一种利用温敏型泡沫压裂液进行重复压裂的方法及应用

技术领域

本发明属于石油开采领域，尤其涉及油气井重复压裂的新技术，特别地，涉及一种利用温敏型泡沫压裂液进行重复压裂的方法。

背景技术

目前，重复压裂技术无论在直井还是水平井，无论是页岩还是砂岩，都面临着迫切的技术需求。尤其是国外，将重复压裂技术作为降本增效的主体技术。换言之，通过重复压裂扩大第一次裂缝波及区域(通过延伸原有的老裂缝或产生新的主裂缝或新的支裂缝来实现)，可以达到少钻井而同时提高产量的目标。而且，重复压裂不仅局限于二次同井同层压裂，也可以是三次及以上的重复压裂。

以往的重复压裂技术，仅简单地增加压裂液及支撑剂的规模，特别是水平井的重复压裂，如采用单封双卡压裂管柱，施工排量较第一次压裂还有相当幅度的降低。而由于第一次压裂后长期生产造成的地层压力亏空效应，给重复压裂造成如下不利影响：1)地层综合滤失系数大幅度增加，导致重复压裂的造缝效率低，甚至在排量降低的情况下造缝不充分或无法形成有效的裂缝；2)地应力差异系数进一步降低，主裂缝延伸过程中可能出现一次或多次转向，导致主裂缝长度可能难以达到预期目标，甚至因主裂缝的多次转向而产生早期的砂堵现象。原因在于，地层压力在最大水平主应力方向降低得多，在最小水平主应力方向降低得少，导致两个水平主应力的差异性降低。

此外，第一次压裂裂缝的存在，也产生诱导的地应力，且在最小水平主应力方向增加的多，在最大水平主应力方向增加得少。即使第一次压裂的裂缝部分闭合或完全闭合，因各种储层都存在一定的塑性特征，致使诱导应力难以完全消失，即存在所谓的残余应力。虽然与长期生产不同，第一次压裂裂缝同样导致两向水平主应力降低效应。二者的叠加，导致重复压裂时的地应力趋于各向同性特征。但在缝高的控制上却趋于有利。由于储层的地应力随生产进行逐渐降低，而隔层应力没有变化，或变化极小，因此，与第一次压裂相比，纵向应力差有一定幅度的降低，这对缝高控制是极其有利的。因此，需要研究提出一种新的重复压裂技术，以解决上述局限性。

中国专利CN106845043A公开了一种页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法，其包括重复压裂选区定井、重复压裂工程设计、重复压裂现场实施及重复压裂监测与压后评估。本发明所提供的页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法可以保证施工后合理准确的评估分析，同时还可以成功改善页岩气藏压裂增产改造效果，提高气井产能和采收率。此发明的压裂液类型为滑溜水和胶液，重复压裂工程设计主要进行暂堵剂的用量设计，未对压裂工艺进行详细说明。

文献《页岩气井重复压裂补孔优化技术研究》通过耦合缝间应力干扰理论、质量守恒定律和流动压力连续性原理，建立了页岩气藏重复压裂补孔优化数值模型，预测了最大诱导水平应力时簇间距范围，结合地层水平主应力反转条件，优化了射孔参数，形成了一套页岩气井重复压裂补孔设计方法，对涪陵页岩气井重复压裂补孔设计具有一定指导和参考作用。本文主要从机理上研究了重复压裂补孔优化技术，并没有涉及具体的工艺方法。

文献《美国页岩油气井重复压裂提高采收率技术进展及启示》研究指出页岩油气井的重复压裂面临技术适应性、经济性、不确定性等方面的挑战，目前发展趋势是建立适合作业区的选井标准、可膨胀衬管技术、精确的产量预测模型、新型材料的压裂液和支撑剂，指出页岩油气开发需要持续技术创新，重复压裂作为重要的创新方向，虽尚不成熟，但发展前景良好，随时关注并适时开展相关研究，将会助力我国页岩油气开发。本文对美国重复压裂技术进行概述，并没有涉及具体的工艺方法。

