CN103429845B - 使用压裂流体混合物来压裂地层的方法 - Google Patents

使用压裂流体混合物来压裂地层的方法 Download PDF

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Abstract

一种使用包含天然气和基础流体的压裂流体混合物来压裂储层中的地层的方法，包括如下步骤：确定包含地层的储层的某些储层条件；选择在经确定的储层条件下在地层的压裂操作期间压裂流体混合物的至少一种期望行为；确定为实现经选择的至少一种行为所需的压裂流体混合物的性质，其中经确定的性质包括混合物中天然气的摩尔分数；制备具有经确定的性质的压裂流体混合物；以及在确定的储层条件下将压裂流体混合物注入储层中，使得混合物在压裂操作期间表现出期望行为。

Description

使用压裂流体混合物来压裂地层的方法
相关申请
本申请要求于2011年1月17日提交的美国临时申请NO.61/433,441的利益，并且该申请的全部内容通过参引并入本文。
技术领域
本发明总体上涉及使用压裂流体混合物来压裂地层的方法。
背景技术
水力压裂是用于改善现有井、低效率井、新井和不再生产的井的生产的常用技术。在专用设备中将压裂流体与压裂支撑材料混合，然后将其泵送通过井筒并泵送到包含待生产烃类材料的地下地层中。在足以压裂地下地层的高压下完成携带支撑材料的压裂流体的注入。压裂流体将支撑材料携带到裂缝中。在完成流体和支撑剂注入后，降低压力，支撑剂使裂缝保持打开。然后使井涌出以移除裂缝和地层中的压裂流体。在移除足够的压裂流体之后，利用通过所建立裂缝体系的改善的流动开始或恢复井中的生产。在一些情况（例如从煤层甲烷沉积物中回收天然气）下，不使用支撑剂并且压裂地层的简单作用足以提供期望的生产改善。不能从地层中移除足够的压裂流体会阻断烃的流动并且显著降低所放置的裂缝的有效性。
压裂流体的选择非常重要并且取决于处理的目标和期望。适当选择的流体会是成本有效的、能够在表面处混合并加压、可靠地将支撑剂携带到裂缝中、使地层孔隙中的损害和阻断最小化、在回收期间在地面容易操作、并且使总体操作的环境影响最小化。选择最佳地满足这些有时相矛盾的需求的压裂流体是困难的，所以必须小心。为了在广泛的情况和需求下最佳地满足这些要求，公开了主要在添加和不添加气相（例如氮气或二氧化碳）的情况下以水和烃类流体为基础的多种压裂流体和压裂流体混合物来完成水力压裂。
将氮气或二氧化碳与油基压裂流体或水基压裂流体一起使用可提供一系列益处。这些气体的存在改善或加快了地层中压裂流体的移除，从而实现了压裂处理更好的有效性。另外，这些气体降低了基础压裂流体的密度，从而允许沿井筒的改善的流动，再次改善或加快了压裂流体的移除。氮气或二氧化碳与基础压裂流体之间的相互作用可改变基础流体的物理性质，这包括降低混合物粘度、使相对渗透作用最小化和降低表面张力。这些作用导致了地层孔隙内压裂流体改善的流动性，压裂流体改善的回收和更优的生产。在烃基流体的情况下，氮气或二氧化碳可以比较便宜并且提供了成本有效的体积替换，从而降低了处理成本。虽然水的获得是廉价的，但是它需要非常大的成本来处置回收流体并且可具有与其消耗、操作、再循环或回收后处置有关的负面环境影响。另外，氮气或二氧化碳可通过降低所使用、回收和需要处置的流体的体积而提供益处。
然而，使用基于氮气或基于二氧化碳的压裂流体可对水力压裂工艺具有有害作用。在压裂流体回收期间，氮气或二氧化碳污染所产生的天然气，并且在不加工以移除污染物的情况下，需要燃烧或排放氮气或二氧化碳直至井生产流体流中压裂气体的浓度足够降低使得所产生的井液流可商业化为止。在该时期内天然气组分的燃烧和排放消耗了该液流同时还对环境造成破坏。
二氧化碳在水基流体和烃基流体中具有化学活性。二氧化碳在水中的溶液形成碳酸，其需要经常添加粘度形成化学品的替代品。此外，增加的水酸度可与地层中的矿物相互作用而导致压裂处理的破坏和有效性降低。在回收时，所形成的碳酸还促进地面设备和管线的腐蚀。在烃基流体中，二氧化碳的添加削弱了粘度形成化学品的有效性，并且可能导致用于建立裂缝并将支撑剂携带到裂缝中的流体的不良性能。氮气在水基液体和烃基液体中的惰性比二氧化碳大得多，但是其在注入之前就气化并且经常导致流体静水压力减小、地面设备和辅助设备的注入压力增加或井筒设计改变以接受更高的注入压力。此外，氮气或二氧化碳的来源经常远离井并且合适地供应这些气体可使其应用对于优良的井经济效益而言太过昂贵。在必须对有效促进较不高产储层（例如致密气和页岩气）所需的许多大裂缝网络进行经济性地生产的情况下尤其是这样。对于这些挑战，工业需要更好的解决方案以使从油和气层中的生产最大化、减少或消除水使用并且消除排放和燃烧。解决方案必须是成本有效的并且最小程度干扰的，从而允许快速且有效地实施和利用。
发明内容
根据本发明的一个方面，提供了一种使用包含天然气和基础流体的压裂流体混合物来压裂储层中的地层的方法。所述方法包括如下步骤：确定包含地层的储层的某些储层条件；选择在经确定的储层条件下在地层的压裂操作期间压裂流体混合物的至少一种期望行为；确定为实现经选择的至少一种行为所需的压裂流体混合物的性质，其中经确定的性质包括混合物中基础流体的组成和混合物中天然气的摩尔分数；制备具有经确定的性质的压裂流体混合物；以及在经确定的储层条件下将压裂流体混合物注入到储层中，使得所述混合物在压裂操作期间表现出期望行为。所述储层条件可包括：储层压力、储层温度、压裂压力和回收压力。压裂流体混合物的经选择的期望行为可选自：相行为、界面张力、粘度和溶解的天然气含量。压裂流体混合物的经确定的性质可还包括注入压力和注入温度。
