CN113462374A - 一种用于改造干热岩储层的压裂液及压裂方法 - Google Patents
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Abstract
一种用于改造干热岩储层的压裂液及压裂方法，属于干热岩开采中的水力压裂技术领域，所述压裂液由多孔陶粒支撑剂、酚醛树脂胶结剂、固化剂和煤油组成，压裂液中的酚醛树脂胶结剂在固化剂和干热岩储层温度的作用下固化，并将内部孔隙中充满煤油的多孔陶粒支撑剂胶结在一起。由于煤与酚醛树脂胶结剂和固化剂不发生反应，使得多孔陶粒支撑剂内部的流动通道和煤油在酚醛树脂固结体内部形成的连通孔道共同为水的流动提供了高导流通道；同时所形成的多孔支撑体有效地防止了裂缝的闭合。本发明的压裂液和压裂方法所形成的多孔支撑体具有强度高、渗透率大的优点，同时还提高了裂缝的长期导流能力，从而增加了干热岩人工热储的开采周期。
Description
技术领域
本发明属于干热岩开采中的水力压裂技术领域，具体涉及一种用于改造干热岩储层的压裂液及压裂方法。
背景技术
中国石油经济技术研究院发布的《2018年国内外油气行业发展报告》指出，2018年中国的石油对外依存度升至69.8％，天然气对外依存度升至45.3％，预计2019年，中国油气对外依存度还将继续上升。随着我国经济的快速发展，我国的能源需求量急剧增长。石油、煤、天然气等常规能源不仅存在剩余储量逐渐减少的问题，同时会导致环境污染，因此寻找新型可持续的清洁能源是未来能源勘探开发的重要方向。
干热岩是一种新型的地热资源，具有温度高、埋深大、渗透性低的特点。据《中国地热能发展报告(2018)》初步估计，中国大陆埋深3000-10000米干热岩型地热能基础资源量约为2.5×1025焦耳(折合85万亿吨标准煤)。增强型地热系统是从干热岩中开采地热能的关键技术，该技术通过在高温、低渗透的干热岩体中经人工压裂的方式形成裂隙，从而增大换热介质在裂隙中的换热效率。常规的压裂方式是先通过水力压裂在干热岩储层中形成裂缝，然后通过支撑剂来维持人工裂隙的长期导流能力。然而干热岩的岩体通常具有硬度大的特点，同时常规的支撑剂与干热岩之间的接触面积小，从而导致支撑剂在闭合压力的长期作用下易产生破碎而失去支撑作用，降低了裂缝的长期导流能力。
发明内容
针对现有干热岩开采中的水力压裂技术存在的不足，本发明的目的是提供一种用于改造干热岩储层的压裂液及压裂方法，可在干热岩储层中形成高强高渗的多孔支撑体，有利于提高裂缝的长期导流能力，从而增加了干热岩储层的改造效果和开采周期。
本发明为实现上述目的采用的技术方案是：
本发明提出了一种用于改造干热岩储层的压裂液，其特征在于，所述压裂液由多孔陶粒支撑剂、酚醛树脂胶结剂、固化剂和煤油组成，所述多孔陶粒支撑剂由陶粒基质和孔隙组成，孔隙之间互相连通；煤油完全充满多孔陶粒支撑剂的孔隙；在固化剂和干热岩储层温度的作用下，酚醛树脂胶结剂用于将内部孔隙中充满煤油的多孔陶粒支撑剂胶结在一起，形成多孔支撑体。
作为本发明的一种优选技术方案，所述的用于改造干热岩储层的压裂液中多孔陶粒支撑剂的质量占压裂液总质量的10％～50％；酚醛树脂胶结剂的质量占压裂液总质量的30％～60％；固化剂的质量占压裂液总质量的1％～15％；煤油的总质量占压裂液总质量的25％～40％，且以上各组分总和为100％。
优选地，所述固化剂为甲苯磺酸、苯磺酸或石油磺酸钠。
其中，所述压裂液中多孔陶粒支撑剂预先与煤油混合，使煤油完全充满多孔陶粒支撑剂的孔隙，再与酚醛树脂胶结剂及固化剂充分搅拌。
本发明还提出了一种用于改造干热岩储层的压裂方法，其特征在于，该压裂方法中所用压裂液采用上述压裂液，具体包括如下步骤：
步骤一、选取干热岩开发区域，在该区域获取注入井；