发明内容

为了克服现有技术中存在的问题，本发明提供了一种重复压裂的新技术，为重复压裂施工设计提供可靠的依据。

其中，重复压裂是指在同一口井进行两次或两次以上的压裂。

本发明的目的在于提供一种利用温敏型泡沫压裂液进行重复压裂的方法，包括采用温敏型泡沫压裂液和温敏型压裂液分别与滑溜水压裂液以交替模式注入(即温敏型泡沫压裂液-滑溜水-温敏型压裂液-滑溜水的交替注入)。

其中，采用(常规低黏度)滑溜水压裂液与温敏型泡沫压裂液和温敏型压裂液交替注入模式，一方面可避免不同尺度裂缝转向效应的过早发生，同时充分利用温敏性压裂液的暂堵作用，确保产生转向新裂缝后，由低黏度的滑溜水压裂液继续沟通与延伸小微尺度的裂缝系统。

在一种优选的实施方式中，所述方法包括以下步骤：

步骤1、重复压裂前关键储层参数的评价。

关键是目前储层压力的评估，它的变化可导致储层地应力的变化、三向地应力大小及方向的变化、储层有效渗透率及滤失的变化，以及岩石杨氏模量及泊松比等的变化。

目前储层压力的评估手段主要包括重复压裂前对应层位的试井及加密井的中途测试分析等。也可由储层的累积亏空量结合弹性产率进行简单计算求取。如能从第一次压裂前建立起足够精确的地质模型，并能对第一次压后生产历史进行准确的拟合，则目前地层压力的等值线分布图可以精确地刻画出来。由此可求取精确的平均地层压力。

目前的储层压力出来后，可基于加密井取心，在模拟实际的围压(可由目前储层压力求取)及温度条件下进行室内分析其它各关键参数。并由此在直井的目的层上建立测井参数与上述岩心参数间的对应关系。水平段的上述各参数分布，可由测井参数与加密井测井参数类比及上述加密井建立的测井解释参数与岩心测试参数间的对应关系，综合权衡确定。

步骤2、重复压裂裂缝参数及施工参数的优化。

在步骤1的基础上，应用压裂井产量预测常用的商业模拟软件ECLIPSE，模拟不同缝长及导流能力下的产量动态，压后产量相对最大而产水相对最小对应的缝长及导流能力即为最佳的裂缝参数优化值。

考虑到重复压裂的裂缝可能转向，上述裂缝的方向设置应基于变化了的地应力状态，而不能简单地取第一次压裂的裂缝方向。在优化重复压裂裂缝参数的基础上，基于目前成熟的压裂优化设计商业软件，如Frac Pro PT，Stimplan及Gofher等，模拟不同压裂液类型及交替注入模式下，不同的黏度及排量组合及不同的压裂液体积及支撑剂体积及施工砂液比条件下的裂缝长度及导流能力变化，从优化的裂缝参数结果，反演最佳的重复压裂施工参数。

步骤3、准备温敏型泡沫压裂液。

在一种优选的实施方式中，所述温敏型泡沫压裂液中氮气和/或二氧化碳的泡沫质量为30-70％。

在进一步优选的实施方式中，在目标井层温度下，所述温敏型泡沫压裂液的黏度达到500mPa.s以上，且从储层温度开始，温度每降低10％，所述温敏型泡沫压裂液的黏度降低幅度在20-30％以上。

其中，在本发明中：

(1)应用温敏型泡沫压裂液体系。应用泡沫液的优势是可大幅度降低滤失，增加造缝效率，也利于快速在主裂缝中建立起净压力，利于主裂缝的快速延伸而避免因延伸速度慢造成的一次或多次转向效应。此外，泡沫液的携砂性能相对较强，便于进行高砂液比施工，可进一步降低重复压裂时水相的侵入及由此引发的膨胀伤害等。使用温敏型泡沫压裂液，主要是利用该压裂液随温度升高，黏度不但不降低反而有较大幅度的增加。在裂缝造缝前缘的温度都相对最高，且等于储层的原始静温，在此如果压裂液的黏度大幅度增加，相当于在裂缝端部进行了完全的暂堵作业，相当于以往的端部脱砂压裂。但由于是泡沫液，本身黏度就相对较高，在储层温度作用下黏度进一步增加，且因密度低在缝端的高度方向上都可实现完全的封堵效应，便于主裂缝净压力的进一步大幅度增加。后续泵注低黏度常规压裂液(一般为滑溜水)，可以促使转向支裂缝甚至微裂缝的大量产生。