所述基础流体可包含烃类井维修流体。在这种情况下，烃类井维修流体可包含烷烃基烃类液体和芳族基烃类液体中的一者或两者。基础流体还可包含支撑剂和增粘剂中的一者或两者。另外，天然气可包含甲烷、或者甲烷与一种或多种气态烃（选自乙烷、丙烷、丁烷和戊烷）的混合物或者甲烷与一种或多种惰性气体（选自二氧化碳和氮气）的混合物。混合物中天然气的摩尔分数可介于4mol%至90mol%之间。
当经选择的期望行为是相行为时，所述方法在一方面还可包括：确定压裂流体混合物的相包线，所述混合物中具有经选择的摩尔分数的天然气；以及在经选择的注入压力和注入温度下将压裂流体混合物注入到储层中，使得所述混合物包含液相基础流体和气相天然气，所述气相天然气在经注入的混合物进入地层时完全溶解于基础流体中，并且其中，至少一些所述气相天然气在回收期间不溶解于基础流体中。在该方面中，注入压力和注入温度可选择为使得混合物在注入到井中时低于混合物的泡点并且高于混合物的露点。替代性地，注入压力和注入温度可选择为使得混合物在注入井中时高于混合物的泡点和露点。
当经选择的期望行为是相行为时，所述方法在另一方面还可包括：确定压裂流体混合物的相包线，所述混合物中具有经选择的摩尔分数的天然气；以及在经选择的注入压力和注入温度下将压裂流体混合物注入到储层中，使得所述混合物包含液相基础流体和气相天然气，至少一些所述气相天然气在经注入的混合物进入地层时和回收期间不溶解于基础流体中。在该方面中，注入压力和注入温度可选择为使得混合物在注入井中时低于混合物的泡点并且高于混合物的露点。
当经选择的期望行为是相行为时，所述方法在又一方面还可包括：确定压裂流体混合物的相包线，所述混合物中具有经选择的摩尔分数的天然气；以及在经选择的注入压力和注入温度下将压裂流体混合物注入到储层中，使得所述混合物包含气相天然气和液相基础流体，所述液相基础流体在经注入的混合物进入地层时和回收期间完全溶解于天然气中。
在该方面中，混合物中天然气的摩尔分数可介于80mol%至99mol%之间，并且注入压力和注入温度可选择为使得混合物在其注入井中时并且在储层温度和储层压力下高于临界温度。
当经选择的期望行为是相行为时，所述方法在又一方面还可包括：确定压裂流体混合物的相包线，所述混合物中具有经选择的摩尔分数的天然气；以及在经选择的注入压力和注入温度下将压裂流体混合物注入到储层中，使得所述混合物包含液相基础流体和气相天然气，所述气相天然气在经注入的混合物进入地层、与储层条件平衡时并且直至回收前完全溶解于基础流体中。注入之后和回收之前，所述井可关闭经选择的时间段。
当经选择的期望行为是粘度时，所述方法还可包括确定对于压裂操作期间混合物的期望粘度需要的混合物中天然气的摩尔分数。
当经选择的期望行为是表面张力时，所述方法还可包括确定对于压裂操作期间混合物的期望表面张力需要的混合物中天然气的摩尔分数。
当经选择的期望行为是溶解气体含量时，所述方法还可包括确定对于压裂操作期间混合物的期望溶解气体含量需要的混合物中天然气的摩尔分数。
附图说明
图1是根据本发明的一个实施方式的用于将压裂流体混合物注入到井筒地层中的设备的示意性平面视图。
图2是图示使用压裂流体混合物和图1所示的设备来压裂地层的方法的步骤的流程图。
图3是对于压裂流体混合物不同组成的泡点压力的图。
图4是根据第一实施方式的包含42API烃类井维修流体与80mol%甲烷的压裂流体混合物的相包线以及在地层压裂方法期间该压裂流体的压力与温度的图。
图5是根据第一实施方式的包含59API烃类井维修流体与80mol%甲烷的压裂流体混合物的相包线以及在地层压裂方法期间该压裂流体的压力与温度的图。
图6是根据第一实施方式的包含59API烃类井维修流体与60mol%甲烷的压裂流体混合物的相包线以及在地层压裂方法期间该压裂流体的压力与温度的图。
图7是示出对于压裂流体混合物不同组成的59API烃类井维修流体的天然气饱和粘度的图。
图8是图示对于压裂流体不同组成的甲烷饱和正癸烷的界面张力的图。
图9是根据第二实施方式的包含59API烃类井维修流体与80mol%甲烷的压裂流体混合物的相包线以及在地层压裂方法期间该压裂流体的压力与温度的图。
图10是根据第三实施方式的包含烃类井维修流体与95+mol%甲烷的压裂流体混合物的相包线以及在地层压裂方法期间该压裂流体的压力与温度的图。
具体实施方式
本文所述的实施方式涉及操纵地层压裂操作期间所使用的压裂流体混合物的某些性质以在水力压裂操作期间实现所述混合物的某些行为。
压裂流体混合物用于水力压裂储层中的地下地层，并且涉及将至少一种天然气与基础流体混合以形成压裂流体混合物、然后将压裂流体混合物注入到延伸穿过储层的井中并注入到待压裂的地层。所述基础流体可包含烃类井维修流体以及支撑剂和赋予混合物以粘性的一种或多种增粘剂。混合物中天然气的摩尔比以及注入压力和温度可操纵为使得所述混合物在压裂操作期间具有某些行为。这些行为包括特别的相包线、携带支撑剂和一种或多种增粘剂的某些能力、混合物中溶解气体的分数、以及混合物的粘度和表面张力。
所述基础流体可包含由烷烃基烃类液体和芳族烃类液体构成的常规烃类井维修流体，并且含有或不含有胶凝剂和支撑剂。该基础流体与气相天然气流组合以形成压裂流体混合物。混合物中的天然气组分在烃类井维修流体中是高度易混溶的。在经选择的压力和温度下将所得压裂流体混合物注入地下地层中以建立裂缝或增大现有的裂缝。如以下将更详细讨论的，出于改善压裂操作性能的目标，操纵常规烃类井维修流体的组成和量、连同天然气的组成和量以及混合物的地面注入压力和温度以在压裂操作期间建立烃压裂流体的期望行为。
