CN111396017B - 一种低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，通过依次进行的利用前置液液态超临界CO2穿透造缝，增加了裂缝的延伸和波及面积；利用前置酸解除近井地带的泥浆污染的同时降低近井地带岩石的破裂压力和应力集中；通过采用快速提高排量/大排量+逆混合压裂加砂工艺，提高了裂缝纵向的改造程度，配合四个阶段采用具有不同粘度的滑溜水和不同砂比支撑及混砂造缝，提高裂缝净压力增加纵向改造程度和压裂改造效果；和最后利用顶替液顶替施工，形成一套致密油储层的压裂改造工艺技术；该压裂工艺能够有效达到深度改造超低渗致密油储层，提高缝口及近井地带的导流能力，最后从泥岩、致密砂岩中获得工业油流的目的。
Description
技术领域
本发明涉及油气田井下作业技术领域，特别涉及一种低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法。
背景技术
致密油是指夹在或紧邻优质生油层系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是一种非常规石油资源，储层显示为低孔、低渗的特点。致密油的开发方式多采用水平井压裂技术，目前还是以水力压裂为主的开发方式，多以滑溜水+瓜胶为主体的压裂液体系，支撑剂以石英砂、陶粒或覆膜砂为主。也有的区块使用过酸性压裂液、VES压裂液、羧甲基压裂液等体系，主要是为了提高裂缝的导流能力。
我国致密油储层特征与国外差异较大。国外致密油储层主要以海相沉积为主，且储层分布均匀，天然裂缝发育；而国内主要以陆相沉积为主，非均质性较强，储层局部微裂缝发育。针对低孔、低渗、高泥质含量的储层，因此开发一种针对于上述储层情况的压裂液体系和适当组合的压裂工艺技术是开发非常规致密油气的关键。
发明内容
本发明的目的是提供一种能够有效达到深度改造超低渗致密油储层，提高缝口及近井地带的导流能力的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法。
为此，本发明技术方案如下：
一种低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，由如下四个步骤实现。
步骤一、将经过冷泵压缩形成的液态超临界CO2通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置。
进一步地，液态超临界CO2的用量优选为200～300m3，注入排量优选为2.5～3.5m3/min。
在该步骤中，液态超临界CO2具体指在温度条件为31.26℃、压力条件为7.38MPa下压缩形成的处于超临界状态的CO2，该状态下CO2呈液态，密度为0.467g/cm3；首先向地层泵送液态超临界CO2的目的在于利用其超低粘度的性质，以实现深度穿透泥质含量高的储层造出水力裂缝，使得裂缝延伸的更远，面积更宽。
步骤二、将前置酸通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置。
其中，前置酸采用在100重量份清水中加入15份工业盐酸、2份缓蚀剂、2份铁离子稳定剂、2份粘土稳定剂和2份破乳助排剂后混合均匀形成；具体地，缓蚀剂采用咪唑啉类缓蚀剂；铁离子稳定剂采用柠檬酸、氨基三乙酸三钠盐或乙二胺四乙酸四钠盐；破乳助排剂采用氟碳类表面活性剂；粘土稳定剂采用重量比为7:3的四甲基氯化铵与防膨剂的混合物；所述防膨剂优选采用已授权专利CN104277817B公开的防膨剂。
在该步骤二中，向井下泵送前置酸的目的包括：1)解除近井地带的泥浆污染；2)降低近井地带岩石的破裂压力；3)降低近井筒地带射孔造成的应力集中。
进一步地，前置酸的注入液量优选为15～20m3，注入排量优选为1.5～2.0m3/min。
步骤三、全程滑溜水的主压裂施工，即向目标储层依次注入不同粘度的滑溜水压裂液；该步骤包括四个阶段，具体为：
第一阶段：向目标储层注入混有40/70目陶粒的高粘度滑溜水压裂液；其中，高粘度滑溜水压裂液的粘度为50～70mPa·s，陶粒的加砂比例为3～5％；
第二阶段：向目标储层注入混有70/140目石英砂的低粘度滑溜水压裂液；其中，低粘度滑溜水压裂液的粘度为2～4mPa·s，优选为2.6～4mPa·s；石英砂的加砂比例为6～15％；
第三阶段：依次向目标储层注入混有70/140目石英砂的中粘度滑溜水压裂液和混有40/70目陶粒的中粘度滑溜水压裂液；其中，中粘度滑溜水压裂液的粘度为15～20mPa·s；石英砂的加砂比例为10～16％，陶粒的加砂比例为8～13％；
第四阶段：向目标储层注入混有40/70目陶粒的高粘度滑溜水压裂液；其中，高粘度滑溜水压裂液的粘度为50～70mPa·s，优选为58～70mPa·s；陶粒的加砂比例为13～23％。
