CN108049858A - 致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法，包括如下步骤：⑴连接地面流程并对所述地面流程进行试压；⑵泵注液态二氧化碳对所述地面流程进行循环冷却；⑶按滑溜水与液态二氧化碳混合→纯液态二氧化碳→交联压裂液→交联压裂液加砂的顺序进行泵注施工；⑷压裂液返排；⑸闷井；⑹放喷测试。其目的是为了提供一种在满足致密油压裂改造的施工需求并保障施工安全的同时，通过液态二氧化碳与常规压裂液相结合，有效地改善压后产能效果，实现压裂工艺目标的致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法。

Description

致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法

技术领域

本发明涉及通过形成裂隙或裂缝从井中开采油、气、水、可溶解或可熔化物质或矿物泥浆的方法或设备，特别是涉及一种致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法。

背景技术

我国致密油资源储量丰富，但由于储层致密，自然产能低，需通过压裂改造释放油井产能，获得工业产量。然而，常规的大规模水基压裂、暂堵转向压裂等技术在致密油井压裂增产改造中收效不明显，其原因包括储层能量不足、地下渗流通道不通畅、入井流体带来的地层伤害、压裂液返排困难和地下原油流动能力不足等。

相比于常规水基压裂技术，二氧化碳压裂技术有如下优势：第一，二氧化碳依靠自身的高压缩系数可为地层补充能量，为压裂后地下原油在地层中渗流补充驱动能量，并可提高其他压裂液的返排，降低压裂液滞留地层导致的伤害；第二，二氧化碳在地层原油中具有较高的溶解度，能够降低地层原油黏度，改善原油流动性；第三，二氧化碳形成的微酸性环境可以抑制黏土矿物的膨胀，起到疏通地层渗流通道的作用；第四，二氧化碳可以抑制地下原油的乳化，缓解乳化油堵。但是，单纯的二氧化碳压裂，也面临如下问题：首先，二氧化碳摩阻较高、粘度较低，造缝能力相对较差，容易导致裂缝空间不足；其次，二氧化碳粘度低导致悬砂能力较差，无法实现高砂比加砂施工，容易导致裂缝导流能力较低，进而引发施工砂堵事故；再次，二氧化碳加砂施工需要昂贵且难以精确控制的密闭混砂装置。

发明内容

有鉴于此，本发明要解决的技术问题是提供一种在满足致密油压裂改造的施工需求并保障施工安全的同时，通过液态二氧化碳与常规压裂液相结合，有效地改善压后产能效果，实现压裂工艺目标的致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法。

本发明致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法，包括如下步骤：

⑴连接地面流程并对所述地面流程进行试压；

⑵泵注液态二氧化碳对所述地面流程进行循环冷却；

⑶按滑溜水与液态二氧化碳混合→纯液态二氧化碳→交联压裂液→交联压裂液加砂的顺序进行泵注施工；

⑷压裂液返排；

⑸闷井；

⑹放喷测试。

本发明致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法，其中所述地面流程包括布置在井口处的用于泵注液态二氧化碳的二氧化碳压裂泵车和用于泵注滑溜水、交联压裂液和压裂支撑剂的常规压裂泵车，所述二氧化碳压裂泵车与二氧化碳储罐之间连接有二氧化碳增压泵，所述二氧化碳增压泵排出口处设置有比例泵，所述比例泵连接二氧化碳减阻剂罐，所述常规压裂泵车上连接有混砂车，所述混砂车外接压裂液罐、压裂支撑剂罐。

所述步骤⑴中，泵注液态二氧化碳的地面流程以液态二氧化碳为试压介质，试压周期30分钟，周期内压力降落低于0.5MPa视为合格；

泵注滑溜水、交联压裂液和压裂支撑剂的地面流程以滑溜水或氮气作为试压介质，试压周期30分钟，周期内压力降落低于0.5MPa视为合格。

所述步骤⑵中循环冷却时，从二氧化碳压裂泵车出口端接管线回至二氧化碳增压泵吸入端，并由二氧化碳增压泵上的分离器排出设备管线冷却时吸热汽化的二氧化碳，以所述分离器中液面高度不低于分离器高度的2/3作为冷却合格的标准。

