技术领域
[0001] 本发明涉及油气采集技术领域，特别涉及一种陆相长英质页岩水平井储层改造方法。
相关背景技术
[0002] 页岩层系主要由粒径小于0.0625mm的颗粒含量大于50％的细粒沉积岩组成。陆相湖盆页岩油储层发育厚层状页岩油储层，以渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段(Ek2)页岩为例，孔二段页岩油属于典型的湖相环境页岩油，直井压裂获得日产油5～30t，但试采产量递减快，不能实现工业化开发。水平井体积压裂是实现页岩油工业化开发的重要手段。页岩油储层可主要分为长英质页岩储层、灰云质页岩储层及混合质页岩储层等类型，需要根据具体页岩储层类型，采取合适的储层改造方法。目前压裂技术实现页岩油获得高产的几率低、费用高、施工效率慢，不能实现页岩油效益开发，为此研发陆相长英质页岩水平井储层改造方法，降低施工费用，提高页岩油产量与施工效率。
具体实施方式
[0032] 下面结合附图及具体实施例对本发明做进一步的说明，但下述实施例绝非对本发明有任何限制。
[0033] 在本申请一个或多个实施例中使用的术语是仅仅出于描述特定实施例的目的，而非旨在限制本申请一个或多个实施例。在本申请一个或多个实施例和所附权利要求书中所使用的单数形式的“一种”、“所述”和“该”也旨在包括多数形式，包含一个或多个相关联的列出项目的任何或所有可能组合。
[0034] 应当理解，尽管在本申请一个或多个实施例中可能采用术语第一、第二等来描述各种信息，但这些信息不应限于这些术语。这些术语仅用来将同一类型的信息彼此区分开。例如，在不脱离本申请一个或多个实施例范围的情况下，第一也可以被称为第二，类似地，第二也可以被称为第一。取决于语境，如在此所使用的词语“如果”可以被解释成为“在……时”或“当……时”或“响应于确定”。
[0035] 本发明提供了一种陆相长英质页岩水平井储层改造方法，包括如下步骤：
[0036] 1)计算陆相长英质页岩水平井压裂目的层最小水平主应力及缝网指数，其中，最小水平主应力σh的计算方法为：
[0037]
[0038] 其中，E为弹性模量，σh为最小水平主应力，ν为泊松比，εh为最小水平主应力方向应变；
[0039] 缝网指数FI的计算方法为：
[0040] FI＝BI(w4Fn+w5SI) (2)
[0041] 其中，FI为缝网指数，BI为脆性指数，w4为天然裂缝张开影响因子权重系数，w5为地应力影响因子权重系数，Fn为天然裂缝张开影响因子，SI为地应力影响因子；
[0042] 2)将水平井水平段分段若干段进行分段压裂，每段内选取若干簇进行射孔压裂，形成分段分簇方案，按照地应力相近、缝网指数相近的原则进行分段，且保证段内最小水平主应力最大值σhmax与最小水平主应力最小值σhmin的比值小于1.2，缝网指数最大值FImax与缝网指数最小值FImin的比值小于1.2，同时确定射孔点的位置及射孔点的数量；
[0043] 需要进一步说明的是，所述射孔点位置的确定方法为：
[0044] 根据水平井压裂目的层某一位置的最小水平主应力及缝网指数确定射孔点的位置，需满足：
[0045]
[0046]
[0047] 其中，σh为优选射孔点的最小水平主应力， 为压裂目的层所有位置最小水平主应力的平均值；FI为优选射孔点的缝网指数， 为压裂目的层所有位置缝网指数的平均值。
[0048] 所述射孔数量的计算方法为：
[0049]
[0050] 其中，pm为射孔孔眼摩阻，Q为泵注排量，ρ为压裂液体系的密度，Np为有效总孔数，dp为射孔孔眼直径，Cα为孔眼流量系数，取0.80‑0.90，无量级。
[0051] 3)确定压裂液体系、支撑剂材料及用量；其中，压裂液体系采用滑溜水压裂液体系，压裂液用量按照压裂段长度进行优化计算，压裂液用量与压裂段长度成正比，按照压裂3
液30‑35m/m进行计算，其中低黏滑溜水依据FI优化，如表1所示；支撑剂选用0.3～0.6mm陶粒作为主裂缝支撑剂，0.212～0.425mm陶粒作为次级裂缝支撑剂，0.09～0.125mm石英砂作为微裂缝支撑；支撑剂用量按照压裂段长度进行优化，支撑剂用量与压裂段长度成正比，按
3
照压裂液3.0‑3.5m/m进行计算，各类支撑剂比例根据σh优化，如表2所示。
[0052] 需要进一步说明的是，所述滑溜水体系包括低粘滑溜水体系和变粘滑溜水体系；
[0053] 所述的低粘滑溜水配方为：含0.01％油包水AA～AM～AMPS多元共聚乳液降阻剂，0.3～0.5％KCL，0.3～0.5％聚季铵盐类防膨剂的混砂水，上述比例以质量计；
