CN112814641A - 一种储层的压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种储层的压裂方法，所述压裂方法包括：依次向地层加入第一药剂、第二药剂和第三药剂；所述第一药剂包括土酸、多氢酸或有机酸中的1种或至少2种的组合；所述第二药剂为液态二氧化碳；所述第三药剂包括水基压裂液和支撑剂；通过采用特定的药剂处理方式，实现对总波及体积储层的处理，近井地带构造缝网并消除近井地带最小主应力；水基压裂液在远井地带构造高导流能力的主裂缝，使裂缝延伸至储层深部，进一步扩大本次压裂所波及体积，为后续油气井持续高产稳产提供强有力的保障；而中段的液态二氧化碳则起到了促进返排和补充能量的作用。
Description
技术领域
本发明涉及油田开采领域，具体涉及一种储层的压裂方法。
背景技术
目前，伴随国内工业产业升级，油气资源尤其是天然气需求量进一步加大，而我国非常规天然气资源主要是致密砂岩气和页岩气，开采难度较高。水力压裂技术是目前天然油气井钻完井后必须采用的方法，通过水力压裂填砂在天然气储层中制造人工裂缝，填砂保持裂缝高导流能力，从而使油气井产能达到较高水平。
但是常规水力压裂应用于天然气储层存在技术弊端，无论天然气储层是致密砂岩还是页岩，常规水力压裂都需要将大量的水注入储层。而储层中又存在大量的黏土矿物，伊利石和蒙脱石以及高岭石组成的黏土矿物混层，吸水后极易造成黏土矿物分散，堵塞本就细小的孔隙吼道，结合水锁效应，大幅度降低油气井应有产能，并且为后续油气井压后返排以及后续开采造成障碍。这也是许多储层发育尚可的油气井无法达到预计产量的根本原因。
新兴的液态二氧化碳干法压裂虽然具有诸多优点，但其携砂性能依然是无法绕过的问题之一。
如CN110005394A公开了一种煤层液态二氧化碳压裂装置，涉及爆破领域，包括密封缸筒，所述密封缸筒的顶部设有端盖，所述密封缸筒的一端连接有第二单向阀，所述第二单向阀的一端插接有三通接头，所述三通接头的一端插进有输气管，且三通接头的另一端插接有对接头，所述输气管的末端连接有二氧化碳储罐，所述二氧化碳储罐上套接有支架，所述对接头的末端对接有加压机，且加压机上设置有气压表，所述密封缸筒的另一端对接有混砂装置。其采用二氧化碳受热膨胀后，进行爆破，该爆破的特点是无明火，热量小，且二氧化碳作为常用的灭火气体，更加减少了瓦斯爆炸的可能，同时再扩散到通道内，可以稀释瓦斯。
CN105888641A公开了一种二氧化碳-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。
然而其高昂的单井成本也成为技术推广的巨大阻力。如何采用新技术将天然气储层压裂产能发挥到最大，并避免或减小常规水力压裂弊端，成为了天然气资源必然面对的一个问题。
发明内容
鉴于现有技术中存在的问题，本发明的目的之一在于提供一种储层的压裂方法，通过协同配合体系，解决了储层堵塞缝隙较少，分布不合理等问题，制造复杂缝及扩展主裂缝，而液态二氧化碳的注入段塞位置，可提高后续注入的水基压裂液的返排，有效提高储层导流能力，实现油气井高产稳产目标。
为达此目的，本发明采用以下技术方案：
本发明提供了一种储层的压裂方法，所述压裂方法包括：依次向地层加入第一药剂、第二药剂和第三药剂；
所述第一药剂包括土酸、多氢酸或有机酸中的1种或至少2种的组合；
所述第二药剂为液态二氧化碳；
所述第三药剂包括水基压裂液和支撑剂；
所述第一药剂的注入量为≤150m3；
所述第二药剂的注入量为所述水基压裂液注入量的35-50％；
所述水基压裂液的注入量为300-1500m3；
所述支撑剂的注入砂比范围为10-30％。
本发明提供的技术方案，通过采用特定的药剂处理方式，实现对总波及体积储层的处理，近井地带构造缝网并消除近井地带最小主应力；水基压裂液在远井地带构造高导流能力的主裂缝，使裂缝延伸至储层深部，进一步扩大本次压裂所波及体积，为后续油气井持续高产稳产提供强有力的保障；而中段的液态二氧化碳则起到了促进返排和补充能量的作用。即本发明提供的技术方案中通过将第二药剂和第三药剂的配合，强化了第三药剂的返排。
本方法的缝网构造主要由后两个注入阶段实现，而第一阶段前置化学剂的注入不宜排量过大，避免井底压力过高而提前造缝，将不返排酸等消耗在近井地带储层。在水基压裂液注入过程中，液态二氧化碳进一步突破与造缝，在主裂缝附近会形成部分微裂缝。而在水基压裂液填砂后，主裂缝与部分微裂缝在支撑剂支撑，达到理想的深穿透、高沟通的裂缝构造。在水基压裂液注入储层时，液态二氧化碳突破前置化学剂到波及体积外围，为后续的放喷返排提供能量。即本发明中液态二氧化碳的注入会对后续水基压裂剂的造缝造成显著影响，可以提高总的造缝效率，并使缝网结构更加复杂，同时还可以提高返排率。
本发明中，所述第一药剂的注入量为≤150m3，例如可以是150m3、140m3、130m3、120m3、110m3、100m3、90m3、80m3、70m3、60m3或50m3等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。所述注入量为酸和降粘剂的总注入量，具体可以为酸:降粘剂的注入量比为(1-2):1。