(2)与此原理相似，上述温敏型泡沫压裂液在支裂缝甚至微裂缝中也极易遇到与储层温度相当的环境条件，也易于在支裂缝及微裂缝端部因黏度增加而迫使支裂缝及微裂缝的再次转向从而形成更小的转向裂缝系统。此转向机理在不同尺度的裂缝中一直存在。但为了避免上述不同尺度裂缝转向效应的过早发生，应采用常规低黏度滑溜水压裂液与上述温敏的泡沫压裂液交替注入模式，确保产生转向新裂缝后，由低黏度的滑溜水压裂液继续沟通与延伸小微尺度的裂缝系统。这里的关键是如何确保上述温敏的泡沫压裂液尽可能多地在主裂缝及转向支裂缝的端部聚集，以产生最大的黏度增加效应及转向效应。

步骤4、下管柱作业。

在一种优选的实施方式中，在步骤4中，采用双封单卡管柱拖动或其它分压方式下管柱作业。

在进一步优选的实施方式中，如是双封单卡管柱，拖动解封与加压座封。

在更进一步优选的实施方式中，如是其它分压方式(如液体胶塞)，则先全井筒封堵老的射孔眼及近井筒裂缝，然后清洗井筒与全井筒试压，在设定的井口限压下，30min内压力降低幅度不大于3MPa；然后，正常下桥塞及射孔联作作业。

步骤5、采用常规泡沫压裂液造缝施工。

常规泡沫压裂液配方例如下述方案但不限于下述方案：0.5％稠化剂+1.2％起泡剂+1.0％粘土稳定剂+0.1％破乳助排剂+0.06％过硫酸铵+1.5％交联剂。

温敏性压裂液在地层黏度会升高，主要起到暂堵转向的效应。一般先用常规泡沫压裂液造缝，然后再注入温敏压裂液暂堵转向，如此交替注入，迫使裂缝不断转向。

在一种优选的实施方式中，注入1～2倍井筒容积的泡沫聚合物压裂液。

在进一步优选的实施方式中，在所述常规泡沫压裂液中，二氧化碳和/或氮气的泡沫质量为30-70％，黏度为100±5mPa.s，排量取井口限压下的最高值。

步骤6、注入温敏型泡沫压裂液。

在一种优选的实施方式中，所述温敏型泡沫压裂液中二氧化碳和/或氮气的泡沫质量为30-70％。

在进一步优选的实施方式中，在步骤6中，所述温敏型泡沫压裂液注入量为4～6倍井筒容积，排量取井口限压下的最高值的70-80％，或取井口限压80％下的最高排量。

在一种优选的实施方式中，在步骤6的中后期，井口压力上升速度维持在1MPa/min，否则，应增加温敏聚合物的浓度进行施工。

本发明采用温敏性压裂液。因为常规压裂液随着温度升高，黏度降低，而温敏压裂液随着温度升高，黏度升高。

步骤7、低黏度滑溜水延伸转向支裂缝施工。

在一种优选的实施方式中，所述低黏度滑溜水的黏度为2-3mPa.s。

在进一步优选的实施方式中，在步骤7中，所述低黏度滑溜水的注入量为1～1.5倍井筒容积，排量取井口限压下的最高值。

步骤8、低黏度温敏型压裂液注入施工。

一般来说泡沫压裂液黏度较高，只能进入主缝。因此步骤8这里采用低黏度温敏型压裂液是为了进入尺度较小的支缝，迫使支缝转向。

在一种优选的实施方式中，在步骤8中，所述低黏度温敏型压裂液的黏度为1-2mPa.s，在储层温度下快速增加至200-300mPa.s。

其中，取黏度1-2mPa.s的温敏型压裂液，不加二氧化碳或氮气泡沫，利用其黏度最低的特性，快速推进到转向支裂缝的缝端进行端部封堵，其具有温敏性，黏度应在储层温度条件下快速增加到200-300mPa.s。