进一步地，在上述四个阶段中，高粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.4～0.6％的分子量为1000万～1500万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.1～0.15％的洗油剂、0.3～0.5％的助排剂、0.5～1％的防膨剂和余量的水混配得到；中粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.2～0.3％的分子量为1000万～1500万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.1～0.15％的洗油剂、0.3～0.5％的助排剂、0.5～1％的防膨剂和余量的水混配得到；低粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.1％的分子量为1000万～1500万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.1～0.15％的洗油剂、0.3～0.5％的助排剂、0.5～1％的防膨剂和余量的水混配得到。
进一步地，在步骤三的四个阶段中，陶粒的总用量为陶粒和石英砂的总体积的30％～50％，石英砂的总用量为陶粒和石英砂的总体积的50％～70％，且二者的体积百分数之和为100％；更进一步地，陶粒在第一阶段、第三阶段和第四阶段的使用体积比为(4～10):(47～58):(38～48)，石英砂在第二阶段和第三阶段的使用体积比为(57～67):(32～40)。
进一步地，在步骤三中，各阶段的滑溜水压裂液的注入排量为14～16m3/min。
步骤四、向目标储层依次注入粘度为15～20mPa·s的中粘度滑溜水压裂液进行顶替施工，然后再向目标储层依次注入清水进行顶替施工。其中，作为顶替液的中粘度滑溜水压裂液与步骤三中使用的中粘度滑溜水压裂液的技术参数相同。
进一步地，在步骤四中，顶替液的注入总液量为45～70m3，且中粘度滑溜水压裂液与清水的注入体积比为(4～5):(1～2)；注入排量为12～15m3/min。
进一步地，在步骤三中的每个阶段的后半程采用伴注液氮方式快速压裂液注入速度，液氮的注入排量为150L/min。
与现有技术相比，该的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法通过依次进行的利用前置液液态超临界CO2穿透造缝，增加了裂缝的延伸和波及面积，提高了储层的改造程度和水力压裂改造效果，利用前置酸解除近井地带的泥浆污染的同时降低近井地带岩石的破裂压力和应力集中，并通过采用快速提高排量/大排量+逆混合压裂加砂工艺，提高了裂缝纵向的改造程度，并在初期采用少量高粘度滑溜水造缝，减少液体的滤失，提高裂缝净压力增加纵向改造程度，也提高了致密油层的压裂改造效果，利用顶替液顶替施工，形成一套适用于低渗透、低孔隙度、高泥质含量的致密油储层的压裂改造工艺技术，该压裂工艺能够有效达到深度改造超低渗致密油储层，提高缝口及近井地带的导流能力，最后从泥岩、致密砂岩中获得工业油流的目的。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明做进一步的说明，但下述实施例绝非对本发明有任何限制。
采用本申请的压裂方法对该井进行压裂施工对东北XX水平井进行压裂施工。该井基本条件：井温90～100℃，地层压力25～30MPa，地层压力系数1.05～1.09，储层敏感性为弱酸敏、弱碱敏、弱中水敏、弱盐敏，储层孔隙度4-8％，渗透率＜0.01MD，粘土矿物含量40-50％，伊蒙混层为主，脆性矿物(石英、长石、碳酸岩、黄铁矿等)50～60％，硅质50～60％，钙质8～10％，杨氏模量＞20GPa，泊松比＜0.25，整体呈现可压性较好的条件。由于该水平井包含21个井段，以下以其中三个井段为例对压裂过程进行进一步说明。
实施例1
采用本申请的压裂方法对该井的XX段进行压裂施工，具体步骤如下：
步骤一、将经过冷泵压缩形成的液态超临界CO2通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置；具体地，液态超临界CO2的注入量为200m3，注入排量为3m3/min；
步骤二、将现场配制好的前置酸通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置；具体地，前置酸的注入量为20m3，注入排量为2m3/min；
其中，前置酸的配方为：在100重量份清水中溶解15份36wt.％的工业盐酸、2份咪唑啉类缓蚀剂、2份柠檬酸、2份粘土稳定剂和2份氟碳类表面活性剂；粘土稳定剂采用重量比为7:3的四甲基氯化铵与防膨剂的混合物；防膨剂采用如下方法制备而成：将20g三甲胺溶解在100mL乙醇中，加入60g 37.5wt.％的盐酸，常温下搅拌1h，得到三甲胺盐酸盐的混合溶液I；向混合溶液I中加入10g脂肪酸酯(16C-18C)，继续搅拌至溶液均匀，得到混合溶液II；向混合溶液II中滴加40g环氧氯丙烷，滴加完成后，加入0.09g(NH4)2S2O8-NaHSO3不断搅拌并升温至60℃，回流5h后停止反应，得到含有季胺型有机阳离子聚合物的混合溶液III；向混合溶液III中加入混合溶液III总质量的60％的氯化钾并混合均匀，蒸干溶剂，即得到防膨剂；
步骤三、全程滑溜水压裂液体系1750m3：包括四个阶段：
第一阶段：配制100m3高粘度滑溜水，使高粘度滑溜水与3m3的40/70目的陶粒在混砂车内按砂比3～5％进行混砂，然后通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置；该过程的注入排量为15～16m3/min；
第二阶段：配制450m3低粘度滑溜水，使低粘度滑溜水与20m3的70/140目的石英砂在混砂车内按砂比6～14％进行混砂，并通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置；该过程的注入排量为15～16m3/min；