所述步骤⑶中：

滑溜水与液态二氧化碳混合泵注阶段，滑溜水排量比液态二氧化碳排量大于等于2:1，小于等于3:1；

纯注液态二氧化碳阶段，利用所述比例泵在二氧化碳增压泵排出端添加二氧化碳减阻剂；

交联压裂液工序用液量大于等于该工序与交联压裂液加砂工序用液总量的50％。

所述步骤⑸中闷井时间为7-15天。

本发明致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法利用滑溜水和液态二氧化碳混注大规模高排量注入前置蓄能、纯液态二氧化碳返排蓄能和交联压裂液连续加砂实现了有效提升地层能量、增强地下原油流动的驱动压力和流动性，以及提高压裂液返排效率、提高裂缝导流能力的目的，在实现改造效果需求的同时克服了致密油井单一常规水基压裂增能效果受限、无法提高原油流动性的劣势，也克服了纯二氧化碳压裂对特殊密闭设备的依赖，而且降低了在加砂施工过程中的砂堵风险，提高了工艺实施的可操控性和致密油井压裂改造后的产能效果。

下面结合附图对本发明致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法作进一步说明。

附图说明

图1为本发明致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法的整体流程示意图；

图2为本发明致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法中地面流程布置示意图；

图3为本发明致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法在T油田DH砂岩油藏H井上的应用效果与前期3次常规压裂的效果对比表；

图4为本发明致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法在J油田HEI致密砂岩油藏4口井上的应用效果与4口采用常规压裂的井的效果对比表。

具体实施方式

如图1、图2所示，本发明致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法包括如下步骤：

⑴按照设计准备相应的施工设备和入井材料，具体地，现场准备液态二氧化碳、滑溜水、二氧化碳减阻剂、交联压裂液、压裂支撑剂，然后连接地面流程并对地面流程进行试压，试压不合格需整改，待重新试压合格后进入下一步骤。

具体地，地面流程包括布置在井口1处的用于泵注液态二氧化碳的二氧化碳压裂泵车2和用于泵注滑溜水、交联压裂液和压裂支撑剂的常规压裂泵车3，二氧化碳压裂泵车2与二氧化碳储罐21之间连接有二氧化碳增压泵22，二氧化碳增压泵22排出口处设置有比例泵23，比例泵23连接二氧化碳减阻剂罐24，常规压裂泵车3上连接有混砂车31，混砂车31外接压裂液罐32、压裂支撑剂罐33。

上述步骤⑴中，泵注液态二氧化碳的地面流程以液态二氧化碳为试压介质，试压周期30分钟，周期内压力降落低于0.5MPa视为合格；泵注滑溜水、交联压裂液和压裂支撑剂的地面流程以滑溜水或氮气作为试压介质，试压周期30分钟，周期内压力降落低于0.5MPa视为合格。

⑵泵注液态二氧化碳对地面流程进行循环冷却，冷却结束后进入下一步骤；

该步骤⑵中循环冷却时，从二氧化碳压裂泵车2出口端接管线回至二氧化碳增压泵22吸入端，并由二氧化碳增压泵22上的分离器排出设备管线冷却时吸热汽化的二氧化碳，以分离器中液面高度不低于分离器高度的2/3作为冷却合格的标准。

⑶按滑溜水与液态二氧化碳混合→纯液态二氧化碳→交联压裂液→交联压裂液加砂的顺序进行泵注施工，在施工过程中严格检测施工排量和压力，若出现设备故障需停止泵注整改，待整改完毕继续执行；