在进一步优选的实施方式中，所述低黏度温敏型压裂液的注入量为0.5～1倍井筒容积，排量取井口限压的80％下的最高值。

所述步骤8施工中后期的井口施工压力增速应在0.5-1MPa/min，否则，应继续注入温敏聚合物浓度更高的温敏压裂液(不加泡沫，以大幅度增加其在转向支裂缝中运移的体积比例)。

步骤9、注入70-140目支撑剂。

在一种优选的实施方式中，在步骤9中，注入携带70-140目支撑剂的低粘度滑溜水，砂液比为2-4-6-8-10％，每个砂液比体积为0.5～1倍井筒容积，隔离液体积与支撑剂段塞的体积之比为(0.8～1.2)：1，优选1:1。

在进一步优选的实施方式下，在步骤9中，排量取井口限压下的最高值。

在步骤6～9中形成温敏型泡沫压裂液-滑溜水-温敏型压裂液-滑溜水的交替注入。

步骤10、注入30-50目支撑剂。

在一种优选的实施方式中，在步骤10中，注入携带有30-50目支撑剂的步骤3所述温敏型泡沫压裂液。

在进一步优选的实施方式中，在步骤10中，采用连续加砂模式，施工砂液比一般取5％-10％-15％-20％-25％，每个砂液比体积一般为1～1.2倍井筒容积，排量取井口限压下的最高值。

其中，即使主裂缝中有步骤9遗留的小粒径支撑剂，因泡沫液的黏度相对较高，可将上述小粒径支撑剂优先携带到主裂缝端部，对主裂缝导流能力影响不大。

步骤11、顶替作业。

在一种优选的实施方式中，在步骤11中，顶替作业量为当段井筒容积的105-110％。

在进一步优选的实施方式中，在前30-40％采用步骤3所述温敏型泡沫压裂液，余量采用黏度1-2mPa.s的低黏度滑溜水。排量取井口限压下的最高值。

步骤12、重复步骤4～11，直到将所有段施工完为止。

步骤13、上提管柱或钻塞、返排、测试及生产等，参照常规流程及参数执行。

与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：本发明设计合理、方法明晰、简便高效、可一次性获得重复压裂施工参数及工艺流程设计。优化结果可有效指导重复压裂施工、极大增加改造体积、明显改善施工效果，从而获得最大的经济效益。

附图说明

图1示出本发明所述方法的流程示意图。

具体实施方式

下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。

实施例与对比例中采用的原料，如果没有特别限定，那么均是现有技术公开的，例如可直接购买获得或者根据现有技术公开的制备方法制得。

在实施例中：常规泡沫压裂液配方：0.5％稠化剂+1.2％起泡剂+1.0％粘土稳定剂+0.1％破乳助排剂+0.06％过硫酸铵+1.5％交联剂。温敏泡沫压裂液：0.5％稠化剂+1.2％起泡剂+1.0％粘土稳定剂+0.1％破乳助排剂+0.06％过硫酸铵+1.5％温敏交联剂。

实施例1中温敏型压裂液：0.15％稠化剂+1％起泡剂+1.0％粘土稳定剂+0.1％破乳助排剂+0.02％过硫酸铵+1％温敏交联剂。实施例2中温敏型压裂液：0.18％稠化剂+1％起泡剂+1.0％粘土稳定剂+0.1％破乳助排剂+0.02％过硫酸铵+1％温敏交联剂。

【实施例1】

中国重庆涪陵某页岩气井A井垂深3730m，水平段长1600m，第一次压裂共12段，以A井重复压裂为例，井筒容积为60m

步骤1，对A井重复压裂前的储层评价。基于第一次压裂的施工参数及压力曲线、压后的生产动态特征分析及各种测试资料(压力恢复试井、产气剖面测试等)，准确评估地层压力、地应力大小及方向、有效渗透率、地层综合滤失系数及岩石力学参数变化，用于施工方案的设计。

