：本发明涉及石油开采，具体涉及一种提高页岩油压裂施工成功率的控制方法。
背景技术
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背景技术：
1、页岩型储层地质条件独特，以纳米级孔隙为主，页理极其发育，水平渗透率低，垂向无法流动是压裂增产难点。目前页岩油储层改造主要采用的是高粘造主缝、低粘开页理的复合改造模式，提升储层纵向动用程度和裂缝复杂程度。
2、现有储层改造技术主要存在以下三方面问题：一、不能连续加砂，最高砂比较低：多采用段塞式加砂，随着缝内净压力波动，近井层理缝过度张开，造成多缝竞争，人工主裂缝延伸困难，铺砂浓度不连续，裂缝导流能力低；二、页岩油储层需高强度、大排量压裂改造，但其储层各向异性差异明显，易形成复杂裂缝，导致裂缝开度小，孔缝摩阻高，造成地面施工压力窗口小，导致施工风险高，易造成砂堵；三、由于页岩油压裂施工难度高，施工困难情况时有发生，导致施工难以顺利达到施工要求，统计以往施工情况单井平均超出设计液量12.88％，平均加砂完成率仅为92.11％，施工成功率仅为78.6％。
技术实现思路
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技术实现要素：
1、本发明在于针对背景技术中存在的问题，提供一种提高页岩油压裂施工成功率的控制方法。该提高页岩油压裂施工成功率的控制方法，针对页岩油储层水平层理发育，近井裂缝形态复杂，砂比敏感性强，支撑剂连续注入风险高，施工压力窗口小等特点进行针对性优化，提高施工成功率，保障施工规模。
2、本发明解决其问题可通过如下技术方案来达到：该提高页岩油压裂施工成功率的控制方法，包括：
3、措施一:优化前置液比例，依据前置液占比数值模型，通过提高前置液比例，减少近井裂缝形态复杂；
4、措施二:采用预置砂比工艺,在连续加砂过程中采用试砂比的方法，根据施工压力变化情况判断地层对砂比的敏感性，确定下一步携砂比例；
5、措施三：采用一体化滑溜水压裂液体系，实现对压裂液粘度进行线性调整，保障支撑剂连续注入；
6、措施四：合理控制施工排量，控制层理缝张开程度，预留压力窗口。
7、进一步的，所述措施一中前置液占比数值模型为:
8、
9、式1变换为：
10、
11、其中：
12、
13、
14、则
15、式1-5中：vp为前置液体积，m3；vo为注入液体总体积，m3；tf为注入携砂液时间，min；ti为总注入时间，min；η为压裂液效率，％；hf为裂缝缝高,m；ce为综合滤失系数，；xf为裂缝缝长，m；qi为压裂液滤失速度,ml/min；w为裂缝缝宽，m；为前置液比例。
16、进一步的，前置液泵注阶段提高前置液比例至25～30％，保障裂缝缝长及缝宽能够有效拓展，保障后续携砂液阶段支撑剂顺利进入地层提供有利条件。
17、进一步的，所述措施二中在连续加砂过程中采用试砂比的方法为:每一步砂比开始时，先将砂比短暂提高至下一步砂比再降回低一级砂比，若下一步砂进入到地层压力趋势正常，则可依次采用此方法提砂比，至完成设计加砂。
18、进一步的，所述在连续加砂过程中采用试砂比的方法，根据施工压力变化情况判断地层对砂比的敏感性，决定下一步携砂比例的具体方法为：
19、携砂液泵注过程中，当施工压力上涨斜率k在-1～0mpa/min时，压力趋势正常，说明裂缝正常有效延伸；当施工压力上涨斜率k在0～0.2mpa/min时，施工压力有一定波动，说明裂缝延伸有一定阻力，需继续观察；当施工压力上涨斜率k在0.2～0.5mpa/min时，施工压力波动明显，说明裂缝延伸阻力较大，需控制施工砂比；当施工压力上涨斜率k在0.5～1mpa/min时，施工压力剧烈波动，说明裂缝基本停止延伸，需立即停砂替挤。
20、进一步的，所述措施三采用一体化滑溜水压裂液体系，依据现场实际施工情况及压裂施工压力，调整一体化滑溜水配比，实现对压裂液粘度进行线性调整的方法：
