，施工完29-32簇后先对第37-38簇进行2簇射孔和压裂（附图4），然后再对第33-36簇进行4簇射孔和压裂，并在主压裂中期采取了停泵转向措施（附图5）。通过改变压裂位置和顺序的方法避免了后续压裂簇在已压裂区域内的重复覆盖，促使第33-36簇裂缝在井筒两侧较均匀拓展。

(5)、根据储层条件和微地震解释结果，通过逐簇压裂工艺进行优化簇数和射孔位置，完成该井所有72簇压裂。该井的最高施工效率达到6簇/天（第19~24簇）。

表格：YSN-1井逐簇压裂基本参数

第n次压裂每次压裂簇数合计压裂簇数排量m³/min液量m³砂量t压力MPa1113-5.2633.211.9162-702125-5.7756.824.2861-703135.667530.5361-634145.7652.230.2261-655155.5-5.7612.830.6861-636164-5.568830.263-677174-5.563730.160-658184-5.4717.630.1364-6892105.3-5.71328.260.2660-701021212-12.8658.615.464-681141611.2-11.62620.5122.5256-631221811.2-11.61506.474.256-60131195.5-5.6669.4533.8357-601452411-123259.4166.7759-621542811.2-11.82665.6143.458-611643211.2-11.82774.7132.3558-681743611.2-11.81456.783.7964-681823811.2-11.82666150.6264-70191395.5-5.6688.135.159-632024111.2-11.81476.178.757-602134411.2-11.82030.1105.457-60221455.5-5.6690.235.2557-602324711 -11.21286.779.2553-552445111.2-11.82478.6155.1250-532545511.2-11.62463.3136.8850-542645911.2-11.82151.3112.5350-532726111.2-11.81235.365.7548-512846511.2-122514.8147.7342-452936811.21659.8103.1640-433027010.8106547.343-643117110.2576.325.6842-45321726.4623.630.8938-40