CN114458268A - 一种超临界co2浸泡辅助水力压裂破岩方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油气田开发的储层增产改造技术领域，具体涉及一种超临界CO2浸泡辅助水力压裂破岩方法，适用于致密或高破裂压力油藏。该方法包括以下步骤：超临界CO2浸泡阶段，通过压裂管柱向压裂井目标地层注入超临界CO2，对压裂井目标地层进行关井浸泡；滑溜水压裂液破岩阶段，浸泡结束后通过压裂管柱向压裂井目标地层持续注入滑溜水压裂液，压开地层，形成人工裂缝或裂缝网络。该方法既可用于直井压裂，又可用于水平井压裂。与常规水力压裂方法，本发明避免了单纯水力压裂时破岩难、破岩效果差、破岩效率低、人工造缝效果差等问题。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发的储层增产改造技术领域，具体涉及一种超临界CO2浸泡辅助水力压裂破岩方法，适用于致密或高破裂压力油藏。
背景技术
根据国家能源安全的长效需求，以致密油藏为主攻目标的非常规储层勘探开发的重要性日益凸显。致密油藏的岩性以泥质粉砂岩、粉砂岩和细砂岩为主，石油主要以游离状态赋存于储层中，含油范围受其储层物性和岩性控制，储层岩性致密，非均质性强，孔隙度小于10％，空气渗透率小于1mD，地层压力异常，且通常为异常高压。
致密油藏属于复杂难动用油气藏，需要进行压裂改造以获得经济开发效益。水力压裂是致密油藏开发中的主要增储、增产、增注手段，其基本作用原理是利用高压流体将目标地层破裂和延伸形成一条主裂缝通道或者裂缝网络，形成渗流通道，降低渗流阻力，从而提高油气井产量，甚至油藏采收率。致密油藏岩石的致密极大地增加了其抗张强度，同时，岩石中存在的大量塑性颗粒，尤其是黏土矿物，也会增加岩石强度，使得致密油藏岩石破裂压力增大，难以形成大的裂缝通道的大破裂形式，影响后期施工和支撑剂的顺畅进入地层，降低压裂造缝效果。同时，岩石高破裂压力对压裂现场施工设备要求较高，增加作业成本。如何降低致密油藏岩石破裂压力，实现优良压裂效果是本领域技术人员研究热点与难点，也是非常规储层开采面临最现实的问题。
超临界CO2的性质介于气体和液体之间，具有粘度低、扩散性强、溶解好、流动、渗透性能极强的特点。研究表明，当超临界CO2与岩石相互作用后，它能与岩石中部分矿物(长石、方解石等)发生反应，产生溶蚀作用，使得岩石粒间孔隙连通性变好，改善储层孔隙度和渗透率，增强岩石的脆性，降低岩石抗张强度，导致岩石更易破碎。
本发明提出一种适用于致密油藏的超临界CO2浸泡辅助水力压裂破岩方法，通过超临界CO2对岩石的预处理与水力压裂破岩结合，以降低压裂目标地层破裂压力。
发明内容
本发明针对致密或高破裂压力地层而提出一种超临界CO2浸泡辅助水力压裂破岩方法，该方法既可用于直井压裂，又可用于水平井压裂。与常规水力压裂方法，本发明避免了单纯水力压裂时破岩难、破岩效果差、破岩效率低、人工造缝效果差等问题。
为了实现上述目的，本发明公开了一种超临界CO2浸泡辅助水力压裂破岩方法，该方法包括以下步骤：
(1)超临界CO2浸泡阶段
通过压裂管柱向压裂井目标地层注入超临界CO2，对压裂井目标地层进行关井浸泡；
(2)滑溜水压裂液破岩阶段
浸泡结束后通过压裂管柱向压裂井目标地层持续注入滑溜水压裂液，压开地层，形成人工裂缝或裂缝网络。