第三阶段：配制750m3中粘度滑溜水；先将350m3中粘度滑溜水与10m3的70/140目的石英砂在混砂车内按砂比12～16％进行混砂后，经由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置；接着将400m3中粘度滑溜水与40m3的40/70目的陶粒在混砂车内按砂比8～13％进行混砂后，经由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置；该过程的注入排量为15～16m3/min；
第四阶段：配制450m3高粘度滑溜水，将高粘度滑溜水与27m3的40/70目的陶粒在混砂车内按砂比13～23％进行混砂后，通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置；该过程的注入排量为15～16m3/min；
在上述四个阶段的后程伴注液氮方式，排量150L/min，加速泵注；
步骤四、配制顶替液45m3，包括40m3中粘度滑溜水和5m3清水；通过由压裂泵车连接的高压管线依次将中粘度滑溜水和清水打入到井口以下的目标储层位置进行顶替，注入排量为14～15m3/min。
在本实施例中，高粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.5％的分子量为1200万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.1％的洗油剂、0.5％的氟碳类表面活性剂、0.5％的有机季铵盐类防膨剂和余量的水混配得到，其粘度为62mPa·s；中粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.2％的分子量为1200万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.1％的洗油剂、0.5％的氟碳类表面活性剂、0.5％的有机季铵盐类防膨剂和余量的水混配得到，其粘度为18.4mPa·s；低粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.1％的分子量为1200万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.1％的洗油剂、0.5％的氟碳类表面活性剂、0.5％的有机季铵盐类防膨剂和余量的水混配得到，其粘度为3.4mPa·s。
实施例2
采用本申请的压裂方法对该井的YY段进行压裂施工，具体步骤如下：
步骤一、将经过冷泵压缩形成的液态超临界CO2通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置；具体地，液态超临界CO2的注入量为260m3，注入排量为2.5m3/min；
步骤二、将现场配制好的前置酸通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置；具体地，前置酸的注入量为15m3，注入排量为1.5m3/min；
在本实施例2中，所用前置酸与实施例1中所用前置酸相同。
步骤三、全程滑溜水压裂液体系1650m3，包括四个阶段：
第一阶段：配制100m3高粘度滑溜水，将高粘度滑溜水与5m3的40/70目的陶粒在混砂车内按砂比3～5％进行混砂，然后通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置，注入排量为14～15m3/min；
第二阶段：配制850m3低粘度滑溜水，并将30m3的70/140目的石英砂在混砂车内按砂比6～15％进行混砂，然后通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置，注入排量为14～15m3/min；
第三阶段：配制250m3中粘度滑溜水，先将100m3中粘度滑溜水与20m3的70/140目的石英砂在混砂车内按砂比12～14％进行混砂，并经由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置；接着将150m3中粘度滑溜水与25m3的40/70目的陶粒在混砂车内按砂比8～12％进行混砂，再经由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置，注入排量为14～15m3/min；
第四阶段：配制450m3高粘度滑溜水，将高粘度滑溜水与25m3的40/70目的陶粒在混砂车内按砂比13～23％进行混砂，然后通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置，注入排量为14～15m3/min；
步骤四、配制顶替液45m3，包括40m3中粘度滑溜水和5m3清水；通过由压裂泵车连接的高压管线依次将中粘度滑溜水和清水打入到井口以下的目标储层位置进行顶替，注入排量为13～14m3/min。