如本公开内容所使用的，天然气意指单独的甲烷（CH4）或甲烷与其他气体（例如可在天然气商业供应中存在的其他气态烃）的混合物。天然气经常是约85%至99%甲烷（CH4）和1%至15%乙烷（C2H6）的可变混合物，并且还含有降低组分的丙烷（C3H8）、丁烷（C4H10）和戊烷（C5H12）以及痕量的较长链烃。本文使用的天然气还可包含不同程度上的惰性气体，例如二氧化碳和氮气。天然气在60℉和1大气压的标准条件下处于气态，其临界温度接近-82℃。如以下将更详细描述的，所述天然气在整个压裂地层操作中将高于其临界温度，从而在整个操作中处于气相。
如本公开内容使用的，充当压裂流体混合物中的基础流体的烃类井维修流体意指用于井维修、促进或水力压裂的包含烷烃和/或芳族化合物的任何液态烃类液体。组合物可包含碳链长度主要由5个碳（C5）开始直到30个碳（C30）的烃或烃混合物。优选地，所述烃类液体是使得挥发性适合于完成安全压裂操作的组合物，例如挥发性低于2psi瑞德蒸气压的那些液体。或者，可以使用瑞德蒸气压较高的液体；但是为了安全应用可能需要专用设备或步骤。
本文所描述的实施方式利用如图1所示的地层压裂设备2来进行如图2所描述的地层压裂方法。
更具体地，图1图示了用于在封闭体系压裂操作中使用和回收天然气和烃类井维修流体混合物的地层压裂设备2的一种构造。所述地层压裂设备2包括如下的井维修制备和加压设备4：压裂液罐12容纳烃类井维修流体（基础流体），化学品添加单元14容纳并使用增粘化学品、同时支撑剂储存单元16容纳并使用操作所需的支撑剂。井维修流体、增粘化学品与支撑剂在压裂混合器18中组合以形成制备的井维修流体、之后进给到井维修流体被加压至压裂条件的压裂泵16。
所述地层压裂设备还包括如下的天然气制备设备22：移动储存容器24储存作为液化天然气（LNG）的天然气。LNG压裂泵26将LNG加压至压裂条件、然后将LNG加热至期望的应用温度。所述地层压裂设备2还包括组件30，其用于将制备的井维修流体与气态天然气流组合以形成压裂流体混合物，并随后将该混合物导向井口32。组合的流体然后沿井筒向下行进并进入地层以压裂间隔。在完成压裂处理并开始回收压裂流体后，使井口液流从井口引导到液流分离器36。气液分离器36使经回收的气流与液流分开。包含烃类井维修流体和所产生的天然储层液体的回收液体被引导到液体回收罐38中。液体回收可涉及或可不涉及罐；更确切地，它们可被引导到适合液体的管线（未示出）中以用于加工，如果设施存在的话。包含所使用的天然气和所产生的天然储层气体的回收气体被引导到气体管线40中，在气体管线40处它们被引导到设施（未示出）中以用于加工和出售。以这种方式或类似的方式，可建立并使用环境密闭压裂体系42以允许没有水的水力压裂、排放或燃烧。
图2示出对于每个实施方式共有的通过地层压裂操作进行的一系列步骤。在步骤50中，确定储层条件——即确定包含地层的储层的温度和压力（“储层温度”和“储层压力”）——以及压裂地层所需的压裂压力（“压裂压力”）和从地层中回收流体所需的回收压力（“回收压力”）。在步骤51中，选择压裂操作期间压裂流体混合物的期望行为，然后确定在压裂操作期间实现这些所选择行为所需的压裂流体混合物的某些性质。经选择的行为包括：相行为、溶解气体的量、储层相分数、粘度和表面张力。实现这些经选择的行为所需的经确定的性质包括：压裂流体混合物的组成、注入压力和注入温度。
在步骤52中，选择基础流体的组成，并且在步骤53中，选择混合物中天然气的摩尔分数。在步骤54中，制备具有经选择的基础流体和混合物中天然气的经选择摩尔分数的压裂流体混合物。在步骤55中，在经选择的温度和经选择的压力下将所制备的压裂流体混合物注入储层的井中，使得混合物在压裂操作的压裂（注入）和回收步骤期间具有经选择的行为。
如以下将讨论的，该方法有至少四个不同的实施方式，其中经选择的行为是混合物在压裂工艺的压裂和回收阶段时的相行为。第一实施方式涉及选择压裂流体混合物的组成以及注入压力和温度使得混合物在操作的压裂步骤期间处于类液相而在操作的回收步骤期间处于两相。第二实施方式涉及选择压裂流体混合物的组成以及注入压力和温度使得混合物在整个压裂操作中处于两相。第三实施方式涉及选择压裂流体混合物的组成以及注入压力和温度使得混合物在整个操作中处于气相，并且第四实施方式涉及选择压裂流体混合物的组成以及注入压力和温度使得混合物在整个操作中直至回收前处于液相。第一实施方式是所述方法的一般应用，而第二和第三实施方式对于压裂浅的地层、具有导致液块的高毛细管压的地层、趋于捕集液体的不饱和地层以及需要高压降来移动储层内的水的低渗透率地层是尤其有用的。第四实施方式在期望回收前将井封闭一段时间时是尤其有用的。
另一些实施方式涉及使用压裂流体混合物进行压裂，其中在压裂操作期间选择混合物的一种或多种其他行为。在第五实施方式中，可制备压裂流体混合物以在压裂操作期间实现某一粘度。在第六实施方式中，可制备压裂流体混合物以在压裂操作期间实现某一表面张力。以下将更详细地描述这些实施方式。
为了实现压裂流体混合物在压裂操作的压裂和回收步骤期间的期望相和其他行为，操作者必须知道在经选择的温度和压力下期望行为与混合物中天然气的摩尔分数之间的关系；例如，当期望控制混合物在压裂操作期间的相行为时，操作者必须知道混合物的相包线，并且尤其是必须知道该混合物的泡压曲线。对于压裂流体混合物的每种可能组成都存在一组唯一的泡点压力曲线。因此可通过选择混合物中天然气的摩尔比来选择压裂流体混合物的泡点压力。图3是图示已知59API井维修流体在常用温度范围中对于一系列甲烷含量的泡点压力的图表。例如，基于已知的储层温度和压力、以及已知的压裂压力，可确定用特定井维修流体得到单相流体的最大气体含量。然后，根据已知的注入温度、摩擦压力以及在所选择气体的含量下组合的天然气和井维修流体的确定性质，可确定地面处的注入压力以及沿井管件向下和进入储层中的相应的相状态。
