一种液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法技术

本发明专利技术提供了一种液化石油气‑二氧化碳无水增能复合压裂方法。该方法包括以下步骤：向地层中注入液化石油气压裂液，一段时间后停止注入；然后注入液态二氧化碳压裂液，一段时间后停止注入；再注入携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液，一段时间后停止注入；最后注入携带支撑剂的液化石油气压裂液，一段时间后停止注入。该方法通过在各个注入阶段不同压裂液的做法，合理利用不同压裂液的特殊性能，达到造缝网的效果，增大裂缝的油气运移能力，形成以主裂缝为主干的纵横“网状缝”系统，扩大了井控面积，增加了地层能量，改善了储层的渗流特征，尤其适用于低渗透、致密、强水敏储层，提高了单井压后产能，解决了低渗透、致密储层压裂改造效果差的难题。

A liquefied petroleum gas carbon dioxide can increase anhydrous compound fracturing method

The invention provides a liquefied petroleum gas carbon dioxide can increase anhydrous compound fracturing method. \u8be5\u65b9\u6cd5\u5305\u62ec\u4ee5\u4e0b\u6b65\u9aa4\uff1a\u5411\u5730\u5c42\u4e2d\u6ce8\u5165\u6db2\u5316\u77f3\u6cb9\u6c14\u538b\u88c2\u6db2\uff0c\u4e00\u6bb5\u65f6\u95f4\u540e\u505c\u6b62\u6ce8\u5165\uff1b\u7136\u540e\u6ce8\u5165\u6db2\u6001\u4e8c\u6c27\u5316\u78b3\u538b\u88c2\u6db2\uff0c\u4e00\u6bb5\u65f6\u95f4\u540e\u505c\u6b62\u6ce8\u5165\uff1b\u518d\u6ce8\u5165\u643a\u5e26\u652f\u6491\u5242\u7684\u6db2\u6001\u4e8c\u6c27\u5316\u78b3\u538b\u88c2\u6db2\uff0c\u4e00\u6bb5\u65f6\u95f4\u540e\u505c\u6b62\u6ce8\u5165\uff1b\u6700\u540e\u6ce8\u5165\u643a\u5e26\u652f\u6491\u5242\u7684\u6db2\u5316\u77f3\u6cb9\u6c14\u538b\u88c2\u6db2\uff0c\u4e00\u6bb5\u65f6\u95f4\u540e\u505c\u6b62\u6ce8\u5165\u3002 This method by injecting different stages of fracturing fluid in various practices, rational use of special properties of different fracturing fluid, fracturing achieve the net effect of oil and gas migration capacity increases, cracks, forming aspect \mesh seam\ system to the main crack as the backbone, expand the well control area, increase formation energy, improve percolation characteristics of the reservoir, especially suitable for low permeability, dense and strong water sensitive reservoirs, improve the single well deliverability, solve the problem of low permeability and tight reservoir fracturing effect is poor.

【技术实现步骤摘要】
一种液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法
本专利技术涉及石油发开井下作业技术中的一种油井压裂工艺，具体的说是一种液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法，属于石油天然气