本发明中，所述第二药剂的注入量为所述水基压裂液注入量的35-50％，例如可以是35％、36％、37％、38％、39％、40％、41％、42％、43％、44％、45％、46％、47％、48％、49％或50％等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
本发明中，所述水基压裂液的注入量为300-1500m3，例如可以是300m3、400m3、500m3、600m3、700m3、800m3、900m3、1000m3、1100m3、1200m3、1300m3、1400m3或1500m3等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
本发明中，所述支撑剂的注入砂比范围为10-30％，例如可以是10％、12％、14％、16％、18％、20％、22％、24％、26％、28％或30％等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述第一药剂还包括降粘剂。
本发明中，所述降粘剂可以是两亲性稠油剥离降粘剂、稠油降粘剂、乳化降粘剂等本领域常用的降粘剂。根据现有技术选取即可。
优选地，所述第一药剂的注入速率为0.2-3m3/min，例如可以是0.2m3/min、0.5m3/min、1m3/min、1.5m3/min、2m3/min、2.5m3/min或3m3/min等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述第二药剂的注入速率为1-5m3/min，例如可以是1m3/min、1.5m3/min、2m3/min、2.5m3/min、3m3/min、3.5m3/min、4m3/min、4.5m3/min或5m3/min等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述水基压裂液的注入速率为2-6m3/min，例如可以是2m3/min、2.5m3/min、3m3/min、3.5m3/min、4m3/min、4.5m3/min、5m3/min、5.5m3/min或6m3/min等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述水基压裂液包括凝胶和/或滑溜水。
作为本发明优选的技术方案，所述支撑剂包括石英砂、陶粒或树脂覆膜砂中的1种或至少2种的组合。
作为本发明优选的技术方案，所述第一药剂的注入最高压力为最大井口承压的80％与地层破裂压力与静液柱压力之差的相对小值。
作为本发明优选的技术方案，所述第二药剂的注入最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％。
作为本发明优选的技术方案，所述水基压裂液的最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％。
作为本发明优选的技术方案，所述压裂方法包括：依次向地层加入第一药剂、第二药剂和第三药剂；
所述第一药剂包括土酸、多氢酸或有机酸中的1种或至少2种的组合；所述第一药剂的注入速率为0.2-3m3/min；所述第一药剂的注入量为≤150m3；所述第一药剂的注入最高压力为最大井口承压的80％与地层破裂压力与静液柱压力之差的相对小值；
所述第二药剂为液态二氧化碳；所述第二药剂的注入速率为1-5m3/min；所述第二药剂的注入量为所述水基压裂液注入量的35-50％；所述第二药剂的注入最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％；
所述第三药剂包括水基压裂液和支撑剂；所述水基压裂液包括凝胶和/或滑溜水；所述支撑剂包括石英砂、陶粒或树脂覆膜砂中的1种或至少2种的组合；所述水基压裂液的注入速率为2-6m3/min；所述水基压裂液的注入量为300-1500m3；所述支撑剂的注入砂比范围为10-30％；所述水基压裂液的最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％。
本发明中，若将各药剂的添加顺序改变会显著弱化本发明的技术效果，如将液态二氧化碳处理置于最后，则会将水基压裂液推向更深的地层，压裂液的返排会显著降低，进而会对地层造成损失。
若将第一药剂和第二药剂的注入顺序调换，则会导致二氧化碳处理后的裂缝坍塌，显著弱化第一药剂处理的结果。
与现有技术方案相比，本发明至少具有以下有益效果：
(1)本发明提供的技术方案，通过采用特定的药剂处理过程，实现对总波及体积储层的处理，近井地带构造缝网并消除近井地带最小主应力；水基压裂液在远井地带构造高导流能力的主裂缝，使裂缝延伸至储层深部，进一步扩大本次压裂所波及体积，为后续油气井持续高产稳产提供强有力的保障；而中段的液态二氧化碳则起到了促进返排和补充能量的作用。即本发明提供的技术方案中通过将第二药剂和第三药剂的配合，强化了第三药剂的返排。
