CN108071378B - 一种适用于致密油气藏的co2泡沫压裂方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种适用于致密油气藏的CO2泡沫压裂方法，其包括以下步骤：(1)、根据储层参数和区块井网井距，选准输入参数，再预测不同裂缝长度以及不同导流能力参数下的产能变化情况，得到最优裂缝长度与裂缝导流，进而优化压裂施工规模；(2)、根据工艺需求、压后返排及生产需求，确定压裂施工管柱，并结合已施工邻井情况，进行施工压力预测，进而优化施工排量；再优化相关施工参数，完成单井优化设计；(3)、将CO2清洁泡沫压裂液体系注入井筒，进行CO2泡沫压裂施工。本发明的该方法可以有效提高“三低”致密油气藏的单井有效改造体积，增加地层能量，实现快速自喷返排，减少压裂液用量，降低液体对地层的伤害，提高单井产能。

Description

一种适用于致密油气藏的CO2泡沫压裂方法
技术领域
本发明涉及一种适用于致密油气藏的CO2泡沫压裂方法，属于石油开采技术领域。
背景技术
储层压裂改造作为国内外开发致密储层的关键技术，已经得到了广泛应用，并且常规压裂工艺已取得较大突破，但是常规压裂存在返排率低、液体对地层伤害大、采出程度较低等难题，且压裂手段比较单一，未从地质-油藏-水力学耦合角度综合考虑。同时，常规胍胶压裂液对地层伤害大，交联之后呈碱性，不能与CO2同时使用。
因此，本领域亟需提供一种适用于致密油气藏的CO2泡沫压裂方法。
发明内容
为了解决上述的缺点和不足，本发明的目的在于提供一种清洁压裂液。
本发明的目的还在于提供一种适用于致密油气藏的CO2泡沫压裂方法。
为达到上述目的，本发明提供了一种清洁压裂液，其由基液及酸性交联剂反应得到，以该基液的总重量为100％计，所述酸性交联剂的用量为0.5-0.7wt％；
其中，以水的总重量为100％计，所述基液包含0.25-0.4wt％的稠化剂、0.4-0.5wt％的起泡剂、0.1-0.4wt％调理剂及水余量。
根据本发明所述的清洁压裂液，优选地，所述稠化剂包括低分子两性聚丙烯酰胺。
根据本发明所述的清洁压裂液，优选地，所述低分子两性聚丙烯酰胺由丙烯酰胺、双丙烯酰胺及季铵盐在常温水溶液中聚合而成，其中，丙烯酰胺、双丙烯酰胺、季铵盐的质量比为8-12:5-8:1-2。
根据本发明所述的清洁压裂液，优选地，所述调理剂包括柠檬酸钠和乳酸钠的水溶液，柠檬酸钠、乳酸钠的质量比为6-8:4-2。其中，该柠檬酸钠和乳酸钠的水溶液是将柠檬酸钠、乳酸钠溶解于常温水中所得。
根据本发明所述的清洁压裂液，优选地，所述酸性交联剂由氧氯化锆、三乙醇胺、氯化铁及氯化铝反应得到。
根据本发明所述的清洁压裂液，优选地，该酸性交联剂的制备方法具体包括以下步骤：
将50-80重量份的水和3-5重量份的三乙醇胺、4-8重量份的氯化铁、3-7重量份的氯化铝混合均匀后加热，待体系温度升至60℃以上，再缓慢加入10-20重量份的氧氯化锆；保持体系温度为60-65℃，反应6-7h，最后将反应所得产物冷却至室温。
根据本发明所述的清洁压裂液，其中，所用起泡剂为本领域使用的常规起泡剂，本领域技术人员可以根据现场作业需要合理选择具体的起泡剂，只要保证可以实现本发明的目的即可，如在本发明具体实施方式中，所用起泡剂为复合表面活性剂。
其中，所述调理剂可以控制酸性交联状态及时间；且所述稠化剂、起泡剂、调理剂及酸性交联剂的用量按照目的储层温度及其他压裂工艺要求适当调整，但是需要保证在本申请限定的范围内。
本发明还提供一种适用于致密油气藏的CO2泡沫压裂方法，其包括以下步骤：
(1)、根据储层参数和区块井网井距，选准输入参数，再预测不同裂缝长度以及不同导流能力参数下的产能变化情况，得到最优裂缝长度与裂缝导流，进而优化压裂施工规模(压裂施工总液量、总砂量)；
(2)、根据工艺需求、压后返排及生产需求，确定压裂施工管柱，并结合已施工邻井情况，进行施工压力预测，进而优化施工排量；再优化相关施工参数，完成单井优化设计；
(3)、将CO2清洁泡沫压裂液体系注入井筒，进行CO2泡沫压裂施工。
根据本发明所述的方法，优选地，步骤(1)中所述输入参数包括地层参数、岩石力学参数以及井筒数据。