该步骤⑶中，滑溜水与液态二氧化碳混合泵注阶段，滑溜水排量比液态二氧化碳排量大于等于2:1，小于等于3:1；

纯注液态二氧化碳阶段，利用比例泵23在二氧化碳增压泵22排出端添加二氧化碳减阻剂；

交联压裂液工序用液量大于等于该工序与交联压裂液加砂工序用液总量的50％。

⑷压裂液返排，泵注施工结束后，待交联压裂液破胶且裂缝闭合后，开井返排压裂液，在返排过程中根据压力情况控制流量返排，待见井口排液时有二氧化碳返出，则停止返排；

⑸闷井，压裂液返排结束后关井闷井，可以开始闷井的标志是压裂液返排率达到30％以上、50％以下且见到二氧化碳返出或压裂液返排率达到50％，闷井时间7-15天，在闷井期间严格检测井口1压力降落速率，若井口1压力降落速率过大可提前终止闷井；

⑹放喷测试，闷井结束后，开井放喷测试，放喷测试过程中严格控制排液流量。

本发明的方法在T油田DH砂岩油藏D井上应用：

DH砂岩油藏属于典型的致密、欠压油藏，D井采用5寸套管射孔完井，射孔后测试不出液，无法释放储层产能，采用本发明方法对D井进行改造，混注前置蓄能阶段混注液态二氧化碳500m³和滑溜水1000m³，总排量4m³/min(其中滑溜水排量2.67m³/min，液态二氧化碳1.33m³/min)，而后注入纯液态二氧化碳200m³，之后采用胍胶压裂液加砂，使用胶液900m³，加入支撑剂90m³。压后6小时内，裂缝闭合且胍胶压裂液破胶完成，开井返排，见二氧化碳返出后，关井进行闷井，共闷井8天。再次开井测试，一个月内累积产液2400m³，平均日产液80m³、产油22.5吨，改造后明显改善地层供液能力并有效提高产量。

本发明的方法在T油田DH砂岩油藏H井上应用：

DH砂岩油藏属于典型的致密、欠压油藏，H井三次常规压裂改造、长期生产后产能降低明显，日产油量不足2吨，采用本发明方法对H井进行重复改造，混注前置蓄能阶段混注液态二氧化碳200m³和滑溜水400m³，总排量4.5m³/min(其中滑溜水排量3.0m³/min，液态二氧化碳1.5m³/min)，而后注入纯液态二氧化碳100m³，之后采用胍胶压裂液加砂，使用胶液582m³，加入支撑剂87.7m³。压后5小时内，裂缝闭合且胍胶压裂液破胶完成，开井返排，见二氧化碳返出后，关井进行闷井，共闷井15天。再次开井测试，一个月内累积产油594吨，平均日产油19.8吨，改造后极大恢复了油井产能，如图3所示，第四次压裂采用本发明的方法，与之前3次通过常规胍胶压裂改造后的效果对比，优势明显。

本发明的方法在J油田HEI致密砂岩油藏4口井上应用：

HEI砂岩油藏属于典型的致密油藏，地层压力系数低(不足0.8)。采用本发明方法对HEI砂岩油藏4口井进行压裂增产改造，并与4口同层位采用大规模滑溜水体积压裂改造的井进行产能效果对比，单井施工规模及压后产能效果对比如图4所示，采用本发明方法改造的井平均单井产量可达采用常规大规模滑溜水体积压裂的井的单井产量的1.6倍。

本发明致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法的有益效果体现在以下几方面：

第一方面，考虑致密油储层地下原油流动阻力较大，采用大规模液态滑溜水结合液态二氧化碳对储层进行蓄能，将二者混合、高排量注入地层，利用滑溜水微可压缩的性质占据储层孔隙空间，提高储层压力，为原油在储层中流动提供足够的驱动压力，并利用二氧化碳的高压缩比特性延缓压后生产过程中的地层压力的衰减，从而提高地下资源的动用程度。

第二方面，考虑二氧化碳由于低粘导致的造缝性能较差、悬砂性能较差的特点，为提高铺砂裂缝的导流并降低施工砂堵风险，采用常规交联压裂液体系，利用其高粘度特性制造主通道裂缝，为后续加砂提供足够的空间，并利用其较强的携砂能力提高加砂浓度，从而获得高导流裂缝主通道。

