一种页岩气储层压裂改造方法技术

本发明专利技术涉及一种页岩气储层压裂改造方法，属于油气技术领域。其包括(1)配料，配制成气固液乳化液；(2)泵液，将气固液乳化液通过高压泵泵入油气井内；(3)封堵，将封堵膨胀液通过高压泵泵入油气井内；(4)排气，将气体返排出。本发明专利技术提供的一种页岩气储层压裂改造方法，工艺简单，成本低，返排彻底，压力的释放比较缓慢，安全性大大提高。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术属于油气
，具体涉及一种页岩气储层压裂改造方法。
技术介绍
页岩气储层的压裂改造不同于常规气藏,页岩气储层射孔后依靠自身能量无法达到工业气流,故必须压裂投产。另外,改造期间的压裂模式、加砂规模均与常规压裂不同,页岩气储层改造主要目的是在沟通天然微裂缝系统的同时形成新的水力裂缝,以尽量增大改造体积。经过几十年的发展,目前已经形成以直井分层压裂、水平井分段压裂为主的页岩气开发技术。目前常规的页岩气储层压裂改造方法采用大型滑溜水压裂工艺，使用的滑溜水压裂液主要由清水、粘土稳定剂、表面活性剂、杀菌剂、降阻剂等组成，单级压裂用水量在2000方以上，对于水平井多级压裂，用水量则达到上万方。因此，对于页岩气井大型滑溜水压裂工艺，一方面需要消耗大量的水资源，同时压裂后返排的压裂液需要净化处理，对环境有潜在危害；另一方面页岩气储层含有大量的粘土矿物，特别是陆相页岩气储层，粘土矿物含量甚至超过60％，大量水进入储层后会造成粘土矿物膨胀、分散运移，导致渗透率降低、孔隙吼道堵塞，影响到最终的增产改造效果。而采用气体压裂工艺存在基本不影响页岩气储层的优点，如专利号为201210301134.8的专利提出的液态CO2压裂工艺，但是此工艺存在以下问题，由于压入的为液体二氧化碳，温度较低，在汽化过程大量吸收热量，可能出现结冰等现象，影响了CO2的返排，对后期的开采不利，同时液体CO2在汽化时体积大大膨胀，瞬间产生高压，可能引起其他危害。
技术实现思路
为了解决现有技术存在的上述问题，本专利技术提供了一种页岩气储层压裂改造方法，工艺简单，成本低，返排彻底，压力的释放比较缓慢，安全性大大提高。本专利技术所采用的技术方案为：一种页岩气储层压裂改造方法，其包括以下几个步骤：(1)配料，CO2、N2的混合气体在低温、高压条件下加入乳化液中，高速搅拌1-5小时，同时加入吸附剂，再在高速搅拌1-5小时配制成气固液三相乳化液；(2)泵液，将气固液三相乳化液通过高压泵泵入油气井内，泵入压力为5.0Mpa以上，泵入至油气井内的压力增大1Mpa以上后停止；(3)封堵，将封堵膨胀液通过高压泵泵入油气井内，泵入的压力为1-2Mpa，封堵膨胀液的泵入量为气固液乳化液泵入量的0.5-1％，泵入完毕后保持当前的压力5-24小时；(4)排气，按照每小时0.1-0.5Mpa降压，同时不断的测量排出气的CO2和N2的含量，当CO2和N2低于5％时，完成一次页岩气储层压裂改造，然后再从步骤1-4循环，直至页岩气储层压裂改造完成。所述步骤(1)中乳化液由质量分数为5-20％的表面活性剂、5-10％的增稠剂、0.5-5％的分散剂、65-80％的水组成，压力为2-5Mpa，搅拌转速均为800-2000r/min，吸附剂包括吸附颗粒和分解剂，吸附颗粒为比表面积大于30m3/g，孔隙率大于20％，粒度为0.1-5um的粉末，分解剂为碳酸氢盐，混合气体和吸附剂分别占气固液乳化液质量分数的10-30％和5-10％。所述步骤(3)中封堵膨胀液组分为质量分数20-35％的发泡剂、10-30％的交联剂、5-10％的膨胀剂、5-10％的粘结剂和15-60％的溶剂。本专利技术的有益效果为：1、工艺简单，成本低，采用泵入固液乳化液的方式在油气井内形成高压，在固液乳化液内混合有气体，当在油气井下，气体释放出来，形成高压，从而完成压裂改造，工艺简单，成本低。2、返排彻底，由于不产生汽化作用，基本不降低油气井的温度，从而避免结冰等现象，可彻底返排。3、压力的释放比较缓慢，安全性大大提高，通过封堵膨胀液将固液乳化液封堵，同时由于封堵膨胀液中含有的发泡剂，可在封堵面产生大量的气泡，从而产生大量的通道，可使得返排过程压力缓慢释放，安全性大大提高。具体实施方式以下结合具体的实例，对本专利技术申请所述的一种页岩气储层压裂改造方法的进行描述和说明，目的是为了公众更好的理解本专利技术的
技术实现思路
，而不是对所述
