一种页岩气储层压裂改造方法技术领域
本发明属于油气技术领域，具体涉及一种页岩气储层压裂改造方法。
背景技术
页岩气储层的压裂改造不同于常规气藏,页岩气储层射孔后依靠自身能量无法达到工
业气流,故必须压裂投产。另外,改造期间的压裂模式、加砂规模均与常规压裂不同,页岩气储层
改造主要目的是在沟通天然微裂缝系统的同时形成新的水力裂缝,以尽量增大改造体积。经过
几十年的发展,目前已经形成以直井分层压裂、水平井分段压裂为主的页岩气开发技术。
目前常规的页岩气储层压裂改造方法采用大型滑溜水压裂工艺，使用的滑溜水压裂液
主要由清水、粘土稳定剂、表面活性剂、杀菌剂、降阻剂等组成，单级压裂用水量在2000方
以上，对于水平井多级压裂，用水量则达到上万方。因此，对于页岩气井大型滑溜水压裂工
艺，一方面需要消耗大量的水资源，同时压裂后返排的压裂液需要净化处理，对环境有潜在
危害；另一方面页岩气储层含有大量的粘土矿物，特别是陆相页岩气储层，粘土矿物含量甚
至超过60％，大量水进入储层后会造成粘土矿物膨胀、分散运移，导致渗透率降低、孔隙吼
道堵塞，影响到最终的增产改造效果。
而采用气体压裂工艺存在基本不影响页岩气储层的优点，如专利号为201210301134.8
的专利提出的液态CO2压裂工艺，但是此工艺存在以下问题，由于压入的为液体二氧化碳，
温度较低，在汽化过程大量吸收热量，可能出现结冰等现象，影响了CO2的返排，对后期的
开采不利，同时液体CO2在汽化时体积大大膨胀，瞬间产生高压，可能引起其他危害。
发明内容
为了解决现有技术存在的上述问题，本发明提供了一种页岩气储层压裂改造方法，工
艺简单，成本低，返排彻底，压力的释放比较缓慢，安全性大大提高。
本发明所采用的技术方案为：
一种页岩气储层压裂改造方法，其包括以下几个步骤：
(1)配料，CO2、N2的混合气体在低温、高压条件下加入乳化液中，高速搅拌1-5小时，同
时加入吸附剂，再在高速搅拌1-5小时配制成气固液三相乳化液；
(2)泵液，将气固液三相乳化液通过高压泵泵入油气井内，泵入压力为5.0Mpa以上，泵入
至油气井内的压力增大1Mpa以上后停止；
(3)封堵，将封堵膨胀液通过高压泵泵入油气井内，泵入的压力为1-2Mpa，封堵膨胀液的
泵入量为气固液乳化液泵入量的0.5-1％，泵入完毕后保持当前的压力5-24小时；
(4)排气，按照每小时0.1-0.5Mpa降压，同时不断的测量排出气的CO2和N2的含量，当
CO2和N2低于5％时，完成一次页岩气储层压裂改造，然后再从步骤1-4循环，直至页岩气
储层压裂改造完成。
所述步骤(1)中乳化液由质量分数为5-20％的表面活性剂、5-10％的增稠剂、0.5-5％
的分散剂、65-80％的水组成，压力为2-5Mpa，搅拌转速均为800-2000r/min，吸附剂包括吸
附颗粒和分解剂，吸附颗粒为比表面积大于30m3/g，孔隙率大于20％，粒度为0.1-5um的粉
末，分解剂为碳酸氢盐，混合气体和吸附剂分别占气固液乳化液质量分数的10-30％和5-10％。
所述步骤(3)中封堵膨胀液组分为质量分数20-35％的发泡剂、10-30％的交联剂、
5-10％的膨胀剂、5-10％的粘结剂和15-60％的溶剂。
本发明的有益效果为：
1、工艺简单，成本低，采用泵入固液乳化液的方式在油气井内形成高压，在固液乳化液内混
合有气体，当在油气井下，气体释放出来，形成高压，从而完成压裂改造，工艺简单，成本
低。
2、返排彻底，由于不产生汽化作用，基本不降低油气井的温度，从而避免结冰等现象，
可彻底返排。
3、压力的释放比较缓慢，安全性大大提高，通过封堵膨胀液将固液乳化液封堵，同时
由于封堵膨胀液中含有的发泡剂，可在封堵面产生大量的气泡，从而产生大量的通道，可使
得返排过程压力缓慢释放，安全性大大提高。
具体实施方式
以下结合具体的实例，对本发明申请所述的一种页岩气储层压裂改造方法的进行描述
和说明，目的是为了公众更好的理解本发明的技术内容，而不是对所述技术内容的限制，在
相同或近似的原理下，对所述工艺步骤进行的改进，包括反应条件、所用试剂改进和替换，
达到相同的目的，则都在本发明申请所要求保护的技术方案之内。
实施例一
