深层页岩气水平井多级双暂堵压裂关键工艺优化

目前深层页岩气储层压裂缝网复杂程度普遍偏低,多簇裂缝非均衡起裂延伸现象普遍,在一定程度上制约了页岩气的规模效益开发。为此,从多级双暂堵角度入手,提出了一种“长段差异化极限布缝+多级双暂堵”的新工艺,并建立了暂堵球暂堵参数优化模型,分析了暂堵剂运移及封堵规律,研究了缝内暂堵暂堵剂参数优化以及簇间暂堵工艺优化和暂堵有效性识别。研究结果表明:①压裂液黏度与密度、暂堵球密度与粒径及射孔孔眼直径是缝口暂堵优化的关键性参数,采用不同密度、不同粒径的暂堵球组合,多次投球并配合变参数射孔,非均匀布酸及变排量注入措施可提高暂堵球暂堵效果;②应力差、天然裂缝密度是暂堵剂暂堵时机及次数优化的关键因素,提高排量和压裂液黏度、降低暂堵剂粒径及注入浓度利于提高缝内暂堵效果;③经过川东南地区深层页岩气现场应用,采用该新工艺的试验井平均单井压裂费用可降低约15%,取得了良好的经济效益。结论认为,基于多级双暂堵技术形成的“长段差异化极限布缝+多级双暂堵”工艺技术试验效果较好,有利于推动深层页岩气水平井压裂由“多段少簇”压裂模式转变为“少段多簇”压裂模式,对深层超深层页岩气的规模效益开发具有重要的借鉴和指导意义。