如果在混合物最初选择的天然气含量下、压力通过注入条件保持高于泡点，则所产生的流体将提供单相注入行为。假若在任何点处测定注入压力或管状压力降到低于泡点，那么如果期望单相混合物则需要改变经选择的气体含量并且保持调整直至所得泡点曲线保持低于期望条件的时间为止。以这种方式可选择经选择的天然气含量以对于任何烃类井维修流体实现仅液相的注入条件，如果期望得到这样的结果的话。
第一实施方式：在压裂期间处于液相并且在回收期间处于两相的压裂流体混合物
根据地层压裂方法的第一实施方式并且参照图4至图6，压裂流体混合物的某些性质操纵为使得混合物在进入压裂地层时并且在操作的压裂步骤期间处于液相，并且在操作的回收步骤期间（即，在注入停止后和压降期间）处于两相。
在该实施方式中，在常用的压裂压力下，控制天然气以确保其完全溶解在常规烃类井维修流体中，从而在注入期间产生高气体含量的单相类液态流体混合物。混合物中的天然气含量可以在5mol%至90mol%的范围内。常规烃类井维修流体可以是或可以不是增粘的并且可包含或可不包含支撑剂。表面注入压力和温度选择为使得在将天然气与井维修流体混合时存在单相液体混合物；这种状态在沿井筒往下、进入地层、诱发的或现有的裂缝体系中并最终进入地下储层中得以维持，并且在压裂操作的压裂步骤期间得以维持。
期望使压裂流体在压裂步骤期间维持这种单一的类液相状态（下文中简称为“液相”），因为这种致密相支持注入期间增加的静水压力，并且维持均匀流体以用于形成持续粘度、降低摩擦压力、进行有效的支撑剂运输并产生复杂裂缝。操纵放置在压裂油内的天然气含量、天然气的组成、压裂油的组成或其组合以维持注入期间的单相状态。当在压裂期间将常规烃类井维修流体与天然气一起注入地下储层中时，天然气体积足以允许组合流体在注入期间以单相存在；但是当结束注入并将混合物的压力降低至储层或回收条件时，溶解的气体将从混合物中逸出，从而在接触的储层内产生气相分数，同时在烃类维修流体中保持足够的溶解气体以维持降低的液体粘度和表面张力。气相分数与降低的液体粘度和降低的表面张力的组合在储层内产生了高移动性体系，并且产生了确保压裂流体快速且高的回收系数（井投产之前的期望状态）的裂缝体系。另外，因为天然气返回表面，所以其通过膨胀提供了能量，这通过降低井筒内的静水压力进一步增强了压裂流体中液体部分的移除。与液体混合的天然气的降低的静水压将允许在地层处施加另外的压降，从而释放更大部分的毛细管捕集液体，并且提供更大的压力势以增加流速。
图4和图5是与80mol%甲烷组合的42API和59API井维修流体的相包线的图，其图示混合物在压裂操作期间的压力和温度。每幅图中的●表示流体混合物的临界点，从而表示临界温度。虽然如果需要可采用宽范围的注入温度，但是在工业实践中注入天然气和烃类维修流体是在10℃至20℃范围的注入温度下进行。在压裂压力下在经选择的温度约10℃下将组合的天然气和烃类井维修流体注入井筒中。在给定的速率、管状构造、井深和井底压裂压力下，对于每种流体需要特定的注入压力，在该示例中对于42API和59API分别为约34MPa和36MPa。如从图4上由菱形1所表示的可以看出的，42API天然气和烃混合物的地面注入压力低于泡点曲线。相应地，存在有按体积计接近10%的未溶解天然气，这会产生两相流条件并有助于使摩擦压力更高、密度更低且注入压力增加。此外，游离气体促进了较高的速度，这可加速支撑剂对处理铁和井筒的侵蚀。图5在具有不同烃类维修流体组成的类似条件下，示出了59API天然气和烃混合物的注入压力（菱形1）高于泡点曲线，从而产生有可靠粘度形成和支撑剂运输的改善注入条件所需的致密单相类液流体。对于两种情况，随着注入的天然气和烃类维修流体混合物沿井筒而下并进入裂缝体系，压力因静水压力而增加但因摩擦而降低。此外，流体温度因为来自井筒管件和地下地层的热转移而增加并且期望稳定在接近或等于储层温度的最大值。
在假定地层压裂压力为40MPa并且流体在储层温度60℃下的情况下，所得条件在图4和5两幅图上表示为菱形2。图4图示了在井底压裂条件下42API烃-气体混合物刚刚高于泡点，使得预计在流体进入裂缝之前存在单一液相混合物。图5图示了混合物在井底压裂条件下也高于泡点并且从在地面注入且经由井筒进入地下地层都保持该状态。另外，停止注射后，压力会降低，并且注入的流体会与储层压力（本实施例中假定为20MPa）平衡并且在图4和5上表示为菱形3。流体温度将保持在或接近于60℃的储层温度。在这些条件下，流体远远低于泡点并且进入相包线的两相区。42API和59API天然气混合物中的逸出气体组分分别确定为构成注入流体混合物的约56%和62%体积，从而提供了即时气相（减少相当多的液体体积）并且显著降低潜在的液体阻断。在降低储层内的压力以回收注入流体并使井生产时，将压力降低至8Mpa的假定压力，同时再次使流体维持在或接近储层温度。这种压降的相在图4和5上表示为菱形4。在这种情况下，降低的压力使条件更低于泡点，此时另外的气体从烃类维修流体中逸出。所得气相体积现在确定成对于42API天然气烃类井维修流体混合物为82%，而对于59API天然气烃类井维修流体混合物为87%。通过显著降低液体阻断的潜在性实现了液体体积的极大减少。