[0054] 所述变黏滑溜水压裂液配方为：含0.3％～0.8％油包水AA～AM～AMPS多元共聚乳液降阻剂，0.3～0.5％KCL，0.3～0.5％聚季铵盐类防膨剂，0.3％氟碳类表面活性剂，0.06～0.1％杀菌剂，0.06～0.1％破胶剂的混砂水，上述比例以质量计。
[0055] 4)确定压裂液与支撑剂注入工艺，重复各段压裂施工，压裂结束后关闭井口焖井，焖井30‑60天，待井口压力连续3天压力下降小于0.1MPa后开井放喷生产；
[0056] 其中，压裂液支撑剂注入方法为：
[0057] 泵入低黏滑溜水压裂液体系，在施工压力允许范围内快速提高施工排量至12‑3
14m /min，注入1‑1.5倍井筒体积低黏滑溜水后，用低黏滑溜水携砂0.09～0.125mm石英砂支撑剂，砂液体积比为8％，加入1个井筒体积携砂液后，继续加砂观察压力变化，如压力平稳无较大提升，则提高砂液体积比至10％，以此类推，逐渐提高至14％，直至0.09～0.125mm石英砂注入完毕；
[0058] 提高油包水AA～AM～AMPS多元共聚乳液降阻剂使用浓度至0.3％，注入1倍井筒变黏滑溜水后，用变黏滑溜水携砂0.212～0.425mm陶粒支撑剂，砂液体积比为8％，加入1个井筒体积携砂液后，继续加砂观察压力变化，如压力平稳无较大提升，则提高支撑剂砂液体积比至10％，如压力有小幅上涨，则提高油包水AA～AM～AMPS多元共聚乳液降阻剂1～2个百分点；以此类推，逐渐提高砂液体积比至20％，油包水AA～AM～AMPS多元共聚乳液降阻剂使用浓度至0.8％；
[0059] 继续加入20m3变黏滑溜水冲洗井筒沉砂，之后再加入1倍井筒体积低黏滑溜水顶3
替，加入完毕后逐渐降低排量至0m/min，压裂施工结束。
[0060] 实施例：
[0061] 以渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段(Ek2)页岩储层GX9井为例。
[0062] 步骤1：页岩储层GX9井经XRD技术分析得出目的层页岩岩性为长英质页岩；
[0063] 步骤2：将页岩储层GX9井水平段分段若干段进行分段压裂，设置分段分簇方案，划分单段簇数7～9簇，单段长度72～83m，平均段长76m；
[0064] 步骤3：确定压裂支撑剂，优选0.09～0.125mm石英砂占比65％，0.212～0.425mm陶粒占比30％，0.3～0.6mm陶粒占比5％；确定压裂体系，优选变黏滑溜水压裂液体系为携砂液；
[0065] 步骤4：确定注入工艺，
[0066] 首先泵入约1‑1.5倍井筒体积低黏滑溜水后，以起步砂比10％开始加入支撑剂0.09～0.125mm石英砂，砂比由低到高依次连续升高，砂比提高到14％时切换0.212～
0.425mm陶粒支撑剂，并且砂比重新从10％开始由低到高依次连续升高，且改用高黏滑溜水
3
携砂，0.3～0.6mm陶粒12m 在最后加砂阶段以18‑22％的砂比泵入，停砂后顶替1.1倍井筒压裂液，完成压裂施工。
[0067] 步骤5：施工排量12.5‑14m3/min，施工米液量32m3/m。其中一段压裂施工曲线如图13
所示，该图显示了GX9井压裂施工过程，首先注入低黏滑溜水压裂液，提升施工排量至12m /
3
min，注入滑溜水100m后，加入石英砂支撑剂，石英砂压裂液体积比为10％，然后逐渐提升体积比至14％；石英砂加完后，将压裂液更改为高黏滑溜水，然后加入陶粒支撑剂，支撑剂压裂液体积比为10％，，然后逐渐提升至22％；陶粒加完后，加入滑溜水顶替，将井筒内的支
3
撑剂顶替进地层，然后将施工排量降至0，停止压裂施工。该井压裂注入总液量43200m，加
3 3 3
入支撑剂3770m，其中石英砂2451m，陶粒1319m，压后5mm油嘴自喷，最高日产油118t，压后效果显著。
[0068] 以上公开的本申请优选实施例只是用于帮助阐述本申请。可选实施例并没有详尽叙述所有的细节，也不限制该发明仅为所述的具体实施方式。显然，根据本申请实施例的内容，可作很多的修改和变化。本申请选取并具体描述这些实施例，是为了更好地解释本申请实施例的原理和实际应用，从而使所属技术领域技术人员能很好地理解和利用本申请。本申请仅受权利要求书及其全部范围和等效物的限制。
[0069] 表1：低黏滑溜水优化依据
[0070]FI 低黏滑溜水比例，％
0‑0.2 40‑60
0.2‑0.4 60‑80
0.4‑0.6 80‑100
大于0.6 100
[0071] 表2：石英砂比例优化依据
[0072]σh，MPa 石英砂比例，％
＜50 100
50‑60 90～100
60‑70 80～90
70‑80 60～80
＞80 ＜60