步骤二、通过注入井将前置液注入到干热岩储层中，形成裂缝；
步骤三、裂缝形成后，通过注入井向干热岩储层中注入压裂液，进行二次压裂，促使裂缝进一步扩展和延伸；
步骤四、通过注入井注入顶替液将井筒中压裂液全部顶替至裂缝中，压裂液在干热岩储层温度的作用下形成多孔支撑体。
进一步，所述的前置液采用清水、氯化钾溶液和氯化钠溶液中的一种。
更进一步，所述氯化钾溶液或氯化钠溶液中的盐的质量分数为1％～20％。
进一步，所述的顶替液采用清水、氯化钾溶液和氯化钠溶液中的一种。
更进一步，所述氯化钾溶液或氯化钠溶液中的盐的质量分数为1％～20％。
通过上述设计方案，本发明可以带来如下有益效果：
第一，与常规的支撑剂相比，在干热岩储层温度作用下形成的高强多孔支撑体与裂缝之间的接触面积大，因此避免了由于闭合压力导致的支撑剂破碎失效的问题；
第二，煤油与固化剂和酚醛树脂胶结剂之间不发生化学反应，当酚醛树脂胶结剂在固化剂的作用下固化之后，煤油所在的位置形成多孔结构，为流体流动提供流动空间；
第三，多孔陶粒支撑剂具有强度高、密度低的特点，在压裂液中的悬浮能力强，从而减小了所需压裂液的粘度，减小了压裂液在流动过程中的压力损失；同时多孔陶粒支撑剂内部的孔隙相互连通，可为多孔支撑体提供更多的流动通道。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，本发明示意性实施例及其说明用于理解本发明，并不构成本发明的不当限定，在附图中：
图1为多孔陶粒支撑剂的内部结构；
图2为流动状态的压裂液；
图3为压裂液固化后形成的多孔支撑体；
图4为本发明的压裂作业过程示意图。
图中各标记如下：1为陶粒基质；2为孔隙；3为多孔陶粒支撑剂；4为固化剂、酚醛树脂胶结剂和煤油组成的悬浮溶液；5为孔隙空间；6为酚醛树脂固结体；7为水；8为裂缝；9为注入井；10为生产井；11为压裂车。
具体实施方式
为了更清楚地说明本发明，下面结合优选实施例和附图对本发明做进一步的说明。本领域技术人员应当理解。下面所具体描述的内容是说明性的而非限制性的，不应以此限制本发明的保护范围。为了避免混淆本发明的实质，公知的方法、过程并没有详细的叙述。
如图1、图2及图3所示，本发明提出了一种用于改造干热岩储层的压裂液，所述压裂液由多孔陶粒支撑剂3、酚醛树脂胶结剂、固化剂和煤油组成，多孔陶粒支撑剂3的质量占压裂液总质量的10％～50％；酚醛树脂胶结剂的质量占压裂液总质量的30％～60％；固化剂的质量占压裂液总质量的1％～15％；煤油的总质量占压裂液总质量的25％～40％，且以上各组分总和为100％，本实施例中多孔陶粒支撑剂的质量占压裂液总质量的35％；酚醛树脂胶结剂的质量占压裂液总质量的40％；固化剂的质量占压裂液总质量的5％；煤油的总质量占压裂液总质量的20％。
所述多孔陶粒支撑剂3起到骨架支撑的作用，多孔陶粒支撑剂3由陶粒基质1和孔隙2组成，孔隙2之间互相连通；多孔陶粒支撑剂3的孔隙度在30％～50％之间；多孔陶粒支撑剂3具有质量轻，且多孔陶粒支撑剂3内部孔隙2具有连通性的特点，形成通道，多孔陶粒支撑剂3的内部通道可为干热岩中的地热能开采过程中注入的水7提供流动通道。
所述固化剂为热固性固化剂，最优选的固化剂为甲苯磺酸、苯磺酸或石油磺酸钠。
所述煤油不与固化剂和酚醛树脂胶结剂发生反应，压裂液中多孔陶粒支撑剂3应预先与煤油混合，使煤油完全充满多孔陶粒支撑剂3的内部孔隙2，与煤油混合后的多孔陶粒支撑剂3与其它压裂液的组成成分充分搅拌。
所述的压裂液宜在压裂作业开始前进行配置和搅拌，如图2所示，多孔陶粒支撑剂3悬浮在固化剂、酚醛树脂胶结剂和煤油组成的悬浮溶液4中。
