CN105888641A - 一种二氧化碳-减阻水复合压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种二氧化碳‑减阻水复合压裂方法。该方法包括以下步骤：向地层中注入液态二氧化碳压裂液；一段时间后，停止注入液态二氧化碳压裂液，然后注入未添加支撑剂的减阻水压裂液；一段时间后，停止注入未添加支撑剂的减阻水压裂液，然后注入携带支撑剂的减阻水压裂液，一段时间后停止注入。该方法通过在各个注入阶段不同体系压裂液的做法，合理利用不同压裂液的特殊性能，达到扩大裂缝缝网规模、沟通地层原生裂缝、增强裂缝成效、改善地层的渗流环境、提高油气产能的效果，将该二氧化碳‑减阻水复合压裂工艺应用于低渗透油气层，能够提高单井产量，从而有效解决了低渗透油气层传统压裂提升产能效果不好的难题。
Description
技术领域
本发明涉及油田勘探开发井下作业技术中的一种油井压裂工艺，具体的说是一种二氧化碳-减阻水复合压裂方法，属于石油天然气技术领域。
背景技术
随着世界工业水平的发展，各国对于石油天然气的需求量都在逐渐增加，为提高产量，对于低渗透地层的开采已经排在越来越重要的位置。诚然，近些年来常规压裂技术的发展与应用已经获得了不错的增产效果，但现阶段人们不得不重视到常规压裂技术的一些不足之处。
常规压裂技术的不足之处主要包括以下几点：一是主要的常规压裂需要用到大量的水，对含有大量黏土矿物的水敏性地层会造成永久性的伤害；二是残留于地层的水体会发生水锁效应，增大原油开采难度；三是常规压裂得到的裂缝多为单一主裂缝，没有形成复杂缝网，从而增产效果差；四是压裂液残渣会对地层造成伤害；五是常规压裂用到的压裂液黏度较高，为达到较好的返排率，破胶会比较困难。在现阶段二氧化碳压裂技术已经在理论与实施中得到成功拓展的情况下，考虑传统与新型的复合压裂不失为一种扬长避短的好方法。
发明内容
本发明的目的在于提供一种二氧化碳-减阻水复合压裂方法，该压裂方法能够提高低渗透油气藏的产能并且克服传统压裂技术上的不足之处。
为达到上述目的，本发明提供了一种二氧化碳-减阻水复合压裂方法，其包括以下步骤：
(1)向地层中注入液态二氧化碳压裂液；
(2)一段时间后，停止注入液态二氧化碳压裂液，然后注入未添加支撑剂的减阻水压裂液；
(3)一段时间后，停止注入未添加支撑剂的减阻水压裂液，然后注入携带支撑剂的减阻水压裂液，一段时间后停止注入。
根据本发明的具体实施方式，优选地，上述方法还包括步骤(4)：压裂一段时间后，对注入地层的液态二氧化碳压裂液进行回收以便再利用。
在上述方法中，优选地，步骤(1)中液态二氧化碳压裂液的注入速度为5～10m3/min，注入量为280～450m3，注入压力控制在50～53MPa。更优选地，步骤(1)中液态二氧化碳压裂液的注入速度为6.5～7.5m3/min，注入量为300～330m3，注入压力控制在50～53MPa。
在上述方法中，优选地，步骤(1)中的液态二氧化碳压裂液可以为100％纯度的液态二氧化碳。
根据本发明的具体实施方式，优选地，上述方法在步骤(1)之前还包括步骤(1)-1：利用液态二氧化碳压裂液挤出井筒内的液体，避免污染地层。该步骤注入的液态二氧化碳压裂液的量较小，可以控制在0.5～0.7m3。
在上述方法中，优选地，步骤(2)中未添加支撑剂的减阻水压裂液的注入速度为2～3m3/min，注入量为15～20m3，注入压力控制在9～13MPa。更优选地，步骤(2)中未添加支撑剂的减阻水压裂液的注入速度为2.4～2.6m3/min，注入量为16～17m3，注入压力控制9～13MPa。