图6是示出包含60mol%甲烷和59API烃类井维修流体的压裂流体混合物的相包线的图，并且图示压裂操作期间混合物的压力和温度。与所图示的压裂工艺对应的是表1所示的一组示例性井压裂条件。与表1所示井压裂条件对应的是表2所示的所得示例性流体性质。
在井口注入条件（图6中的菱形1和表2中的点1）下，压裂流体混合物远远高于泡点压力，并且以密度为635kg/m3的液相存在。考虑到基础烃类井维修流体密度为742kg/m3、59API和添加比率为225sm3/m3液体的天然气（0.6mol分数甲烷），如果相不能混溶则会产生535kg/m3的密度；静水压提高了接近20%。这相应地应降低井口注入压力。类似地，相比于两相流体，经单相流体实现的摩擦压力降低还应提高井口注入压力。在这种情况下，加热该注入混合物，由于在压裂操作（图6的参照菱形2和表2的点2）期间来自管件和相接触的地层的热传递，因而所产生的密度略微降低。然而，流体混合物仍然远远高于泡点并且继续作为液体存在。密度的这种提高在理论上有助于成功压裂深层地层、压裂压力天然高的地层和期望高注入速率的地层。使流体混合物维持处于液体状态在理论上还有助于确保有效的增粘剂功能和用于运输支撑剂和建立裂缝的适合密度。
终止注入时，压力应降低，并且注入流体应该与储层压力（在该示例中为20MPa）平衡，并且在图6上表示为菱形3，在表2中表示为点3。在这些条件下，流体现在低于泡点并且在相包线的两相区内。逸出气体组分为注入流体按体积计的约15%，这提供了即时气相。
在降低储层内的压力以回收注入流体并使井生产（例如降低至8MPa的压力）时，预计流体保持在或接近储层温度（图6中的菱形4和表2中的点4）。降低的压力导致更低于泡点的条件，在该条件下另外的气体从烃类维修流体中逸出。现在所得气相确定为超过66%。液体内天然气饱和的丧失导致粘度和界面张力适度地增加，然而，预计气体膨胀提供了非常大的驱动以移动减少体积的剩余液体通过地层、裂缝并进入井筒。经组合的气相和液相的密度非常低，为约260kg/m3，这确保高移动性并且容易从井筒向上流动至地面。
表1-井和注入参数
压裂梯度= 20kPa/m 摩尔分数CH4= 0.6
井深= 2,000m 压裂油重力= 59API
储层温度= 60℃ 注入气体比= 225sm3/m3
储层压力= 20MPa 总BH速率= 4.0m3/min
压裂压力= 40MPa 油速率= 2.7m3/min
WH注入压力= 38MPa 气体速率= 608m3/min
表2-具有60mol%甲烷的59API烃类井维修流体的流体性质
考虑到储层条件和压降条件下天然气饱和的烃类维修流体混合物，剩余饱和液相产生的性质将取决于所采用的烃类维修流体。溶液中的气体、逸出气体、产生的气体体积分数和粘度及表面张力随烃类维修流体的组成而变化。例如，与主要包含较高碳数组分（C5至C30）的那些井维修流体相比，主要包含较低碳数组分（C5至C10）的井维修流体将提供较低的粘度和较低的表面张力。用地层岩芯样品测试压裂流体混合物可很好地了解使井中的回收优化并最终使生产优化所需的行为。评价不同气体分数下的特性（例如所得的相对渗透率和毛细管压）可帮助设定最佳的处理后压裂流体性质，并因此帮助选择烃类井维修流体和所采用的天然气含量。
虽然图4至6中所示的这些示例仅是多种可能的天然气和烃类井维修流体的混合物以及压力和温度组合中的三个实例，但是其一般代表当在水力压裂和后续的回收操作期间适当使用天然气和烃类维修流体的混合物时可实现的条件和行为。
第二实施方式：在整个压裂操作中处于两相的压裂流体混合物
根据第二实施方式，压裂流体混合物的某些性质和行为操纵为使得混合物在整个压裂操作期间处于两相。该实施方式对于压裂浅层地层、具有引起液块的高毛细管压的地层、趋于捕集液体的未饱和地层、和需要高压降以移动储层内液体的低渗透率地层是尤其有利的。
在该实施方式中，控制天然气与烃类井维修流体的相对含量以确保所得混合物使常规烃类井维修流体过度饱和，从而在整个压裂操作期间产生两相压裂流体混合物。混合物中的天然气含量可以在20%至95%摩尔分数的范围内。常规烃类井维修流体可以是或可以不是增粘的并且可包含或可不包含支撑剂。所得两相压裂流体混合物包括由气体饱和的常规烃类井维修流体构成的液相以及由与饱和烃类井维修流体相平衡的未溶解天然气构成的气相。两相压裂流体混合物可以在地面注入压力和温度下混合天然气与烃类井维修流体时存在；该状态在沿井筒往下、进入诱导的或现有的裂缝体系的地层中、以及最终进入地下储层中都得以维持。
产生处于两相状态的压裂流体混合物可进一步减少压裂操作所需的液体体积，从而减少潜在性地捕集在地层内的液体体积并且抑制天然烃回收。在结束注入并将混合物的压力降低至储层条件或回收条件时，另外的溶解气体应从混合物中逸出，从而进一步增加相接触储层内的气相分数。液相应保留溶解的气体以促进正如先前应用中的液体粘度降低和表面张力降低。经增加的气相分数与经降低的液体粘度的和经降低的表面张力的组合预计在储层和产生的裂缝体系内产生高移动性体系并且表现出压裂液的低液体含量和高回收因子（这是井投产之前的期望状态）。另外，因为预计大量天然气返回到表面，所以其通过膨胀提供了能量，这预计通过降低井筒内的静水压力进一步增强压裂流体中液体部分的移除。预计经混合的天然气和液体的静水压显著降低允许在地层中施加另外的压降，从而释放更大部分的毛细管捕集液体，并且提供较大的压力势以增加流速。预计这种理论上的提高有助于成功压裂浅层地层、具有引起液块的可能的高毛细管压的地层、趋于捕集液体的未饱和地层、和需要高压降以移动储层内液体的低渗透率地层。虽然注入能力和支撑剂运输能力可能没有液相混合物中的那样高，但是预计两相混合物特别适于移除正在处理的流体。操纵烃类井维修流体的性质、天然气的性质、以及天然气和压裂油组分的组成，目的是显著降低置于储层中的液体体积，使孔隙、裂纹和裂缝中的气相产生最大化，并且使回收的流体柱的静水压最大化。