技术实现思路
的限制，在相同或近似的原理下，对所述工艺步骤进行的改进，包括反应条件、所用试剂改进和替换，达到相同的目的，则都在本专利技术申请所要求保护的技术方案之内。实施例一(1)配料，CO2、N2的混合气体在低温、高压条件下加入乳化液中，高速搅拌3小时，同时加入吸附剂，再在高速搅拌3小时配制成气固液三相乳化液；(2)泵液，将气固液三相乳化液通过高压泵泵入油气井内，泵入压力为5.0Mpa以上，泵入至油气井内的压力增大1Mpa以上后停止；(3)封堵，将封堵膨胀液通过高压泵泵入油气井内，泵入的压力为1.5Mpa，封堵膨胀液的泵入量为气固液乳化液泵入量的0.7％，泵入完毕后保持当前的压力20小时；(4)排气，按照每小时0.3Mpa降压，同时不断的测量排出气的CO2和N2的含量，当CO2和N2低于5％时，完成一次页岩气储层压裂改造，然后再从步骤1-4循环，直至页岩气储层压裂改造完成。所述步骤(1)中乳化液由质量分数为15％的表面活性剂、5％的增稠剂、5％的分散剂、65％的水组，压力为2.5Mpa，搅拌转速均为1000r/min，吸附剂包括吸附颗粒和分解剂，吸附颗粒为比表面积大于30m3/g，孔隙率大于20％，粒度为2um的粉末，分解剂为碳酸氢钠，混合气体和吸附剂分别占气固液乳化液质量分数的20％和8％。所述步骤(3)中封堵膨胀液组分为质量分数30％的发泡剂、20％的交联剂、8％的膨胀剂、8％的粘结剂和34％的溶剂。实施例二一种页岩气储层压裂改造方法，其包括以下几个步骤：(1)配料，CO2、N2的混合气体在高压条件下加入乳化液中，高速搅拌5小时，同时加入吸附剂，再高速搅拌4小时配制成气固液三相乳化液；(2)泵液，将气固液三相乳化液通过高压泵泵入油气井内，泵入压力为5.0Mpa以上，泵入至油气井内的压力增大1Mpa以上后停止；(3)封堵，将封堵膨胀液通过高压泵泵入油气井内，泵入的压力为1Mpa，封堵膨胀液的泵入量为气固液乳化液泵入量的0.8％，泵入完毕后保持当前的压力20小时；(4)排气，按照每小时0.4Mpa降压，同时不断的测量排出气的CO2和N2的含量，当CO2和N2低于5％时，完成一次页岩气储层压裂改造，然后再从步骤1-4循环，直至页岩气储层压裂改造完成。所述步骤(1)中乳化液由质量分数为10％的表面活性剂、5％的增稠剂、5％的分散剂、80％的水组成，压力为4mpa，搅拌转速均为1000r/min,吸附颗粒为比表面积大于30m3/g，孔隙率大于20％，粒度为0.8本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种页岩气储层压裂改造方法，其特征在于，包括以下几个步骤：(1)配料，CO2、N2的混合气体在低温、高压条件下加入乳化液中，高速搅拌1‑5小时，同时加入吸附剂，再在高速搅拌1‑5小时配制成气固液三相乳化液；(2)泵液，将气固液三相乳化液通过高压泵泵入油气井内，泵入压力为5.0Mpa以上，泵入至油气井内的压力增大1Mpa以上后停止；(3)封堵，将封堵膨胀液通过高压泵泵入油气井内，泵入的压力为1‑2Mpa，封堵膨胀液的泵入量为气固液乳化液泵入量的0.5‑1％，泵入完毕后保持当前的压力5‑24小时；(4)排气，按照每小时0.1‑0.5Mpa降压，同时不断的测量排出气的CO2和N2的含量，当CO2和N2低于5％时，完成一次页岩气储层压裂改造，然后再从步骤1‑4循环，直至页岩气储层压裂改造完成。

【技术特征摘要】
1.一种页岩气储层压裂改造方法，其特征在于，包括以下几个步骤：
(1)配料，CO2、N2的混合气体在低温、高压条件下加入乳化液中，高速搅拌1-5小时，同
时加入吸附剂，再在高速搅拌1-5小时配制成气固液三相乳化液；
(2)泵液，将气固液三相乳化液通过高压泵泵入油气井内，泵入压力为5.0Mpa以上，泵入
至油气井内的压力增大1Mpa以上后停止；
(3)封堵，将封堵膨胀液通过高压泵泵入油气井内，泵入的压力为1-2Mpa，封堵膨胀液的
泵入量为气固液乳化液泵入量的0.5-1％，泵入完毕后保持当前的压力5-24小时；
(4)排气，按照每小时0.1-0.5Mpa降压，同时不断的测量排出气的CO2和N2的含量，当
CO2和N2低于5％时，完成一次页岩气储层压裂改造，然后再从步骤1-4循环，直至页岩气

【专利技术属性】
技术研发人员：肖重阳，傅恒，
申请(专利权)人：成都理工大学，
类型：发明
国别省市：四川;51