根据本发明所述的方法，优选地，步骤(1)中所述预测不同裂缝长度以及不同导流能力参数下的产能变化情况，包括：采用Fracpro PT三维压裂软件、Meyer软件或GOHFER软件预测不同裂缝长度以及不同导流能力参数下的产能变化情况。
根据本发明所述的方法，优选地，步骤(1)中所述最优裂缝长度为两井井距的一半。
根据本发明所述的方法，优选地，步骤(2)中所述根据工艺需求、压后返排及生产需求，确定压裂施工管柱，包括：采用环空压裂，使用小油管，以增加环空面积，压后采用小油管排液。其中，采用环空压裂，使用小油管可以有效减小管柱摩阻，降低施工压力；压后采用小油管排液可以增加排液能力。
根据本发明所述的方法，优选地，步骤(2)中所述优化施工排量，包括：根据压裂施工管柱所确定的最高施工限压优化施工排量。
根据本发明所述的方法，优选地，所述最高施工限压为5-10MPa。并且最高施工压力需要小于施工管柱的最高限压(5-10MPa)。
根据本发明所述的方法，具体地，步骤(2)中所述优化相关施工参数，包括采用Fracpro PT三维压裂软件、Meyer软件或GOHFER软件模拟优化相关施工参数。
根据本发明所述的方法，优选地，所述施工参数包括前置液比例、CO2与清洁压裂液排量、不同阶段泡沫质量、总体泡沫质量、携砂液砂比、混合液砂比及加砂程序。
根据本发明所述的方法，优选地，步骤(3)中所述CO2清洁泡沫压裂液体系包括液态CO2和清洁压裂液，其中，以该CO2清洁泡沫压裂液体系的总重量计，泡沫含量为30-70wt％。
根据本发明所述的方法，优选地，以该CO2清洁泡沫压裂液体系的总重量为100％计，步骤(3)所述CO2泡沫压裂施工的前置液阶段的泡沫含量为50-70wt％；携砂液阶段的泡沫含量为30-40wt％。
根据本发明所述的方法，整个施工过程采用变排量施工，前置液阶段CO2排量高，清洁压裂液排量低，形成高泡沫质量，泡沫质量达到50-70％，可有效造缝，并且使缝网更加复杂；携砂液阶段降低CO2排量，提高清洁压裂液排量，泡沫质量达到30-40％，增加携砂效果，有助于提高整体加砂强度。本发明所提供的方法在不同阶段所需控制的泡沫重量含量不同，以此可以保持CO2泡沫压裂的整体水平，也为施工提供了稳定的工作状态，便于现场控制措施的调整。
本发明所提供的清洁压裂液可以与液态CO2和超临界CO2相适应，其具有稠化剂使用浓度低、无残渣、低伤害、对地层污染少及破岩能力强等特点；此外，该清洁压裂液与液态CO2在井筒内形成泡沫压裂液，通过加入的调理剂、酸性交联剂产生的交联作用，形成的冻胶携砂效果好，高温耐剪切，可有效提高砂浓度，保证施工安全以及压后效果。
与现有技术相比，本发明所提供方法的有益效果在于：通过将CO2以液体形式在压裂时注入地层，压后CO2在地层条件下扩散，CO2泡沫体积增加(1m3CO2液体在常温常压下气化体积为546m3，加上CO2泡沫的界面张力是清水的20％-30％)，造缝能力要优于常规压裂液，同时可快速、较彻底的排出裂缝内的压裂液，返排时降低井筒液体密度，形成较大生产压差，提高了放喷时返排量，同时提高了压裂液放喷速度，缩短了试气周期。清洁泡沫压裂液注入量少，对地层伤害小，实现了储层低伤害压裂改造，提高了单井产能。
本发明所提供的方法可以有效提高“三低”致密油气藏的单井有效改造体积，增加地层能量，实现快速自喷返排，减少压裂液用量，降低液体对地层的伤害，提高单井产能。
附图说明
图1为本发明实施例所提供的适用于致密油气藏的CO2泡沫压裂方法工艺流程图；
图2为本发明应用例中苏X-X-X井的施工曲线图。
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，现结合以下具体实施例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。
实施例
本实施例提供了一种适用于致密油气藏的CO2泡沫压裂方法，该方法工艺流程图如图1所示，从图1中可以看出，其包括：
步骤S101：根据储层参数和区块井网井距，选准输入参数，采用三维压裂设计软件预测出不同裂缝长度以及不同导流能力参数下的产能变化情况，优选最优缝长与裂缝导流，进而优化压裂施工规模；
步骤S102：根据工艺需求和压后返排及生产需求，优选压裂施工管柱，结合已施工邻井情况，进行施工压力预测，进而优化施工排量；