图9图示了该实施方式的一个示例性应用，其中混合物包含59API井维修流体和80mol%甲烷。在该示例中，基于对59API烃类井维修流体的实验室测试，储层条件下最大可接受的液体处理后体积分数为15%。可为在任何压力和温度条件下的流体设计约束规定另一些准则，例如目标回收密度、粘度和界面张力。已知的应用条件是1,000m井的条件：其中储层压力8MPa、温度35℃、并且井底压裂压力为20MPa。在低至2MPa的地层压降压力下处理后，井涌出。计算和/或流体测试表明0.28摩尔分数的天然气含量实现了储层条件下的饱和混合物。计算确定了产生目标体积分数的液体需要另外的0.52mol分数的天然气。组合供料的总天然气含量是溶液中的气体与游离气体的总和，需要的气体含量为约0.8摩尔分数。
图9图示了压裂流体混合物的压力低于泡点的情况下的压裂操作。储层条件如菱形3所说明并且示出远远低于泡点压力。这些条件下的液体体积确定为14.8%，符合设计标准。地层压裂条件如菱形2所说明，气体体积为58%并且组合密度为354kg/m3。在建议注入速率和应用条件下完成对于建议的管件、注入温度、气体含量、烃类井维修流体的井筒注入计算并且确定了注入压力为18MPa。18MPa和15℃的注入压力和温度在图9中如菱形1所示；压裂流体在地面注入条件和地层压裂条件两种条件下均以两相流体存在；注入条件和压裂条件在泡点曲线以下。计算示出地面注入所得的气体体积为58.5%，从而提供了362.5kg/m3的密度。在2MPa的压降压力的回收操作期间，气体体积增加至超过96%，并且小于4%的液体保留在储层中。在压降压力下的组合气体和液体的密度为36.4kg/m3，导致井筒中的静水压非常低。
第三实施方式：在整个压裂操作中处于气相的压裂流体混合物
根据第三实施方式，压裂流体混合物的某些性质和行为操纵为使得混合物在整个压裂过程中处于气相。该实施方式对于压裂非常浅层的地层、储层压力非常低的地层、具有引起液块的高毛细管压的地层、趋于捕集液体的未饱和地层、和需要高压差以移动储层内液体的极低渗透率的地层是尤其有用的。
在该实施方式中，使混合物中常规烃类井维修流体含量的相对含量尽可能最小化；混合物中的天然气含量可以在80%至99%摩尔分数的范围内。常规烃类井维修流体可以是或可以不是增粘的并且可包含或可不包含支撑剂。该压裂流体混合物主要由气相构成，其中气态天然气包含相对少量的常规烃类井维修流体。这种气相可以在表面注入压力和温度下将天然气与烃基井维修流体混合后产生；并且该状态在沿井筒往下、进入地层、诱导或现有的裂缝体系并且最终进入地下储层时得以维持。
预计产生气相状态的压裂流体基本上消除了压裂操作所需的液体，从而基本上消除潜在性地捕集在地层内的液体体积并且抑制了天然烃回收。液相烃类井维修流体仅用于将支撑剂引入并携带到天然气注入流中并且可包含或可不包含用于携带支撑剂通过液体处理设备的增粘剂。作为气相流体，预计所得压裂流体混合物仅表现出类气态粘度，而没有来源于所添加的通常在气体中无效的增粘剂的任何益处。在这些条件下，支撑剂运输和压裂产生有效性经常不良并且通常使用非常高的注入速率来补偿。在结束混合物注入并将混合物的压力降低至储层条件或回收条件后，气体应该膨胀，并进一步增加了相接触储层内的气相分数。液相应保持溶解在气相内或形成所得体积的微不足道的部分。
预计所得气相在储层内具有高移动性并且产生可能没有液体含量并且基本上没有捕集液体以阻断生产的压裂体系，这是井投产之前的期望状态。另外，随着大量气体返回表面，预计井筒内的静水压力极其低，从而促进所使用流体的快速和完全回收。预计这种理论上的改善有助于成功压裂压力极低的地层、极浅层的地层、压力极低的地层、具有潜在性地引起液块的高毛细管压的地层、趋于捕集液体的未饱和地层、和需要高压差以移动储层内液体的极低渗透率的地层。虽然注入和支撑剂运输能力不如液相压裂流体混合物中的那样高，但是预计气相混合物尤其适于移动正在处理的流体。
图10是示出一种示例性的高mol%烃气体混合物（含有烃类井维修流体）的相包线的图，并且如实了压裂操作期间混合物的压力和温度，其中在注入条件和储层条件下的注入混合物高于临界温度。在井口注入条件（菱形1）下，15℃和53MPa下的天然气和烃类井维修流体混合物远远高于临界温度，并因此以气相存在并且表现出359kg/m3的密度。随着注入混合物沿井筒往下并进入压裂体系中，压力可由于与低静水压结合的摩擦而降低，同时气体温度由于来自井筒管件和地下地层的热传递而增加，并且预计在接近于或等于储层温度的最大值下稳定。该条件表示为菱形2，其中假定地层压裂压力为40MPa，储层温度为60℃。流体混合物保持远远高于临界温度并继续以表现出密度为285kg/m3的气相存在。终止注入时，压力将降低，并且经注入的流体将与储层压力（该示例中假定为20MPa）平衡并且在图10上表示为菱形3。在这些条件下，流体保持高于临界温度并且作为密度为176kg/m3的气相混合物。在压降以回收经注入的压裂混合物并使井投产期间降低压力（在60℃的储层温度下对8MPa的假定压力施加压降）时，露点包线的临界凝结温度接近于图10上如菱形4所图示的。在该示例中，所述条件使得避免了相包线并且混合物保持为表现出密度为68kg/m3的气相。在类似的应用中，在高天然气含量下，改变混合物组成或应用条件可导致露点包线与所产生液体的较小体积（通常预计小于5%）交叉。