21、当施工前期沟通天然裂缝构建复杂缝网体系时，可采用0.1％、0.2％配比的一体化滑溜水；
22、当施工过程中施工压力波动明显，出现脱砂现象时，可采用0.3％、0.4％甚至更高配比的一体化滑溜水来保证支撑剂在裂缝中顺利运移；
23、待施工压力平稳，裂缝延伸正常后，可再次降低一体化滑溜水配比至0.1％、0.2％继续施工。
24、进一步的，措施四合理控制施工排量，控制层理缝张开程度，预留压力窗口的方法；
25、s1.采用控制施工排量的方法，即降低一定量的施工排量，降低施工排量后，观察压力斜率变化情况，若压力斜率降低，说明部分层理缝闭合，人工裂缝继续延主裂缝延伸；
26、s2若压力斜率无明显变化，可再次降低一定量施工排量，观察压力斜率变化情况,若压力斜率降低，说明部分层理缝闭合，人工裂缝继续延主裂缝延伸。
27、进一步的，所述s1步骤降低施工排量为0.3～0.5m3/min；所述s2步骤再次降低施工排量为0.3～0.5m3/min。
28、进一步的，降低施工排量采用的方法为：降低2～3台压裂车运行挡位及发动机转速。
29、本发明与上述背景技术相比较可具有如下有益效果：
30、1、前置液泵注阶段在以往15～20％的前置液比例基础上提高前置液比例至25～30％，一方面有效减少近井裂缝形态复杂，提高加砂前裂缝波及体积，另一方面减少因一体化滑溜水粘度较低，导致压裂液过量滤失造成的压裂液效率不足。
31、2、在携砂液阶段通过支撑剂砂比试探性注入、一体化滑溜水粘度线性变化及施工排量合理控制等组合措施，实现支撑剂连续注入，避免因砂堵造成的施工成功率低、符合率不达标等现象。
32、本发明提供的一种提高页岩油压裂施工成功率的控制方法，通过提高前置液比例，减少近井裂缝形态复杂；预置砂比,判断地层对砂比的敏感性，确定下一步携砂比例；一体化滑溜水压裂液体系，实现对压裂液粘度进行线性调整；降低施工排量，控制层理缝张开程度；提高施工成功率，保障施工规模。于2021年在松辽盆地齐家古龙凹陷青山口组页岩油储层进行现场应用，采取控制措施后砂液比由1:23.2降至1:10.4，超出设计液量由12.88％降至5.09％，完成加砂规模由92.11％提高至100.19％，施工成功率由措施前78.6％提升至措施后100％，应用效果显著。
1.一种提高页岩油压裂施工成功率的控制方法，其特征在于：包括：
2.根据权利要求1所述的提高页岩油压裂施工成功率的控制方法，其特征在于：措施一中前置液占比数值模型为:
3.根据权利要求1所述的提高页岩油压裂施工成功率的控制方法，其特征在于：前置液泵注阶段提高前置液比例至25～30％，保障裂缝缝长及缝宽能够有效拓展，保障后续携砂液阶段支撑剂顺利进入地层提供有利条件。
4.根据权利要求1所述的提高页岩油压裂施工成功率的控制方法，其特征在于：措施二中在连续加砂过程中采用试砂比的方法为:每一步砂比开始时，先将砂比短暂提高至下一步砂比再降回低一级砂比，若下一步砂进入到地层压力趋势正常，则可依次采用此方法提砂比，至完成设计加砂。
5.根据权利要求1所述的提高页岩油压裂施工成功率的控制方法，其特征在于：所述在连续加砂过程中采用试砂比的方法，根据施工压力变化情况判断地层对砂比的敏感性，决定下一步携砂比例的具体方法为：
6.根据权利要求1所述的提高页岩油压裂施工成功率的控制方法，其特征在于：措施三采用一体化滑溜水压裂液体系，依据现场实际施工情况及压裂施工压力，调整一体化滑溜水配比，实现对压裂液粘度进行线性调整的方法：
7.根据权利要求1所述的提高页岩油压裂施工成功率的控制方法，其特征在于：措施四合理控制施工排量，控制层理缝张开程度，预留压力窗口的方法；
8.根据权利要求7所述的提高页岩油压裂施工成功率的控制方法，其特征在于：所述s1步骤降低施工排量为0.3～0.5m3/min；所述s2步骤再次降低施工排量为0.3～0.5m3/min。
9.根据权利要求7所述的提高页岩油压裂施工成功率的控制方法，其特征在于：降低施工排量采用的方法为：降低2～3台压裂车运行挡位及发动机转速。