在本实施例中，高粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.4％的分子量为1000万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.15％的洗油剂、0.3％的氟碳类表面活性剂、1％的有机季铵盐类防膨剂和余量的水混配得到，其粘度为58mPa·s；中粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.3％的分子量为1000万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.15％的洗油剂、0.3％的氟碳类表面活性剂、1％的有机季铵盐类防膨剂和余量的水混配，其粘度为15mPa·s；低粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.1％的分子量为1000万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.15％的洗油剂、0.3％的氟碳类表面活性剂、1％的有机季铵盐类防膨剂和余量的水混配得到，其粘度为2.6mPa·s。
实施例3
采用本申请的压裂方法对该井的YY段进行压裂施工，具体步骤如下：
步骤一、将经过冷泵压缩形成的液态超临界CO2通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置；具体地，液态超临界CO2的注入量为300m3，注入排量为3.5m3/min；
步骤二、将现场配制好的前置酸通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置；具体地，前置酸的注入量为15m3，注入排量为2m3/min；
在本实施例3中，所用前置酸与实施例1中所用前置酸相同。
步骤三、全程滑溜水压裂液体系1650m3：包括四个阶段：
第一阶段：配制100m3高粘度滑溜水，并将高粘度滑溜水与4m3的40/70目的陶粒在混砂车内按砂比3～5％进行混砂，然后通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置，注入排量为14～15m3/min；
第二阶段：配制700m3低粘度滑溜水，并将低粘度滑溜水与30m3的70/140目的石英砂在混砂车内按砂比6～14％进行混砂，然后通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置，注入排量为14～15m3/min；
第三阶段：配制400m3中粘度滑溜水，先将150m3中粘度滑溜水与15m3的70/140目的石英砂在混砂车内按砂比10～13％进行混砂，并经由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置；接着将250m3中粘度滑溜水与39m3的40/70目的陶粒在混砂车内按砂比8～13％进行混砂，并经由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置，注入排量为14～15m3/min；
第四阶段：配制450m3高粘度滑溜水，将高粘度滑溜水与27m3的40/70目的陶粒在混砂车内按砂比13～23％进行混砂，然后通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置，注入排量为14～15m3/min；
步骤四、配制顶替液45m3，包括40m3中粘度滑溜水和5m3清水；通过由压裂泵车连接的高压管线依次将中粘度滑溜水和清水打入到井口以下的目标储层位置进行顶替，注入排量为14～15m3/min。
在本实施例中，高粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.6％的分子量为1500万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.13％的洗油剂、0.25％的氟碳类表面活性剂、0.8％的有机季铵盐类防膨剂和余量的水混配得到，其粘度为70.0mPa·s；中粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.25％的分子量为1500万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.13％的洗油剂、0.25％的氟碳类表面活性剂、0.8％的有机季铵盐类防膨剂和余量的水混配得到，其粘度为20mPa·s；低粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.1％的分子量为1500万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.13％的洗油剂、0.25％的氟碳类表面活性剂、0.8％的有机季铵盐类防膨剂和余量的水混配得到，其粘度为4mPa·s。
采用该压力施工方法对该水平井进行压力施工后，其压裂效果为：当8mm油嘴放喷时，每天产油36方；放喷结束后，该井每天稳产15方。
Claims (10)
1.一种低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，其特征在于，步骤如下：
步骤一、向目标储层注入前置液态超临界CO2；
步骤二、向目标储层注入前置酸；
步骤三、向目标储层依次注入不同粘度的滑溜水压裂液；该步骤分为四个阶段，包括：
第一阶段：向目标储层注入混有40/70目陶粒的高粘度滑溜水压裂液；其中，高粘度滑溜水压裂液的粘度为50～70mPa·s，陶粒的加砂比例为3～5％；