所述酚醛树脂胶结剂起到胶结，在干热岩储层温度的作用下，压裂液中的酚醛树脂胶结剂在固化剂的作用下固化，并将内部孔隙2中充满煤油的多孔陶粒支撑剂3胶结在一起，形成强度大于25Mpa和渗透率大于500md的多孔支撑体；由于煤油不与固化剂和酚醛树脂胶结剂发生反应，从而在酚醛树脂胶结剂将内部孔隙2中充满煤油的多孔陶粒支撑剂3胶结在一起后使多孔支撑体中形成连通的孔道。
图3示出压裂液固化后形成的多孔支撑体，其中酚醛树脂固结体6是由酚醛树脂胶结剂固化形成的，液态的酚醛树脂胶结剂在干热岩储层温度和固化剂的作用下形成的酚醛树脂固结体，酚醛树脂固结体6和多孔陶粒支撑剂3为多孔支撑体骨架结构，其中煤油不与酚醛树脂胶结剂反应，从而形成互相连通的孔隙空间5，该孔隙空间5为水7提供流动空间。
如图4所示，一种用于改造干热岩储层的压裂方法，所述方法过程为：通过注入井9向干热岩储层中注入前置液，使干热岩储层中产生裂缝8，再泵入压裂液，最后使用顶替液将井筒中的压裂液全部驱替至干热岩储层中；在干热岩储层温度的作用下，压裂液中的酚醛树脂胶结剂在固化剂的作用下固化并将多孔陶粒支撑剂3胶结在一起，形成具有一定强度和渗透性的多孔支撑体，具体步骤如下：
步骤一、根据地热地质背景、地球物理勘探数据和水文地质条件等，选择具有良好开采远景的干热岩体作为目标干热岩储层，优选的干热岩储层温度在180℃以上；
步骤二、利用竖直井钻进技术钻进至干热岩储层预定位置，形成注入井9，并进行相关的固井和完井作业；完井后下入压裂管柱、配套工具和监测仪器；所述的监测仪器包括温度传感器和压力传感器，用以监测后续压裂过程中的温度和压力变化；
步骤三、启动压裂车11，将前置液储罐中的前置液通过高压压裂泵泵入到注入井9中，前置液通过注入井9注入到干热岩储层中，使干热岩储层产生破裂并形成裂缝8；所述的高压压裂泵的工作压力大于65MPa；所述的前置液，优先的采用清水、氯化钾溶液或者氯化钠溶液；
步骤四、根据压裂过程中的实时的压力、排量等数据，判断裂缝8是否形成；具体当高压压裂泵的压力突然下降，并且排量突然上升时，裂缝8形成；继续注入前置液，使裂缝8进一步延伸和扩展；当裂缝8扩展至1000米左右时，使用压裂车11，将压裂液储罐中的压裂液通过注入井9注入到干热岩储层中，使裂缝8进一步扩展和延伸，在压裂过程中采用微震监测技术实时监测裂缝8的位置和长度等信息；
步骤五、最后使用压裂车11将顶替液储罐中的顶替液注入到注入井9中，将井筒中压裂液全部顶替至裂缝8中，最终经过压裂改造形成1000米左右人工热储；所述顶替液，优先的采用清水、氯化钾溶液或者氯化钠溶液。
步骤六、压裂液在干热岩储层温度的作用下形成固结体即多孔支撑体，起到支撑裂缝8和为流动的水7的流动提供流动通道的作用。
根据地表采用的微震监测技术监测的裂缝8的扩展方向和长度，选择适宜的位置进行生产井10的钻进；通过裂缝8沟通生产井10和注入井9，向注入井9中注入冷水，冷水在多孔支撑体中与干热岩储层进行充分的热交换，最后热水从生产井10中流出，从而实现干热岩中地热能的有效开采。
Claims (10)
1.一种用于改造干热岩储层的压裂液，其特征在于，所述压裂液由多孔陶粒支撑剂、酚醛树脂胶结剂、固化剂和煤油组成，所述多孔陶粒支撑剂由陶粒基质和孔隙组成，孔隙之间互相连通；煤油完全充满多孔陶粒支撑剂的孔隙；在固化剂和干热岩储层温度的作用下，酚醛树脂胶结剂用于将内部孔隙中充满煤油的多孔陶粒支撑剂胶结在一起，形成多孔支撑体。
2.根据权利要求1所述的用于改造干热岩储层的压裂液，其特征在于：所述多孔陶粒支撑剂的质量占压裂液总质量的10％～50％；酚醛树脂胶结剂的质量占压裂液总质量的30％～60％；固化剂的质量占压裂液总质量的1％～15％；煤油的总质量占压裂液总质量的25％～40％，且以上各组分总和为100％。