本发明以超临界CO2作为水力压裂前的预处理液，将超临界CO2注入目标压裂地层，使超临界CO2渗透进入岩石内部微孔隙，利用超临界CO2与地层岩石的相互作用，加剧岩石内部微观损伤，使原有的天然发育裂缝扩展，增强岩石脆性，降低岩石抗破碎强度和破岩门限压力，此过程为超临界CO2对岩石的浸泡阶段；在所述的超临界CO2浸泡阶段结束后，再将滑溜水压裂液注入地层，压裂地层形成裂缝，然后将携带有支撑剂的滑溜水压裂液持续注入目标压裂地层，完成压裂过程。此过程可以解决致密油藏或高破裂压力岩层在水力压裂时破岩难、破岩效果差、破岩效率低等问题。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
通过将超临界CO2注入目标压裂地层，利用超临界CO2与地层岩石的相互作用，增强岩石脆性，有效降低岩石抗破碎强度和破岩门限压力；再持续注入高压滑溜水压裂液，压开地层，有效降低目标地层破裂压裂3-10MPa，提高裂缝复杂程度。与常规水力压裂方法，本发明避免了单纯水力压裂时破岩难、破岩效果差、破岩效率低、人工造缝效果差等问题。
附图说明
图1为本发明超临界CO2浸泡阶段示意图；
图1中，1油管、2封隔器、3套管、4超临界CO2注入方向、5射孔孔眼、6超临界CO2浸泡地层、7地层。
图2为本发明滑溜水压裂液破岩阶段示意图；
图2中，1油管、2封隔器、3套管、4滑溜水压裂液注入方向、5射孔孔眼、6超临界CO2浸泡地层、7地层、8水力压裂裂缝。
图3为实施例1破裂压力随时间变化曲线；
图4为实施例1裂缝面分布云图；
图5为实施例1破裂压力随时间变化曲线；
图6为实施例1裂缝面分布云图。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
如图1所示，为了实现上述目的，本发明公开了一种超临界CO2浸泡辅助水力压裂破岩方法，该方法包括以下步骤：
(1)超临界CO2浸泡阶段
通过压裂管柱向压裂井目标地层注入超临界CO2，对压裂井目标地层进行关井浸泡；
(2)滑溜水压裂液破岩阶段
浸泡结束后通过压裂管柱向压裂井目标地层持续注入滑溜水压裂液，压开地层，形成人工裂缝或裂缝网络。
在本发明中，优选地，所述压裂井目标地层的渗透率大于5×10-3μm-3、油层厚度大于4m，且与气层、水层的隔层厚度大于10m。更优选为渗透率大于50×10-3μm-3、油层厚度为大于10-20m，且与气层、水层的隔层厚度大于20m。
在本发明中，优选地，所述超临界CO2注入强度为每米油层厚度注入1-10m3，注入速度为5-20m3/min。更优选为每米油层厚度注入3-5m3，注入速度为10-15m3/min。
优选情况下，步骤(1)中，所述关井浸泡时间为8-24h，更优选为12-18h。
步骤(2)中，所述滑溜水压裂液的注入压力高于压裂井目标地层破裂压力0.5-5MPa，更优选大于2-5MPa。
在本发明中，优选地，所述滑溜水压裂液的降阻率大于70％。
优选地，所述滑溜水压裂液粘度为5-10mPa·s，注入速度为3-10m3/min，注入量为50-200m3。更优选为粘度6-8mPa·s，注入速度5-8m3/min，注入量100-150m3。
优选情况下，所述人工裂缝或裂缝网络的缝宽0.5-4.5mm、缝长50-150m，更优选为缝宽1.5-4.5mm、缝长100-150m；所述人工裂缝或裂缝网络的间隔大于25m，最佳为30-50m。
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。
下面将结合具体实施例对本发明作进一步的说明。
在本发明中，所用的装置或设备均为所属领域已知的常规装置或设备，均可购得。
以下实施例和对比例中，在没有特别说明的情况下，所使用的各种试剂均为来自商购的化学纯试剂。
实施例1室内实验