第三方面，考虑避免交联压裂液体系过长时间滞留地下造成伤害，为提高交联压裂液的返排率，在交联压裂液注入之前采用纯液态二氧化碳进行前置泵注，为返排蓄能，从而提高交联压裂液的返排程度、降低其对地层的伤害。

第四方面，考虑二氧化碳摩阻较高，滑溜水和液态二氧化碳混注蓄能阶段，滑溜水排量比液态二氧化碳排量遵循大于等于2:1，在纯注液态二氧化碳阶段添加二氧化碳减阻剂以降低摩阻、维持高排量。

第五方面，考虑减少交联压裂液对于地层的伤害，在施工结束之后，待交联压裂液破胶且裂缝闭合，迅速开井返排，尽快排出交联压裂液。

第六方面，考虑二氧化碳与地下原油的充分作用、提高降粘、增能效率，在交联压裂液排液结束之后，关井7-15天，待二氧化碳与原油充分作用后再开井放喷、测试、投产。

总之，本发明的方法实现了致密油储层能量提高、地下渗流通道疏通、地下原油流动性提高和高导流能力的裂缝主通道的搭建，从而极大地提高了致密油井压裂后的产能效果。

以上所述的实施例仅仅是对本发明的优选实施方式进行描述，并非对本发明的范围进行限定，在不脱离本发明设计精神的前提下，本领域普通技术人员对本发明的技术方案作出的各种变形和改进，均应落入本发明权利要求书确定的保护范围内。

Claims (6)

1.致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法，其特征在于：包括如下步骤：

⑴连接地面流程并对所述地面流程进行试压；

⑵泵注液态二氧化碳对所述地面流程进行循环冷却；

⑶按滑溜水与液态二氧化碳混合→纯液态二氧化碳→交联压裂液→交联压裂液加砂的顺序进行泵注施工；

⑷压裂液返排；

⑸闷井；

⑹放喷测试。

2.根据权利要求1所述的致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法，其特征在于：所述地面流程包括布置在井口(1)处的用于泵注液态二氧化碳的二氧化碳压裂泵车(2)和用于泵注滑溜水、交联压裂液和压裂支撑剂的常规压裂泵车(3)，所述二氧化碳压裂泵车(2)与二氧化碳储罐(21)之间连接有二氧化碳增压泵(22)，所述二氧化碳增压泵(22)排出口处设置有比例泵(23)，所述比例泵(23)连接二氧化碳减阻剂罐(24)，所述常规压裂泵车(3)上连接有混砂车(31)，所述混砂车(31)外接压裂液罐(32)、压裂支撑剂罐(33)。

3.根据权利要求2所述的致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法，其特征在于：所述步骤⑴中，泵注液态二氧化碳的地面流程以液态二氧化碳为试压介质，试压周期30分钟，周期内压力降落低于0.5MPa视为合格；

泵注滑溜水、交联压裂液和压裂支撑剂的地面流程以滑溜水或氮气作为试压介质，试压周期30分钟，周期内压力降落低于0.5MPa视为合格。

4.根据权利要求3所述的致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法，其特征在于：所述步骤⑵中循环冷却时，从二氧化碳压裂泵车(2)出口端接管线回至二氧化碳增压泵(22)吸入端，并由二氧化碳增压泵(22)上的分离器排出设备管线冷却时吸热汽化的二氧化碳，以所述分离器中液面高度不低于分离器高度的2/3作为冷却合格的标准。

5.根据权利要求4所述的致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法，其特征在于：所述步骤⑶中：

滑溜水与液态二氧化碳混合泵注阶段，滑溜水排量比液态二氧化碳排量大于等于2:1，小于等于3:1；

纯注液态二氧化碳阶段，利用所述比例泵(23)在二氧化碳增压泵(22)排出端添加二氧化碳减阻剂；

交联压裂液工序用液量大于等于该工序与交联压裂液加砂工序用液总量的50％。

6.根据权利要求5所述的致密油井二氧化碳前置蓄能复合加砂压裂方法，其特征在于：所述步骤⑸中闷井时间为7-15天。