第四实施方式：储层压力和温度下为液相的压裂流体混合物
根据第四实施方式，压裂流体混合物的某些性质和行为操纵为使得混合物在储层压力和温度下处于液相，从而允许井在回收之前关闭。
在该实施方式中，压裂流体混合物包含天然气和烃类井维修流体，其中气体含量控制为使得所有使用的天然气在储层压力和温度下在烃基井维修流体内保持为溶液，从而允许井在回收压裂流体之前关闭延长的时间段，而不损失所使用气相的有效性。在常规操作中，井经常受到压裂刺激，其中将包含气相（例如氮气或二氧化然）非常不可溶物质添加到液相（含水或烃基压裂流体）。在回收不能立即开始的情况下，例如当对水平井完成多个压裂处理时，所使用的气相随时间分散于储层中，并且在帮助回收相关压裂流体方面逐渐失效。在该实施方式中，烃类井维修流体混合物的类液相允许井关闭延长的时间段而不损失与气体辅助机构有关的益处。通过烃类井维修流体组成控制气体含量以产生在储层条件下刚好位于或高于泡点的混合物。在该状态下，在储层温度和压力下所有使用的天然气溶解于烃类井维修流体内。气体可无限定地或者直至压力因压差下降为止都保持溶解。
第五实施方式：在压裂操作期间具有经选择粘度的压裂流体混合物
参照图7并根据第五实施方式，压裂流体混合物制备为使得所述混合物在压裂操作期间表现出经选择的粘度。通过某一压力和温度下经选择的基础流体，可确定混合物粘度与混合物中天然气的摩尔分数之间的关系。在图7示出的示例中，包含59API井维修流体基础流体与0.53摩尔分数天然气的混合物在60℃下的液相粘度应为0.20cP，这与如果混合物不具有任何溶解气体的情况下的粘度（高于0.4cP）相比为大幅降低的粘度。预计这种降低的粘度相对于井维修流体（即不具有任何溶解的天然气）提高了压降期间井维修流体的回收速率。
另外，与对于不具有溶解天然气的油所估算的接近20达因/cm（dyne/cm）的界面张力相比，天然气饱和的烃类维修流体的界面张力相当多地减少至2.8达因/cm。
第六实施方式：压裂操作期间具有选择表面张力的压裂流体混合物
如图8所图示的，用类烃类液体（正癸烷）进行的实验室测试示出随着溶解气体增加而界面张力显著降低。预计表现出较低表面张力的压裂流体混合物将在地层孔隙中产生较低的毛细管压，从而促进压降期间井维修流体回收的速率提高。因此，压裂流体混合物可通过选择混合物中天然气的适当摩尔分数来制备，从而实现压裂工艺期间混合物的期望表面张力。
结论
以上的讨论涉及具有经选择性质的烃压裂流体混合物的方法，其使得所述混合物在地层压裂操作期间具有某些行为。例如，该混合物可产生为在压裂条件期间产生单相液体状态，使得在储层条件和压降条件下有气体逸出并且液体比例降低。或者，该混合物可产生为在压裂条件期间产生两相烃混合物，从而进一步降低储层条件和压降条件下的液体比例。或者，混合物可产生为在压裂条件期间产生单相气体状态以消除或大大降低储层中的液体布置。或者，该混合物可产生为在储层条件下产生单相液体状态，从而允许长时间维持关井而不使所使用的气体分散。或者，该混合物可产生为通过将增粘烃类井维修流体与天然气混合而产生增粘的烃压裂流体。或者，该混合物可产生为产生以下行为的一种或多种：即时气相、液体体积大大减少、液体粘度降低和界面张力减小；这在理论上会导致地层中的毛细管压下降并且在地层中产生高移动性液相，从而促进即使在中等压降压力下的快速回收，例如其可以在裂缝网络内的深处经受。
将烃基维修流体与天然气体进行方法性地组合产生了组合的流体混合物，其为水力压裂和后续生产提供了期望行为。这些示例仅说明了多种可能的天然气和烃类井维修流体混合物组成、压力和温度组合，但是其一般代表在水力压裂和后续的回收期间方法性地使用天然气与烃类维修流体的混合物时可实现的行为。同样地，可操纵置于压裂油中的天然气含量、天然气和压裂油组分的组成以在注入和后续回收期间产生期望行为，例如：
●在注入期间维持单相液体，同时使置于储层中的液体体积最小化；
●使孔隙、裂纹和裂缝内气相的产生最大化；使回收的流体柱中的静水压最小化，并且保持足够的溶解气体以使压裂液的移动性最大化；以储层条件下的所得液体分数或性质为目标；
●使孔隙、裂纹和裂缝内气相的产生最大化；
●使回收的流体柱中的静水压最大化，并且保持足够的溶解气体以使压裂液的移动性最大化；以储层条件下为零或微不足道的液体分数为目标；
●在孔隙、裂纹和裂缝内仅实现气相；以及
●使回收的流体柱中的静水压最大化，并且完全或基本上避免了将压裂流体布置在储层中。
此外，可将天然气与烃类井维修流体的使用配置成部署为消除水的使用而没有排放或燃烧的封闭压裂体系。

Claims (22)

1.一种使用压裂流体混合物来压裂储层中的地层的方法，所述压裂流体混合物包含天然气和基础流体，所述方法包括如下步骤：
(a)确定包含所述地层的所述储层的某些储层条件，其中所述某些储层条件包括储层压力、储层温度、压裂压力以及回收压力；
(b)选择在经确定的所述储层条件下在所述地层中的压裂操作期间所述压裂流体混合物的期望相行为；
(c)确定为实现所述期望相行为所需的所述压裂流体混合物的性质，经确定的所述性质包括所述压裂流体混合物中基础流体的组成和所述压裂流体混合物中天然气的摩尔分数；
(d)制备具有经确定的所述性质的所述压裂流体混合物；以及
(e)在经确定的所述储层条件下将所述压裂流体混合物注入所述储层中，使得所述压裂流体混合物在所述压裂操作期间表现出所述期望相行为。