300mm×300mm×300m岩样三维压裂物理模拟实验。岩样1实验条件：上覆岩层压力—最大水平主应力—最小水平主应力分别为40MPa—25MPa—10MPa；压裂液为滑溜水压裂液，粘度为10mPa.s，排量为15ml/min。
破裂压力随时间变化曲线如图3所示。从破裂压力变化曲线中可以看出，破裂压力随时间先增大后减小，符合经典的破裂压力变化规律，随后，破裂压力有较小的波动，表明有微小裂缝产生及转向，其中最大破裂压力为25MPa。
对裂缝面进行了扫描和数据化处理，如图4所示。
岩样2实验条件：上覆岩层压力—最大水平主应力—最小水平主应力分别为40MPa—25MPa—10MPa；采用超临界CO2对岩样浸泡12h，压裂液为滑溜水压裂液，粘度为10mPa.s，排量为15ml/min。
破裂压力随时间变化曲线如图5所示。从破裂压力随时间变化曲线中可以看出，破裂压力随时间产生了数次较大的压力波动，表明压裂过程不断的造缝，产生较大的新缝，裂缝形态较为复杂；其中，最大破裂压力为22.4MPa，破裂压力较岩样1降低2.6MPa。
对裂缝面进行了扫描和数据化处理，如图6所示。岩样2形成了较为复杂的裂缝，在垂直最小水平主应力方向形成了主裂缝，在垂直最小水平主应力方向转过30°方位后又形成了一条较大的次生缝。对比上面实验结果可知，采用超临界CO2对岩样预处理12h处理后作用巨大，能够极大提高岩心脆性，增加复杂缝的产生。
实施例2现场试验
胜利油田某采油厂油井G23为致密砂岩储层，厚度15m，孔隙度7％，气层、水层的隔层厚度32m，渗透率150×10-3μm-3，泥质含量20.3％，储层应力120.3MPa，地面破裂压力95.0MPa。压裂井G23的渗透率大于5×10-3μm-3、油层厚度大于4m，且与气层、水层的隔层厚度大于10m，符合本发明筛选标准。采用本发明超临界CO2浸泡辅助水力压裂破岩方法，具体步骤如下：
(1)超临界CO2浸泡阶段
通过压裂管柱向压裂井目标地层注入超临界CO2，对压裂井目标地层进行关井浸泡。
所述超临界CO2注入强度为每米油层厚度注入1m3，注入总量为15m3；注入速度为5m3/min；所述关井浸泡时间为8h。
(2)滑溜水压裂液破岩阶段
浸泡结束后通过压裂管柱向压裂井目标地层持续注入滑溜水压裂液，压开地层，形成人工裂缝或裂缝网络。
所述滑溜水压裂液的注入压力高于压裂井G23目标地层破裂压力0.5MPa，为90.5MPa。
所述滑溜水压裂液的降阻率为75.6％，滑溜水压裂液粘度为5mPa·s，注入速度为3m3/min，注入量为50m3。
所述人工裂缝或裂缝网络的缝宽0.5mm、缝长50m，人工裂缝或裂缝网络的间隔为28m。
实施本发明的压裂方法后油井G23破裂压力为87MPa，较原破裂压力降低8MPa，压裂效果良好。
实施例3现场试验
胜利油田某采油厂油井G21为致密砂岩储层，厚度18m，孔隙度6.8％，气层、水层的隔层厚度45m，渗透率80×10-3μm-3，泥质含量21.2％，储层应力125.2MPa，地面破裂压力96.6MPa。压裂井G21的渗透率大于5×10-3μm-3、油层厚度大于4m，且与气层、水层的隔层厚度大于10m，符合本发明筛选标准。采用本发明超临界CO2浸泡辅助水力压裂破岩方法，具体步骤如下：
(1)超临界CO2浸泡阶段
通过压裂管柱向压裂井目标地层注入超临界CO2，对压裂井目标地层进行关井浸泡。
所述超临界CO2注入强度为每米油层厚度注入3m3，注入总量为54m3，注入速度为10m3/min；所述关井浸泡时间为12h。
(2)滑溜水压裂液破岩阶段