在上述方法中，优选地，以所述未添加支撑剂的减阻水压裂液的总重量为基准，步骤(2)中的未添加支撑剂的减阻水压裂液的原料组成包括：0.010～0.015％的减阻剂、0.020～0.040％的表面活性剂、0.050％～0.100％的黏土稳定剂、0.030～0.050％的阻垢剂、0.005～0.008％的杀菌剂以及99％以上的水。更优选地，所述减阻剂包括聚丙烯酰胺(其分子量优选为5×106～7×106，并且优选非离子聚丙烯酰胺和/或阳离子聚丙烯酰胺)等，所述表面活性剂包括乙氧基化醇等，所述粘土稳定剂包括季铵盐型粘土稳定剂(例如PTA粘土稳定剂、季铵盐侧链型阳离子聚合物、季铵盐杂环型阳离子聚合物等中的一种或几种的组合)等，所述阻垢剂包括有机膦酸盐(例如：氨基三甲叉膦酸四钠(ATMP·Na4)和/或羟基乙叉二膦酸四钠(HEDP·Na4)等)等，所述杀菌剂包括2,2-二溴-3-氮川丙酰胺(DBNPA)、四羟甲基硫酸磷(THPS)和棉隆等中的一种或几种的组合。在本发明的减阻水压裂液中，除了包含上述原料组成外，还可以含有减阻水压裂液常规使用的其他添加剂，在本文中不多做赘述。
在上述方法中，优选地，步骤(3)中携带支撑剂的减阻水压裂液的注入速度为2～3m3/min，注入量为40～48m3，注入压力控制在9～13MPa。更优选地，步骤(3)中携带支撑剂的减阻水压裂液的注入速度为2.4～2.6m3/min，注入量为42.0～43.5m3，注入压力控制在9～13MPa。
在上述方法中，优选地，以所述携带支撑剂的减阻水压裂液的总重量为基准，步骤(3)中的携带支撑剂的减阻水压裂液中的支撑剂的含量为15％-28％。更优选地，所述支撑剂包括陶粒和/或覆膜砂等；尤为优选地，所述支撑剂包括超低密度陶粒支撑剂和/或超低密度覆膜砂支撑剂等。该携带支撑剂的减阻水压裂液中的减阻水压裂液的原料组成可以与步骤(2)中的相同。
在上述方法中，优选地，所述地层包括低渗透地层(在本发明中也可称为低渗透油气层)。
本发明提供的二氧化碳-减阻水复合压裂方法主要具有以下有益效果：
(1)CO2是一种非极性分子，不仅与地层配伍性好，还可与原油混相，大大降低原油的流动阻力；CO2溶于水，生成弱酸性碳酸，能抑制黏土膨胀；液态CO2在地层气化膨胀将大大增加地层能量，同时易于返排；液态CO2压裂液不能压裂出主裂缝，但善于压出复杂的细小裂缝，易于形成复杂缝网；本发明采用的液态CO2压裂液不使用添加剂，很环保；CO2可以吸附置换出岩壁上的天然气，提高天然气的产量。
(2)减阻水压裂液中添加剂很少，即减少了对环境、地层的伤害与污染，又大大降低了压裂液成本；减阻水具有较低的黏度以及施工时的较高泵入速率，能够产生复杂度更高体积更大的裂缝网络。
(3)单纯的液态CO2压裂液与减阻水压裂液都具有不可忽视的缺点。液态CO2黏度太低，会导致挟砂能力差，以及在地层中滤失速度快；液态CO2易于气化，所以加砂规模受限。减阻水压裂液携砂能力差，用水量大，且水会对水敏性地层造成伤害。液态CO2压裂液与减阻水的复合运用在很大程度上可以减缓这些缺点造成的影响，且优势互补。前期利用液态二氧化碳粘度低、流动性好的特点，最大幅度沟通储层微裂缝形成裂缝网络；随后利用减阻水摩阻低、流动性较好、泵入排量高的特点，促使裂缝网络进一步延伸，缝网更长、缝宽更宽；最后利用大排量注入条件下减阻水携砂效果较好的特点，将支撑剂带入裂缝网络中，实现对缝网的支撑。最后形成的压裂成果会很好地将井筒与储层利用复杂的裂缝网络连接起来，且一定程度上减少了用水，减少了地层伤害。
综上所述，本发明提供了一种二氧化碳-减阻水复合压裂工艺。该工艺应用先注入液态二氧化碳压裂液破裂地层，再注入减阻水压裂液延伸拓宽裂缝，最后注入携砂的减阻水压裂液以支撑裂缝的思路，可以有效在地层形成较为复杂的裂缝网络，一定程度上减少水资源的使用，并直观地得到良好的裂缝效果以增加产量。本发明的二氧化碳-减阻水复合压裂方法采用了二氧化碳压裂液与减阻水压裂液相结合的工艺，以不同阶段注入不同液体体系的压裂开发思路，通过在各个注入阶段不同体系压裂液的做法，合理利用不同压裂液的特殊性能，达到扩大裂缝缝网规模、沟通地层原生裂缝、增强裂缝成效、改善地层的渗流环境、提高油气产能的效果，将该二氧化碳-减阻水复合压裂工艺应用于低渗透油气层，能够提高单井产量，从而有效解决了低渗透油气层传统压裂提升产能效果不好的难题。
附图说明
图1a、图1b和图1c为采用本发明提供的二氧化碳-减阻水复合压裂方法得到的地层裂缝示意图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