2.如权利要求1所述的方法，其中，所述压裂流体混合物的经确定的所述性质还包括注入压力和注入温度。
3.如权利要求1所述的方法，其中，所述方法还包括：确定所述压裂流体混合物的相包线，所述压裂流体混合物在所述压裂流体混合物中具有经选择的摩尔分数的天然气；以及在经选择的注入压力和注入温度下将所述压裂流体混合物注入所述储层中，使得所述压裂流体混合物包含液相基础流体和气相天然气，所述气相天然气在经注入的所述压裂流体混合物进入所述地层时完全溶解于所述基础流体中，并且其中，至少一些所述气相天然气在回收期间不溶解于所述基础流体中。
4.如权利要求1至3中任一项所述的方法，其中，所述基础流体包含烃类井维修流体。
5.如权利要求4所述的方法，其中，所述烃类井维修流体包含烷烃基烃类液体和芳族基烃类液体中的一者或两者。
6.如权利要求3所述的方法，其中，所述基础流体还包含支撑剂和增粘剂中的一者或两者。
7.如权利要求1至3中任一项所述的方法，其中，所述天然气包括甲烷、或甲烷与选自乙烷、丙烷、丁烷和戊烷中的一种或多种气态烃的混合物、或甲烷与选自二氧化碳和氮气中的一种或多种惰性气体的混合物。
8.如权利要求3所述的方法，其中，所述压裂流体混合物中天然气的所述摩尔分数介于4mol％至90mol％之间。
9.如权利要求3所述的方法，其中，所述注入压力和所述注入温度选择为使得所述压裂流体混合物在注入井中时低于所述压裂流体混合物的泡点并且高于所述压裂流体混合物的露点。
10.如权利要求3所述的方法，其中，所述注入压力和所述注入温度选择为使得所述压裂流体混合物在注入井中时高于所述压裂流体混合物的泡点和露点。
11.如权利要求1所述的方法，其中，所述方法还包括：确定所述压裂流体混合物的相包线，所述压裂流体混合物在所述压裂流体混合物中具有经选择的摩尔分数的天然气；以及在经选择的注入压力和注入温度下将所述压裂流体混合物注入所述储层中，使得所述压裂流体混合物包含液相基础流体和气相天然气，至少一些所述气相天然气在经注入的所述压裂流体混合物进入所述地层时和回收期间不溶解于所述基础流体中。
12.如权利要求11所述的方法，其中，所述注入压力和所述注入温度选择为使得所述压裂流体混合物在注入井中时低于所述压裂流体混合物的泡点并且高于所述压裂流体混合物的露点。
13.如权利要求1所述的方法，其中，所述方法还包括：确定所述压裂流体混合物的相包线，所述压裂流体混合物在所述压裂流体混合物中具有经选择的摩尔分数的天然气；以及在经选择的所述压裂流体混合物中基础流体的组成和所述压裂流体混合物中天然气的摩尔分数下将所述压裂流体混合物注入所述储层中，使得所述压裂流体混合物包含气相天然气和液相基础流体，所述液相基础流体在经注入的所述压裂流体混合物进入所述地层时和回收期间完全溶解于所述天然气中。
14.如权利要求13所述的方法，其中，所述压裂流体混合物中天然气的所述摩尔分数介于80mol％至99mol％之间。
15.如权利要求13所述的方法，其中，注入所述压裂流体混合物的注入压力和注入温度能够选择为使得所述压裂流体混合物的温度在所述压裂流体混合物注入井中且在所述储层温度和所述储层压力下时高于临界温度。
16.如权利要求1所述的方法，其中，所述方法还包括：确定所述压裂流体混合物的相包线，所述压裂流体混合物在所述压裂流体混合物中具有经选择的摩尔分数的天然气；以及在经选择的注入压力和注入温度下将所述压裂流体混合物注入所述储层中，使得所述压裂流体混合物包含液相基础流体和气相天然气，所述气相天然气在经注入的所述压裂流体混合物进入所述地层、与所述储层条件平衡时并直至回收前完全溶解于所述基础流体中。
17.如权利要求16所述的方法，还包括在注入后和回收前将井关闭经选择的时间段。
18.如权利要求4所述的方法，其中，所述基础流体还包含支撑剂和增粘剂中的一者或两者。
19.一种使用压裂流体混合物来压裂储层中的地层的方法，所述压裂流体混合物包含天然气和含烃的基础流体，所述方法包括如下步骤：
(a)确定包含所述地层的所述储层的某些储层条件，其中所述某些储层条件包括储层压力、储层温度、压裂压力以及回收压力；
(b)选择在经确定的所述储层条件下在所述地层中的压裂操作期间所述压裂流体混合物的至少一种期望行为，所述期望行为选自：相行为、界面张力、粘度和溶解天然气含量；
(c)确定为实现经选择的所述至少一种期望行为所需的所述压裂流体混合物的性质，经确定的所述性质包括所述压裂流体混合物中含烃的基础流体的组成和所述压裂流体混合物中天然气的摩尔分数；
(d)制备具有经确定的所述性质的所述压裂流体混合物；以及
(e)在经确定的所述储层条件下将所述压裂流体混合物注入所述储层中，使得所述压裂流体混合物在所述压裂操作期间表现出所述期望行为。
20.如权利要求19所述的方法，其中，经选择的所述期望行为是粘度，并且所述方法还包括确定对于所述压裂操作期间所述压裂流体混合物的期望粘度需要的所述压裂流体混合物中天然气的所述摩尔分数。
21.如权利要求19所述的方法，其中，经选择的所述期望行为是表面张力，并且所述方法还包括确定对于所述压裂操作期间所述压裂流体混合物的期望表面张力需要的所述压裂流体混合物中天然气的所述摩尔分数。
22.如权利要求19所述的方法，其中，经选择的所述期望行为是溶解天然气含量，并且所述方法还包括确定对于所述压裂操作期间所述压裂流体混合物的期望溶解天然气含量需要的所述压裂流体混合物中天然气的所述摩尔分数。
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