浸泡结束后通过压裂管柱向压裂井目标地层持续注入滑溜水压裂液，压开地层，形成人工裂缝或裂缝网络。
所述滑溜水压裂液的注入压力高于压裂井G21目标地层破裂压力1MPa，为97.6MPa。
所述滑溜水压裂液的降阻率为80.1％，滑溜水压裂液粘度为6mPa·s，注入速度为5m3/min，注入量为120m3。
所述人工裂缝或裂缝网络的缝宽1.2mm、缝长80m，人工裂缝或裂缝网络的间隔为32m。
实施本发明的压裂方法后油井G21破裂压力为84.5MPa，较原破裂压力降低12.1MPa，压裂效果良好。
实施例4现场试验
胜利油田某采油厂油井G32为致密砂岩储层，厚度25m，孔隙度7.5％，气层、水层的隔层厚度35m，渗透率120×10-3μm-3，泥质含量22.5％，储层应力125.8MPa，地面破裂压力98.0MPa。压裂井G32的渗透率大于5×10-3μm-3、油层厚度大于4m，且与气层、水层的隔层厚度大于10m，符合本发明筛选标准。采用本发明超临界CO2浸泡辅助水力压裂破岩方法，具体步骤如下：
(1)超临界CO2浸泡阶段
通过压裂管柱向压裂井目标地层注入超临界CO2，对压裂井目标地层进行关井浸泡；
所述超临界CO2注入强度为每米油层厚度注入5m3，注入总量为125m3；注入速度为12m3/min。
所述关井浸泡时间为16h。
(2)滑溜水压裂液破岩阶段
浸泡结束后通过压裂管柱向压裂井目标地层持续注入滑溜水压裂液，压开地层，形成人工裂缝或裂缝网络。
所述滑溜水压裂液的注入压力高于压裂井G32目标地层破裂压力2MPa，为100MPa。
所述滑溜水压裂液的降阻率为85.6％，滑溜水压裂液粘度为8mPa·s，注入速度为6m3/min，注入量为120m3。
所述人工裂缝或裂缝网络的缝宽2.5mm、缝长100m，人工裂缝或裂缝网络的间隔为45m。
实施本发明的压裂方法后油井G32破裂压力为83.5MPa，较原破裂压力降低14.5MPa，压裂效果良好。
实施例5现场试验
胜利油田某采油厂油井H12为致密砂岩储层，厚度35m，孔隙度8.1％，气层、水层的隔层厚度35.6m，渗透率80×10-3μm-3，泥质含量22.1％，储层应力121.2MPa，地面破裂压力95.3MPa。压裂井H12的渗透率大于5×10-3μm-3、油层厚度大于4m，且与气层、水层的隔层厚度大于10m，符合本发明筛选标准。采用本发明超临界CO2浸泡辅助水力压裂破岩方法，具体步骤如下：
(1)超临界CO2浸泡阶段
通过压裂管柱向压裂井目标地层注入超临界CO2，对压裂井目标地层进行关井浸泡；
所述超临界CO2注入强度为每米油层厚度注入8m3，注入总量为280m3；注入速度为15m3/min。
所述关井浸泡时间为20h。
(2)滑溜水压裂液破岩阶段
浸泡结束后通过压裂管柱向压裂井目标地层持续注入滑溜水压裂液，压开地层，形成人工裂缝或裂缝网络。
所述滑溜水压裂液的注入压力高于压裂井H12目标地层破裂压力3MPa，为98.3MPa。
所述滑溜水压裂液的降阻率为81.3％，滑溜水压裂液粘度为9mPa·s，注入速度为8m3/min，注入量为150m3。
所述人工裂缝或裂缝网络的缝宽3.2mm、缝长120m，人工裂缝或裂缝网络的间隔为40m。
实施本发明的压裂方法后油井H12破裂压力为81.0MPa，较原破裂压力降低14.3MPa，压裂效果良好。
实施例5现场试验
胜利油田某采油厂油井H15为致密砂岩储层，厚度21m，孔隙度7.2％，气层、水层的隔层厚度28m，渗透率200×10-3μm-3，泥质含量24.2％，储层应力132.5MPa，地面破裂压力103.4MPa。压裂井H15的渗透率大于5×10-3μm-3、油层厚度大于4m，且与气层、水层的隔层厚度大于10m，符合本发明筛选标准。采用本发明超临界CO2浸泡辅助水力压裂破岩方法，具体步骤如下：