(2)本发明中液态二氧化碳的注入会对后续水基压裂剂的造缝造成显著影响，大排量步入液态二氧化碳会在储层中制造大量微裂缝，达到一次压裂效果。水力压裂可达到二次压裂效果，制造若干条主裂缝。通过两次压裂，所制造的微裂缝与主裂缝相互勾连，将缝网结构变得比单一压裂更加复杂。因此此方法可以提高总的造缝效率，并使缝网结构更加复杂，提高油井的产量，油井的产量可以提高10％以上，同时提高了水基压裂液的返排率，返排率至少提高了10％。
具体实施方式
为更好地说明本发明，便于理解本发明的技术方案，本发明的典型但非限制性的实施例如下：
实施例1
本实施例提供一种稠油砂岩储层的压裂方法，所述压裂方法包括：依次向地层加入第一药剂、第二药剂和第三药剂；
所述第一药剂为降粘剂和土酸；所述第一药剂的注入速率为0.2m3/min；所述第一药剂的降粘剂注入量为30m3，土酸注入量为30m3；所述第一药剂的注入最高压力为最大井口承压的80％与地层破裂压力与静液柱压力之差的相对小值；
所述第二药剂为液态二氧化碳；所述第二药剂的注入速率为3m3/min；所述第二药剂的注入量为所述水基压裂液注入量的50％；所述第二药剂的注入最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％；
所述第三药剂包括水基压裂液和支撑剂；所述水基压裂液为瓜胶；所述支撑剂为石英砂；所述水基压裂液的注入速率为6m3/min；所述水基压裂液的注入量为700m3；所述支撑剂的注入砂比范围为20％；所述水基压裂液的最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％。
通过该方案，解除了近井地带有机无机物堵塞，有助于后续注入流体压力控制。经地面裂缝监测仪器监测表明，所形成的裂缝网格分布较单一水基压裂液压裂裂缝明显致密化，小破裂事件分布广泛且数量较多。压裂液的返排量与邻井返排情况相比较，返排率提升13％。
实施例2
本实施例提供一种致密气储层的压裂方法，所述压裂方法包括：依次向地层加入第一药剂、第二药剂和第三药剂；
所述第一药剂为多氢酸；所述第一药剂的注入速率为0.5m3/min；所述第一药剂的注入量为50m3；所述第一药剂的注入最高压力为最大井口承压的80％与地层破裂压力与静液柱压力之差的相对小值；
所述第二药剂为液态二氧化碳；所述第二药剂的注入速率为5m3/min；所述第二药剂的注入量为所述水基压裂液注入量的40％；所述第二药剂的注入最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％；
所述第三药剂包括水基压裂液和支撑剂；所述水基压裂液为滑溜水；所述支撑剂为石英砂和陶粒；所述水基压裂液的注入速率为6m3/min；所述水基压裂液的注入量为600m3；所述支撑剂的注入砂比范围为22％；所述水基压裂液的最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％。
通过该方案，经过地面裂缝监测设备监测，所形成裂缝的波及体积大于单一水基压裂液波及体积，呈现椭球形态。小破裂事件分布广泛且数量较多。压后投产放喷后，压裂液的返排率从40％提升至60％。初期日产气量提高10％。
实施例3
本实施例提供一种致密砂岩稠油储层的压裂方法，所述压裂方法包括：依次向地层加入第一药剂、第二药剂和第三药剂；
所述第一药剂为有机酸；所述第一药剂的注入速率为3m3/min；所述第一药剂的注入量为100m3；所述第一药剂的注入最高压力为最大井口承压的80％与地层破裂压力与静液柱压力之差的相对小值；
所述第二药剂为液态二氧化碳；所述第二药剂的注入速率为6m3/min；所述第二药剂的注入量为400m3；所述第二药剂的注入最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％；
所述第三药剂包括水基压裂液和支撑剂；所述水基压裂液为凝胶和滑溜水；所述支撑剂为石英砂、陶粒和树脂覆膜砂；所述水基压裂液的注入速率为2m3/min；所述水基压裂液的注入量为1000m3；所述支撑剂的注入砂比范围为20％；所述水基压裂液的最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％。
通过该方案，在压裂过程中，经过地面裂缝监测设备检测，所形成的事件点在波及体积内分布，与水力压裂形成裂缝形态不同，所形成的裂缝明显致密化，该井压后返排过程中原油产量提升明显，有效期内压后产油量较压前累计增油1500t以上。
实施例4
本实施例提供一种致密砂岩油藏储层的压裂方法，所述压裂方法包括：依次向地层加入第一药剂、第二药剂和第三药剂；
所述第一药剂为有机酸和降粘剂；所述第一药剂的注入速率为0.5m3/min；所述第一药剂降粘剂注入量为35m3，有机酸注入量为40m3；所述第一药剂的注入最高压力为最大井口承压的80％与地层破裂压力与静液柱压力之差的相对小值；