3.根据权利要求1所述的用于改造干热岩储层的压裂液，其特征在于：所述多孔陶粒支撑剂的孔隙度在30％～50％之间。
4.根据权利要求1所述的用于改造干热岩储层的压裂液，其特征在于：所述固化剂为甲苯磺酸、苯磺酸或石油磺酸钠。
5.根据权利要求1所述的用于改造干热岩储层的压裂液，其特征在于：所述压裂液中多孔陶粒支撑剂预先与煤油混合，使煤油完全充满多孔陶粒支撑剂的孔隙，再与酚醛树脂胶结剂及固化剂充分搅拌。
6.一种用于改造干热岩储层的压裂方法，其特征在于，该压裂方法中所用压裂液采用权利要求1至5中任意一项所述的压裂液，具体包括如下步骤：
步骤一、选取干热岩开发区域，在该区域获取注入井；
步骤二、通过注入井将前置液注入到干热岩储层中，形成裂缝；
步骤三、裂缝形成后，通过注入井向干热岩储层中注入压裂液，进行二次压裂，促使裂缝进一步扩展和延伸；
步骤四、通过注入井注入顶替液将井筒中压裂液全部顶替至裂缝中，压裂液在干热岩储层温度的作用下形成多孔支撑体。
7.根据权利要求6所述的用于改造干热岩储层的压裂方法，其特征在于：所述的前置液采用清水、氯化钾溶液和氯化钠溶液中的一种。
8.根据权利要求7所述的用于改造干热岩储层的压裂方法，其特征在于：所述氯化钾溶液或氯化钠溶液中的盐的质量分数为1％～20％。
9.根据权利要求6所述的用于改造干热岩储层的压裂方法，其特征在于：所述的顶替液采用清水、氯化钾溶液和氯化钠溶液中的一种。
10.根据权利要求9所述的用于改造干热岩储层的压裂方法，其特征在于：所述氯化钾溶液或氯化钠溶液中的盐的质量分数为1％～20％。
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Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114263451A (zh) * | 2021-12-02 | 2022-04-01 | 河北省煤田地质局第二地质队 | 一种干热岩水力压裂方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1330257C (en) * | 1986-05-23 | 1994-06-21 | David R. Armbruster | Consolidation of partially cured resin coated particulate material |
| CN101903491A (zh) * | 2007-12-14 | 2010-12-01 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 包含固体环氧树脂颗粒的压裂液组合物及其使用方法 |
| US20140190697A1 (en) * | 2013-01-04 | 2014-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single Component Resin Systems and Methods Relating Thereto |
| US20160053161A1 (en) * | 2013-04-16 | 2016-02-25 | Sumitomo Bakelite Company Limited | Resin composition, injection material and packing method |
-
2020
- 2020-03-30 CN CN202010234360.3A patent/CN113462374A/zh active Pending
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