(1)配料，CO2、N2的混合气体在低温、高压条件下加入乳化液中，高速搅拌3小时，
同时加入吸附剂，再在高速搅拌3小时配制成气固液三相乳化液；
(2)泵液，将气固液三相乳化液通过高压泵泵入油气井内，泵入压力为5.0Mpa以上，泵入
至油气井内的压力增大1Mpa以上后停止；
(3)封堵，将封堵膨胀液通过高压泵泵入油气井内，泵入的压力为1.5Mpa，封堵膨胀液的
泵入量为气固液乳化液泵入量的0.7％，泵入完毕后保持当前的压力20小时；
(4)排气，按照每小时0.3Mpa降压，同时不断的测量排出气的CO2和N2的含量，当CO2
和N2低于5％时，完成一次页岩气储层压裂改造，然后再从步骤1-4循环，直至页岩气储层
压裂改造完成。
所述步骤(1)中乳化液由质量分数为15％的表面活性剂、5％的增稠剂、5％的分散
剂、65％的水组，压力为2.5Mpa，搅拌转速均为1000r/min，吸附剂包括吸附颗粒和分解剂，
吸附颗粒为比表面积大于30m3/g，孔隙率大于20％，粒度为2um的粉末，分解剂为碳酸氢钠，
混合气体和吸附剂分别占气固液乳化液质量分数的20％和8％。
所述步骤(3)中封堵膨胀液组分为质量分数30％的发泡剂、20％的交联剂、8％的
膨胀剂、8％的粘结剂和34％的溶剂。
实施例二
一种页岩气储层压裂改造方法，其包括以下几个步骤：
(1)配料，CO2、N2的混合气体在高压条件下加入乳化液中，高速搅拌5小时，同时加入
吸附剂，再高速搅拌4小时配制成气固液三相乳化液；
(2)泵液，将气固液三相乳化液通过高压泵泵入油气井内，泵入压力为5.0Mpa以上，泵入
至油气井内的压力增大1Mpa以上后停止；
(3)封堵，将封堵膨胀液通过高压泵泵入油气井内，泵入的压力为1Mpa，封堵膨胀液的泵
入量为气固液乳化液泵入量的0.8％，泵入完毕后保持当前的压力20小时；
(4)排气，按照每小时0.4Mpa降压，同时不断的测量排出气的CO2和N2的含量，当CO2
和N2低于5％时，完成一次页岩气储层压裂改造，然后再从步骤1-4循环，直至页岩气储层
压裂改造完成。
所述步骤(1)中乳化液由质量分数为10％的表面活性剂、5％的增稠剂、5％的分散
剂、80％的水组成，压力为4mpa，搅拌转速均为1000r/min,吸附颗粒为比表面积大于30m3/g，
孔隙率大于20％，粒度为0.8um的粉末，分解剂为碳酸氢铵，混合气体和吸附剂分别占气固
液乳化液质量分数的15％和8％。
所述步骤(3)中封堵膨胀液组分为质量分数30％的发泡剂、20％的交联剂、8％的
膨胀剂、8％的粘结剂和34％的溶剂。
实施例三
一种页岩气储层压裂改造方法，其包括以下几个步骤：
(1)配料，CO2、N2的混合气体在低温、高压条件下加入乳化液中，高速搅拌1.5小时，同
时加入吸附剂，再在高速搅拌2.5小时配制成气固液三相乳化液；
(2)泵液，将气固液三相乳化液通过高压泵泵入油气井内，泵入压力为5.0Mpa以上，泵入
至油气井内的压力增大1Mpa以上后停止；
(3)封堵，将封堵膨胀液通过高压泵泵入油气井内，泵入的压力为1.8Mpa，封堵膨胀液的
泵入量为气固液乳化液泵入量的0.75％，泵入完毕后保持当前的压力18小时；
(4)排气，按照每小时0.15Mpa降压，同时不断的测量排出气的CO2和N2的含量，当CO2
和N2低于5％时，完成一次页岩气储层压裂改造，然后再从步骤1-4循环，直至页岩气储层
压裂改造完成。
所述步骤(1)中乳化液由质量分数为15％的表面活性剂、8％的增稠剂、2％的分散
剂、75％的水组成，压力为3.5Mpa，搅拌转速均为1000r/min，吸附剂包括吸附颗粒和分解剂，
吸附颗粒为比表面积大于30m3/g，孔隙率大于20％，粒度为2.8um的粉末，分解剂为碳酸氢
盐镁，混合气体和吸附剂分别占气固液乳化液质量分数的25％和8％。
所述步骤(3)中封堵膨胀液组分为质量分数25％的发泡剂、25％的交联剂、8％的
膨胀剂、8％的粘结剂和34％的溶剂。
本发明不局限于上述最佳实施方式，任何人在本发明的启示下都可得出其他各种形式
的产品，但不论在其形状或结构上作任何变化，凡是具有与本申请相同或相近似的技术方案，
均落在本发明的保护范围之内。