步骤S103：通过三维压裂设计软件模拟优化相关施工参数，包括前置液比例、 CO2与清洁压裂液排量、不同阶段泡沫质量、总体泡沫质量、携砂液砂比、混合液砂比、加砂程序等；
步骤S104：在施工规模优选及相关施工参数优化的基础上，完成单井优化设计；
步骤S105：将CO2清洁泡沫压裂液体系注入井筒，进行CO2泡沫压裂施工。所述CO2清洁泡沫压裂液体系包括液态CO2和清洁压裂液，其中，以该CO2清洁泡沫压裂液体系的总重量计，泡沫含量为30-70wt％；
步骤S106：本实施例中所用清洁压裂液为可以与液态CO2和超临界CO2相适应的清洁泡沫压裂液体系。该清洁压裂液由基液及酸性交联剂反应得到，以该基液(1t) 的总重量为100％计，所述酸性交联剂的用量为0.6wt％；
所述酸性交联剂由氧氯化锆、三乙醇胺、氯化铁及氯化铝反应得到，其制备方法具体包括以下步骤：
将60重量份的水和4重量份的三乙醇胺、6重量份的氯化铁、6重量份的氯化铝混合均匀后加热，待体系温度升至60℃以上，再缓慢加入15重量份的氧氯化锆；保持体系温度为60-65℃，反应6.5h，最后将反应所得产物冷却至室温；
其中，以水的总重量(1t)为100％计，所述基液包含0.4％的稠化剂、0.4％的起泡剂(选自复合表面活性剂)、0.2％的调理剂及水；
所述稠化剂为低分子两性聚丙烯酰胺，该低分子两性聚丙烯酰胺由丙烯酰胺、双丙烯酰胺及季铵盐在常温水溶液中聚合而成，其中，丙烯酰胺、双丙烯酰胺、季铵盐的质量比为10:8:2；
所述调理剂为柠檬酸钠和乳酸钠的水溶液，其中，柠檬酸钠、乳酸钠的质量比为8:2。该柠檬酸钠和乳酸钠的水溶液是将柠檬酸钠、乳酸钠溶解于常温水中所得。
下面举一个例子说明致密油气藏CO2泡沫压裂施工方案。
应用例
苏X-X-X井的射孔井段为3446-3452m，孔隙度为10.3％，渗透率为10-3μm2，含气饱和度为65.4％，解释为气层。
首先进行施工压力预测，根据施工压力预测结果，设计总排量为4.0-4.5m3/min，预计施工压力为38-60MPa，平衡压为10-25.0MPa。其中，不同排量下的井口施工压力数据如表1所示。
表1
Figure BDA0001529796890000051
Figure BDA0001529796890000061
其次，输入地层参数、岩石力学参数以及井筒数据，使用Fracpro PT三维压裂软件模拟计算得到裂缝参数，如表2所示。
表2
Figure BDA0001529796890000062
优化完裂缝参数之后，得到施工规模和施工参数，如表3所示。
表3
Figure BDA0001529796890000063
于2017年4月27日施工，共注入清洁压裂液305.8m3，液态CO2255m3，加入 20-40目支撑剂37.6m3，施工总排量为4.0-4.3m3/min，CO2排量为2.5-1.5m3/min，压裂液排量为1.2-3.6m3/min，施工平均砂比为22.2％。施工曲线图如图2所示，图2中，套压及油压的单位均为MPa；总排量、液态CO2排量及压裂液排量(液体排量)的单位均为m3/min。
前置液阶段，CO2排量为2.5-2.0m3/min，清洁压裂液排量为1.5-2.0m3/min，此阶段为高泡沫质量阶段，造缝效果好，同时尽量多注入CO2；携砂液阶段，CO2排量为2.0-1.5m3/min，清洁压裂液排量为2.0-3.5m3/min，此阶段泡沫质量降低，清洁压裂液排量增加，主要依靠液体排量提高加砂效果，这种设计思路，可以保持CO2泡沫压裂的整体水平，也为施工提供稳定的工作状态，便于现场控制措施的调整。
临界流量求产，针型阀1/3-1/4圈控制，油压17.5-16.3MPa，套压17.5-16.5MPa，孔板20mm，上流压力1.22-0.53MPa，上流温度-2-15℃，橘黄色火焰长3-5m，无液，折日产气量8.0041-3.7532×104m3/d。16:00-24:00临界流量求产(19:00-21:00测流压梯度)，针型阀1/4圈控制，油压16.3-16.1MPa，套压16.5-16.2MPa，孔板20mm，上流压力0.50-0.53MPa，上流温度15-8℃，橘黄色火焰长3-4m，无液，折日产气量 3.7532-3.587×104m3/d，00:00-07:00关井，试气结束。