(1)超临界CO2浸泡阶段
通过压裂管柱向压裂井目标地层注入超临界CO2，对压裂井目标地层进行关井浸泡；
所述超临界CO2注入强度为每米油层厚度注入10m3，注入总量为210m3；注入速度为20m3/min。
所述关井浸泡时间为24h。
(2)滑溜水压裂液破岩阶段
浸泡结束后通过压裂管柱向压裂井目标地层持续注入滑溜水压裂液，压开地层，形成人工裂缝或裂缝网络。
所述滑溜水压裂液的注入压力高于压裂井H15目标地层破裂压力5MPa，为108.4MPa。
所述滑溜水压裂液的降阻率为82.5％，滑溜水压裂液粘度为10mPa·s，注入速度为10m3/min，注入量为200m3。
所述人工裂缝或裂缝网络的缝宽4.5mm、缝长150m，人工裂缝或裂缝网络的间隔为56m。
实施本发明的压裂方法后油井H15破裂压力为85.2MPa，较原破裂压力降低18.2MPa，压裂效果良好。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。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，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。
Claims (12)
1.一种超临界CO2浸泡辅助水力压裂破岩方法，其特征在于，所述的破岩方法包括以下步骤：
(1)超临界CO2浸泡阶段
通过压裂管柱向压裂井目标地层注入超临界CO2，对压裂井目标地层进行关井浸泡；
(2)滑溜水压裂液破岩阶段
浸泡结束后通过压裂管柱向压裂井目标地层持续注入滑溜水压裂液，压开地层，形成人工裂缝或裂缝网络。
2.根据权利要求1所述破岩方法，其特征在于，所述压裂井目标地层的渗透率大于5×10-3μm-3、油层厚度大于4m，且与气层、水层的隔层厚度大于10m。
3.根据权利要求2所述破岩方法，其特征在于，所述压裂井目标地层的渗透率大于50×10-3μm-3、油层厚度为大于10-20m，且与气层、水层的隔层厚度大于20m。
4.根据权利要求1所述破岩方法，其特征在于，所述超临界CO2注入强度为每米油层厚度注入1-10m3，注入速度为5-20m3/min。
5.根据权利要求4所述破岩方法，其特征在于，所述超临界CO2注入强度为每米油层厚度注入3-5m3，注入速度为10-15m3/min。
6.根据权利要求1所述破岩方法，其特征在于，所述关井浸泡时间为8-24h。
7.根据权利要求1所述破岩方法，其特征在于，所述滑溜水压裂液的注入压力高于压裂井目标地层破裂压力0.5-5MPa。
8.根据权利要求1所述破岩方法，其特征在于，所述滑溜水压裂液的降阻率大于70％。
9.根据权利要求1所述破岩方法，其特征在于，所述滑溜水压裂液粘度为5-10mPa·s，注入速度为3-10m3/min，注入量为50-200m3。
10.根据权利要求9所述破岩方法，其特征在于，所述滑溜水压裂液粘度为粘度6-8mPa·s，注入速度5-8m3/min，注入量100-150m3。
11.根据权利要求1所述破岩方法，其特征在于，所述人工裂缝或裂缝网络的缝宽0.5-4.5mm、缝长50-150m。
12.根据权利要求1所述破岩方法，其特征在于，所述人工裂缝或裂缝网络的间隔大于25m。
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