所述第二药剂为液态二氧化碳；所述第二药剂的注入速率为4m3/min；所述第二药剂的注入量为所述水基压裂液注入量的35％；所述第二药剂的注入最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％；
所述第三药剂包括水基压裂液和支撑剂；所述水基压裂液为滑溜水；所述支撑剂为石英砂和树脂覆膜砂；所述水基压裂液的注入速率为5m3/min；所述水基压裂液的注入量为700m3；所述支撑剂的注入砂比范围为25％；所述水基压裂液的最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％。
通过上述方案，解除了近井地带有机无机物堵塞，有助于后续注入流体压力控制。经地面裂缝监测仪器监测表明，所形成的裂缝网格分布较单一水基压裂液压裂裂缝明显致密化，小破裂事件分布广泛且数量较多，完全适用于致密气储层的理想开发方式。经过憋压投产放喷后，返排率提升明显，有效期内累计产量提升约2500t。通过上述实施例的结果可知，本发明提供的技术方案，通过采用特定的药剂处理方式，实现对总波及体积储层的处理，近井地带构造缝网并消除近井地带最小主应力；水基压裂液在远井地带构造高导流能力的主裂缝，使裂缝延伸至储层深部，进一步扩大本次压裂所波及体积，为后续油气井持续高产稳产提供强有力的保障；而中段的液态二氧化碳则起到了促进返排和补充能量的作用。即本发明提供的技术方案中通过将第二药剂和第三药剂的配合，强化了第三药剂的返排。
申请人声明，本发明通过上述实施例来说明本发明的详细结构特征，但本发明并不局限于上述详细结构特征，即不意味着本发明必须依赖上述详细结构特征才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明所选用部件的等效替换以及辅助部件的增加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。
Claims (10)
1.一种储层的压裂方法，其特征在于，所述压裂方法包括：依次向地层加入第一药剂、第二药剂和第三药剂；
所述第一药剂包括土酸、多氢酸或有机酸中的1种或至少2种的组合；
所述第二药剂为液态二氧化碳；
所述第三药剂包括水基压裂液和支撑剂；
所述第一药剂的注入量为≤150m3；
所述第二药剂的注入量为所述水基压裂液注入量的35-50％；
所述水基压裂液的注入量为300-1500m3；
所述支撑剂的注入砂比范围为10-30％。
2.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，所述第一药剂还包括降粘剂；
优选地，所述第一药剂的注入速率为0.2-3m3/min。
3.如权利要求1或2所述的压裂方法，其特征在于，所述第二药剂的注入速率为1-5m3/min。
4.如权利要求1-3任一项所述的压裂方法，其特征在于，所述水基压裂液的注入速率为2-6m3/min。
5.如权利要求1-4任一项所述的压裂方法，其特征在于，所述水基压裂液包括凝胶和/或滑溜水。
6.如权利要求1-5任一项所述的压裂方法，其特征在于，所述支撑剂包括石英砂、陶粒或树脂覆膜砂中的1种或至少2种的组合。
7.如权利要求1-6任一项所述的压裂方法，其特征在于，所述第一药剂的注入最高压力为最大井口承压的80％与地层破裂压力与静液柱压力之差的相对小值。
8.如权利要求1-7任一项所述的压裂方法，其特征在于，所述第二药剂的注入最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％。
9.如权利要求1-8任一项所述的压裂方法，其特征在于，所述水基压裂液的最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％。
10.如权利要求1-9任一项所述的压裂方法，其特征在于，所述压裂方法包括：依次向地层加入第一药剂、第二药剂和第三药剂；
所述第一药剂包括土酸、多氢酸或有机酸中的1种或至少2种的组合；所述第一药剂还包括降粘剂；所述第一药剂的注入速率为0.2-3m3/min；所述第一药剂的注入量为≤150m3；所述第一药剂的注入最高压力为最大井口承压的80％与地层破裂压力与静液柱压力之差的相对小值；
所述第二药剂为液态二氧化碳；所述第二药剂的注入速率为1-5m3/min；所述第二药剂的注入量为所述水基压裂液注入量的35-50％；所述第二药剂的注入最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％；
所述第三药剂包括水基压裂液和支撑剂；所述水基压裂液包括凝胶和/或滑溜水；所述支撑剂包括石英砂、陶粒或树脂覆膜砂中的1种或至少2种的组合；所述水基压裂液的注入速率为2-6m3/min；所述水基压裂液的注入量为300-1500m3；所述支撑剂的注入砂比范围为10-30％；所述水基压裂液的最高压力为地层破裂压力-静液柱压力最大井口承压的80％。
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