本发明提供了一种二氧化碳-减阻水复合压裂方法，该方法采用的工作液主要分为未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液，未添加支撑剂的减阻水压裂液以及添加支撑剂的减阻水压裂液三种类型；然后根据压裂不同阶段的目的，选用不同的压裂液类型。
该方法包括以下步骤：
(1)向地层中注入液态二氧化碳压裂液，使储层岩石憋压直至破裂，利用二氧化碳粘度低，流动好的特点，最大幅度地沟通储层微裂缝形成裂缝网络(不形成主裂缝)，同时可以起到增加地层能量的作用，如图1a所示；
(2)一段时间后，停止注入液态二氧化碳压裂液，然后注入未添加支撑剂的减阻水压裂液，利用减阻水压裂液摩阻低、流动性较好、泵入排量高的特点，促使裂缝网络进一步延伸，缝网更长、缝宽更宽，如图1b所示；
(3)一段时间后，停止注入未添加支撑剂的减阻水压裂液，然后注入携带支撑剂的减阻水压裂液，将支撑剂带入裂缝网络中，实现对缝网的支撑，如图1c所示，一段时间后停止注入；
(4)压裂一段时间后，对注入地层的液态二氧化碳压裂液进行回收以便再利用。
以下采用具体实施例对本发明的技术方案进行详细说明。
实施例1
本实施例提供了一种二氧化碳-减阻水复合压裂方法，该方法采用的工作液分为未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液，未添加支撑剂的减阻水压裂液以及添加支撑剂的减阻水压裂液三种类型。其中，该液态二氧化碳压裂液为100％纯度的液态二氧化碳。该未添加支撑剂的减阻水压裂液的原料组成为(以该压裂液的总重量为基准)：0.010％的分子量为6×106的阳离子聚丙烯酰胺、0.020％的乙氧基化C16-18醇、0.050％的PTA粘土稳定剂、0.050％的羟基乙叉二膦酸四钠、0.007％的2,2-二溴-3-氮川丙酰胺(DBNPA)以及水余量。该添加支撑剂的减阻水压裂液采用上述未添加支撑剂的减阻水压裂液以及支撑剂制备得到，其中的支撑剂含量为20％(以所述添加支撑剂的减阻水压裂液的总重量为基准)，该支撑剂选用轻质陶瓷支撑剂—LWC支撑剂。
该方法包括以下步骤：
(1)先使用液态二氧化碳压裂液以0.5～0.7m3的施工排量挤出井筒内的液体，避免污染地层；
(2)将液态二氧化碳压裂液以较高排量注入到地层中，注入速度为6.9～7.1m3/min，注入压力控制在50～53MPa，共注入306m3，使储层岩石憋压直至破裂，并最大幅度地沟通储层微裂缝形成裂缝网络；
(3)停止注入液态二氧化碳压裂液，然后注入未添加支撑剂的减阻水压裂液，注入速度为2.4～2.6m3/min，注入压力控制9～13MPa，排量为16m3，利用减阻水压裂液摩阻低、流动性较好、泵入排量高的特点，促使裂缝网络进一步延伸，缝网更长、缝宽更宽；
(4)停止注入未添加支撑剂的减阻水压裂液，然后注入携带支撑剂的减阻水压裂液，注入速度为2.4～2.6m3/min，注入压力控制在9～13MPa，注入量为43.3m3，将支撑剂带入裂缝网络中，实现对缝网的支撑；
(5)压裂一段时间后，在生产前回收压裂液，对注入地层的液态二氧化碳压裂液进行回收再利用。
在利用本实施例的二氧化碳-减阻水复合压裂方法进行压裂前，该储层是采用上述的减阻水压裂液进行压裂，利用本实施例的二氧化碳-减阻水复合压裂方法进行压裂后，发现压裂液的最终返排率提高了37％，产油量也由最初的3.6t/d，增加到7.5t/d。
实施例2
本实施例提供了一种二氧化碳-减阻水复合压裂方法，该方法采用的工作液分为未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液，未添加支撑剂的减阻水压裂液以及添加支撑剂的减阻水压裂液三种类型。其中，该液态二氧化碳压裂液为100％纯度的液态二氧化碳。该未添加支撑剂的减阻水压裂液的原料组成为(以该压裂液的总重量为基准)：0.015％的分子量为6×106的阳离子聚丙烯酰胺、0.040％的乙氧基化C16-18醇、0.080％的PTA粘土稳定剂、0.030％的氨基三甲叉膦酸四钠、0.005％的四羟甲基硫酸磷(THPS)以及水余量。该添加支撑剂的减阻水压裂液采用上述未添加支撑剂的减阻水压裂液以及支撑剂制备得到，其中的支撑剂含量为25％(以所述添加支撑剂的减阻水压裂液的总重量为基准)，该支撑剂选用超低密度覆膜砂支撑剂。