第二阶段：向目标储层注入混有70/140目石英砂的低粘度滑溜水压裂液；其中，低粘度滑溜水压裂液的粘度为2～4mPa·s，石英砂的加砂比例为6～15％；
第三阶段：依次向目标储层注入混有70/140目石英砂的中粘度滑溜水压裂液和混有40/70目陶粒的中粘度滑溜水压裂液；其中，中粘度滑溜水压裂液的粘度为15～20mPa·s，石英砂的加砂比例为10～16％，陶粒的加砂比例为8～13％；
第四阶段：向目标储层注入混有40/70目陶粒的高粘度滑溜水压裂液；其中，高粘度滑溜水压裂液的粘度为50～70mPa·s，陶粒的加砂比例为13～23％；
步骤四、向目标储层依次注入粘度为15～20mPa·s的中粘度滑溜水压裂液进行顶替施工，然后再向目标储层依次注入清水进行顶替施工。
2.根据权利要求1所述的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，其特征在于，在步骤一中，前置液态超临界CO2的注入液量为200～300m3，注入排量为2.5～3.5m3/min。
3.根据权利要求2所述的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，其特征在于，在步骤二中，前置酸采用在100重量份清水中加入15份工业盐酸、2份缓蚀剂、2份铁离子稳定剂、2份粘土稳定剂和2份破乳助排剂后混合均匀形成；其中，缓蚀剂采用咪唑啉类缓蚀剂；铁离子稳定剂采用柠檬酸、氨基三乙酸三钠盐或乙二胺四乙酸四钠盐；粘土稳定剂采用重量比为7:3的四甲基氯化铵与防膨剂混合物。
4.根据权利要求1所述的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，在步骤二中，前置酸的注入液量为15～20m3，注入排量为1.5～2.0m3/min。
5.根据权利要求1所述的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，其特征在于，在步骤三和步骤四中，高粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.4～0.6％的分子量为1000万～1500万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.1～0.15％的洗油剂、0.3～0.5％的助排剂、0.5～1％的防膨剂和余量的水混配得到；中粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.2～0.3％的分子量为1000万～1500万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.1～0.15％的洗油剂、0.3～0.5％的助排剂、0.5～1％的防膨剂和余量的水混配得到；低粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.1％的分子量为1000万～1500万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.1～0.15％的洗油剂、0.3～0.5％的助排剂、0.5～1％的防膨剂和余量的水混配得到。
6.根据权利要求1所述的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，其特征在于，在步骤三的四个阶段中，陶粒的总用量为陶粒和石英砂的总体积的30％～50％，石英砂的总用量为陶粒和石英砂的总体积的50％～70％，且二者的体积百分数之和为100％。
7.根据权利要求6所述的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，其特征在于，在步骤三中，陶粒在第一阶段、第三阶段和第四阶段的使用体积比为(4～10):(47～58):(38～48)，石英砂在第二阶段和第三阶段的使用体积比为(57～67):(32～40)。
8.根据权利要求1所述的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，其特征在于，在步骤三中，各阶段的滑溜水压裂液的注入排量为14～16m3/min。
9.根据权利要求1所述的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，其特征在于，在步骤四中，顶替液的注入总液量为45～70m3，且中粘度滑溜水压裂液与清水的注入体积比为(4～5):(1～2)；注入排量为12～15m3/min。
10.根据权利要求1所述的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，其特征在于，在步骤三中的每个阶段的后半程均采用伴注液氮的方式加快压裂液的注入速度，液氮的注入排量为150L/min。
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| TA01 | Transfer of patent application right | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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