步骤2，应用压裂井产量预测常用的商业模拟软件ECLIPSE，模拟不同缝长及导流能力下的产量动态，基于目前成熟的压裂优化设计商业软件，如Frac Pro PT反演最佳的重复压裂施工参数。

步骤3，温敏型泡沫压裂液的准备。目标井层温度下的黏度达到500mPa.s以上。

步骤4，初次裂缝间补孔。采用双封单卡管柱，对新射段簇进行重复压裂。

步骤5，基于软件施工参数优化结果，进行A井的重复压裂施工加砂程序设计。以第1段重复压裂为例，先注入100m

步骤6、注入步骤3准备的温敏型泡沫压裂液，二氧化碳泡沫质量70％，压裂液体积取300m

步骤7、泵注2mPa.s的常规滑溜水进行施工，体积取80m

步骤8、取黏度1mPa.s的温敏型压裂液，不加二氧化碳或氮气泡沫，体积50m

步骤9、注入70-140目支撑剂。采用段塞式注入模式泵注黏度1mPa.s的常规滑溜水，砂液比取2-4-6-8-10％，每个砂液比体积一般50m

步骤10、采用连续加砂模式进行步骤3所述温敏型泡沫压裂液施工，注入30-50目支撑剂施工砂液比取5-10-15-20-25％，每个砂液比体积一般为60m

步骤11、顶替压裂液70m

步骤12，其他段施工，重复步骤4～步骤11。上提管柱或钻塞、返排、测试及生产。

通过本发明该实施例的方法，A井一共完成11次重复压裂，累计注入地层总液量25000m

【实施例2】

中国重庆涪陵某页岩气井A井垂深3790m，水平段长1580m，第一次压裂共12段，以A井重复压裂为例，井筒容积为60m

步骤1，对A井重复压裂前的储层评价。基于第一次压裂的施工参数及压力曲线、压后的生产动态特征分析及各种测试资料(压力恢复试井、产气剖面测试等)，准确评估地层压力、地应力大小及方向、有效渗透率、地层综合滤失系数及岩石力学参数变化，用于施工方案的设计。

步骤2，应用压裂井产量预测常用的商业模拟软件ECLIPSE，模拟不同缝长及导流能力下的产量动态，基于目前成熟的压裂优化设计商业软件，如Frac Pro PT反演最佳的重复压裂施工参数。

步骤3，温敏型泡沫压裂液的准备。目标井层温度下的黏度达到500mPa.s以上。

步骤4，初次裂缝间补孔。采用双封单卡管柱，对新射段簇进行重复压裂。

步骤5，基于软件施工参数优化结果，进行A井的重复压裂施工加砂程序设计。以第1段重复压裂为例，先注入50m

步骤6、注入步骤3准备的温敏型泡沫压裂液，二氧化碳泡沫质量30％，压裂液体积取200m

步骤7、泵注3mPa.s的常规滑溜水进行施工，体积取50m

步骤8、取黏度2mPa.s的温敏型压裂液，不加二氧化碳或氮气泡沫，体积30m

步骤9、注入70-140目支撑剂。采用段塞式注入模式泵注黏度2mPa.s的常规滑溜水，砂液比取2-4-6-8-10％，每个砂液比体积一般50m

步骤10、采用连续加砂模式进行步骤3所述温敏型泡沫压裂液施工，注入30-50目支撑剂施工砂液比取5-10-15-20-25％，每个砂液比体积为50m

步骤11、顶替压裂液70m

步骤12，其他段施工，重复步骤4～步骤11。上提管柱或钻塞、返排、测试及生产。

通过本发明该实施例的方法，A井一共完成10次重复压裂，累计注入地层总液量22000m

【对比例1】

重复实施例1的过程，区别在于：采用高粘度滑溜水(黏度为40mPa.s)替换其中的低粘度滑溜水。

经过数值模拟压后无阻流量达4×10

【对比例2】

重复实施例1的过程，区别在于：采用常规泡沫压裂液替换其中的温敏型泡沫压裂液。

经过数值模拟压后无阻流量达3×10