该井压后压力扩散极快，待CO2排出地层后压力快速恢复，对比该地区物性相近的邻井，无论是从返排率还是测试产量来看，苏X-X-X井效果都要优于邻井。计算无阻流量为131.1372×104m3/d。
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (10)

1.一种清洁压裂液，其由基液及酸性交联剂反应得到，以该基液的总重量为100％计，所述酸性交联剂的用量为0.5-0.7wt％；
其中，以水的总重量为100％计，所述基液包含0.25-0.4wt％的稠化剂、0.4-0.5wt％的起泡剂、0.1-0.4wt％调理剂及水余量；
所述稠化剂为低分子两性聚丙烯酰胺，该低分子两性聚丙烯酰胺由丙烯酰胺、双丙烯酰胺及季铵盐在常温水溶液中聚合而成，其中，丙烯酰胺、双丙烯酰胺、季铵盐的质量比为8-12:5-8:1-2；
所述调理剂包括柠檬酸钠和乳酸钠的水溶液，柠檬酸钠、乳酸钠的质量比为6-8:4-2；
所述酸性交联剂由氧氯化锆、三乙醇胺、氯化铁及氯化铝反应得到；该酸性交联剂的制备方法具体包括以下步骤：
将50-80重量份的水和3-5重量份的三乙醇胺、4-8重量份的氯化铁、3-7重量份的氯化铝混合均匀后加热，待体系温度升至60℃以上，再缓慢加入10-20重量份的氧氯化锆；保持体系温度为60-65℃，反应6-7h，最后将反应所得产物冷却至室温。
2.一种适用于致密油气藏的CO2泡沫压裂方法，其包括以下步骤：
(1)、根据储层参数和区块井网井距，选准输入参数，再预测不同裂缝长度以及不同导流能力参数下的产能变化情况，得到最优裂缝长度与裂缝导流，进而优化压裂施工规模；
(2)、根据工艺需求、压后返排及生产需求，确定压裂施工管柱，并结合已施工邻井情况，进行施工压力预测，进而优化施工排量；再优化相关施工参数，完成单井优化设计；
(3)、将CO2清洁泡沫压裂液体系注入井筒，进行CO2泡沫压裂施工；步骤(3)中所述CO2清洁泡沫压裂液体系包括液态CO2和权利要求1所述的清洁压裂液，其中，以该CO2清洁泡沫压裂液体系的总重量为100％计，泡沫含量为30-70wt％。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，步骤(1)中所述输入参数包括地层参数、岩石力学参数以及井筒数据。
4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，步骤(1)中所述预测不同裂缝长度以及不同导流能力参数下的产能变化情况，包括：采用Fracpro PT三维压裂软件、Meyer软件或GOHFER软件预测不同裂缝长度以及不同导流能力参数下的产能变化情况。
5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，步骤(1)中所述最优裂缝长度为两井井距的一半。
6.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，步骤(2)中所述根据工艺需求、压后返排及生产需求，确定压裂施工管柱，包括：采用环空压裂，使用小油管，以增加环空面积，压后采用小油管排液。
7.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，步骤(2)中所述优化施工排量，包括：根据压裂施工管柱所确定的最高施工限压优化施工排量。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述最高施工限压为5-10MPa。
9.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，步骤(2)中所述施工参数包括前置液比例、CO2与清洁压裂液排量、不同阶段泡沫质量、总体泡沫质量、携砂液砂比、混合液砂比及加砂程序。
10.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，以该CO2清洁泡沫压裂液体系的总重量为100％计，步骤(3)所述CO2泡沫压裂施工的前置液阶段的泡沫含量为50-70wt％；携砂液阶段的泡沫含量为30-40wt％。
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