该方法包括以下步骤：
(1)先使用液态二氧化碳压裂液以0.5～0.7m3的施工排量挤出井筒内的液体，避免污染地层；
(2)将液态二氧化碳压裂液以较高排量注入到地层中，注入速度为6.9～7.1m3/min，注入压力控制在50～53MPa，共注入320m3，使储层岩石憋压直至破裂，并最大幅度地沟通储层微裂缝形成裂缝网络；
(3)停止注入液态二氧化碳压裂液，然后注入未添加支撑剂的减阻水压裂液，注入速度为2.4～2.6m3/min，注入压力控制9～13MPa，排量为17m3，利用减阻水压裂液摩阻低、流动性较好、泵入排量高的特点，促使裂缝网络进一步延伸，缝网更长、缝宽更宽；
(4)停止注入未添加支撑剂的减阻水压裂液，然后注入携带支撑剂的减阻水压裂液，注入速度为2.4～2.6m3/min，注入压力控制在9～13MPa，注入量为42.5m3，将支撑剂带入裂缝网络中，实现对缝网的支撑；
(5)压裂一段时间后，在生产前回收压裂液，对注入地层的液态二氧化碳压裂液进行回收再利用。
在利用本实施例的二氧化碳-减阻水复合压裂方法进行压裂前，该储层是采用上述的减阻水压裂液进行压裂，利用本实施例的二氧化碳-减阻水复合压裂方法进行压裂后，发现压裂液的最终返排率提高了39％，产油量也由最初的3.6t/d，增加到7.7t/d。
Claims (10)
1.一种二氧化碳-减阻水复合压裂方法，其包括以下步骤：
(1)向地层中注入液态二氧化碳压裂液；
(2)一段时间后，停止注入液态二氧化碳压裂液，然后注入未添加支撑剂的减阻水压裂液；
(3)一段时间后，停止注入未添加支撑剂的减阻水压裂液，然后注入携带支撑剂的减阻水压裂液，一段时间后停止注入。
2.根据权利要求1所述的二氧化碳-减阻水复合压裂方法，其还包括步骤(4)：压裂一段时间后，对注入地层的液态二氧化碳压裂液进行回收以便再利用。
3.根据权利要求1所述的二氧化碳-减阻水复合压裂方法，其中，步骤(1)中液态二氧化碳压裂液的注入速度为5～10m3/min，注入量为280～450m3，注入压力控制在50～53MPa。
4.根据权利要求1所述的二氧化碳-减阻水复合压裂方法，其中，步骤(1)中的液态二氧化碳压裂液为100％纯度的液态二氧化碳。
5.根据权利要求1所述的二氧化碳-减阻水复合压裂方法，其中，步骤(2)中未添加支撑剂的减阻水压裂液的注入速度为2～3m3/min，注入量为15～20m3，注入压力控制在9～13MPa。
6.根据权利要求1所述的二氧化碳-减阻水复合压裂方法，其中，以所述未添加支撑剂的减阻水压裂液的总重量为基准，步骤(2)中的未添加支撑剂的减阻水压裂液的原料组成包括：0.010～0.015％的减阻剂、0.020～0.040％的表面活性剂、0.050％～0.100％的黏土稳定剂、0.030～0.050％的阻垢剂、0.005～0.008％的杀菌剂以及99％以上的水。
7.根据权利要求6所述的二氧化碳-减阻水复合压裂方法，其中，所述减阻剂包括聚丙烯酰胺；所述表面活性剂包括乙氧基化醇；所述粘土稳定剂包括季铵盐型粘土稳定剂；所述阻垢剂包括有机膦酸盐；所述杀菌剂包括2,2-二溴-3-氮川丙酰胺、四羟甲基硫酸磷和棉隆中的一种或几种的组合。
8.根据权利要求1所述的二氧化碳-减阻水复合压裂方法，其中，步骤(3)中携带支撑剂的减阻水压裂液的注入速度为2～3m3/min，注入量为40～48m3，注入压力控制在9～13MPa。
9.根据权利要求1所述的二氧化碳-减阻水复合压裂方法，其中，以所述携带支撑剂的减阻水压裂液的总重量为基准，步骤(3)中的携带支撑剂的减阻水压裂液中的支撑剂的含量为15％-28％。
10.根据权利要求1或9所述的二氧化碳-减阻水复合压裂方法，其中，所述支撑剂包括陶粒和/或覆膜砂；优选地，所述支撑剂包括超低密度陶粒支撑剂和/或超低密度覆膜砂支撑剂。
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