技术介绍
页岩储层致密，不通过压裂几乎没有产能，而在所有低渗透油气藏中几乎均存在天然裂缝，但在开启这些天然裂缝并且使之与水力裂缝连通前，很少能够提供产量。页岩气藏中原生裂缝和次生裂缝同时存在，并可以开启和保持渗透性，水力裂缝诱导天然裂缝激活形成大规模的连通网络裂缝是页岩气开发的关键。要达到这一目标，通常采用高排量注入减阻水压裂液进行压裂作业，或是采取二氧化碳压裂技术，然而这两种工艺都存在缺陷。一方面，采用减阻水压裂技术会造成对水资源的大量浪费，同时水基液体进入微小孔隙吼道后会带来水敏、水锁污染，造成天然裂缝的关闭，给页岩储层带来永久性污染。另一方面，二氧化碳压裂液粘度低、携砂效果差，而且单一的二氧化碳压裂液无法造出具有一定长度和宽度的主裂缝。可见，采用单一工作液的传统压裂方式已经无法适应致密油气藏的开发。
技术实现思路
为解决上述技术问题，本专利技术的目的在于提供一种液化石油气(LPG)-二氧化碳无水增能复合压裂方法。该液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法尤其适用于低渗透、致密、水敏储层，能够提高单井压后产能。为达到上述目的，本专利技术提供了一种液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法，其包括以下步骤：(1)向地层中注入未添加支撑剂的液化石油气压裂液；(2)一段时间后，停止注入未添加支撑剂的液化石油气压裂液，然后注入未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液；(3)一段时间后，停止注入未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液，然后注入携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液；(4)一段时间后，停止注入携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液，然后注入携带支撑剂的液化石油气压裂液，一段时间后停止注入。根据本专利技术的具体实施方式，优选地，上述方法在步骤(1)之前还包括步骤(1)-1：利用注入未添加支撑剂的液化石油气压裂液挤出井筒内的液体，以防止污染地层。该步骤注入的液化石油气压裂液的量较小，可以控制在1.5～2.0m3。根据本专利技术的具体实施方式，优选地，上述方法还包括步骤(5)：压裂一段时间后，在生产前，对注入地层的二氧化碳和丙烷再次回收利用。在上述方法中，优选地，步骤(1)中未添加支撑剂的液化石油气压裂液的注入速度为3～5m3/min，注入量为35～40m3，注入压力控制在35～40MPa。更优选地，步骤(1)中未添加支撑剂的液化石油气压裂液的注入速度为3.8～4.2m3/min，注入量为36～38m3，注入压力控制在35～38MPa。在上述方法中，优选地，步骤(1)中的未添加支撑剂的液化石油气压裂液的成分组成包括(以该压裂液的总重量为基准)：0～2％的增粘剂、0～3％的交联剂以及95％以上的纯液态丙烷。其中，所述增粘剂可以包括双烷基磷酸酯增粘剂；所述交联剂包括络合铁交联剂。该双烷基磷酸酯增粘剂与络合铁交联剂的制备方法可以参考以下文献：低碳烃无水压裂液体系及流变特性研究(侯向前，华东理工大学硕士学位论文，2014)。更优选地，所述增粘剂的含量为0.5～0.7wt％，所述交联剂的含量为1.1～1.3wt％。也就是说，本申请中的未添加支撑剂的液化石油气压裂液可以为纯液态丙烷，也可以为由增粘剂和/或交联剂以及纯液态丙烷组成的。在上述方法中，优选地，步骤(2)中未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液可以重复注入，重复的次数可以为1-2次(即共注入2-3次)。在上述方法中，优选地，步骤(2)中未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液的注入速度为5～10m3/min，注入量为220～300m3(该注入量为单次的注入量)，注入压力控制在35～50MPa。更优选地，步骤(2)中未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液的注入速度为6.5～7.5m3/min，注入量为240～290m3(该注入量为单次的注入量)，注入压力控制40～45MPa。在上述方法中，优选地，步骤(2)中未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液的成分组成包括(以该压裂液的总重量为基准)：0～2％的增稠剂以及98％以上的纯液态二氧化碳。其中，所述增稠剂可以包括高度氟化的丙烯酸酯与部分磺化的苯乙烯的嵌段共聚物。该嵌段共聚物的具体组成及制备方法可以参考以下文献：EnhancementoftheViscosityofCarbonDioxideUsingStyrene/FluoroacrylateCopolymers(Z.H.Huang,C.M.Shi,J.H.Xu,KilicandE.J.Beckman:MaromoleculesVol.33(2000),p.5437)。更优选地，所述增稠剂的含量为1.5～2wt％。也就是说，本申请中的未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液可以为纯液态二氧化碳，也可以为由1.5～2％的增稠剂以及纯液态二氧化碳余量组成的。在上述方法中，优选地，步骤(3)中携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液的注入速度为5～10m3/min，注入量为80～150m3，注入压力控制在50～58MPa。更优选地，步骤(3)中携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液的注入速度为6.5～7.5m3/min，注入量为80～120m3，注入压力控制在50～53MPa。在上述方法中，优选地，以步骤(3)中的携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液的总重量为基准，其中的支撑剂的含量为10～15％。更优选地，所述支撑剂包括陶粒和/或覆膜砂等；尤为优选地，所述支撑剂包括低密度陶粒支撑剂和/或低密度覆膜砂支撑剂等，并且这些支撑剂的密度范围可以为1.8～2.9g/cm3。抗破碎能力强的低密度支撑剂配合液态二氧化碳压裂液能够更有利于产生更多有效支撑裂缝。该携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液中的液态二氧化碳压裂液的成分组成可以与步骤(2)中的相同。在上述方法中，优选地，步骤(4)中携带支撑剂的液化石油气压裂液的注入速度为5～10m3/min，注入量为40～70m3，注入压力控制在35～40MPa。更优选地，步骤(4)中携带支撑剂的液化石油气压裂液的注入速度为6.5～7.5m3/min，注入量为50～60m3，注入压力控制在35～38MPa。在上述方法中，优选地，以步骤(4)中的携带支撑剂的液化石油气压裂液的总重量为基准，其中的支撑剂的含量为20～25％。更优选地，所述支撑剂包括陶粒和/或覆膜砂等；尤为优选地，所述支撑剂包括大粒径、低密度陶粒支撑剂和/或大粒径、低密度覆膜砂支撑剂等，并且这些支撑剂的粒径范围可以为20～60目、密度范围可以为1.8～2.9g/cm3。抗破碎能力强且具导流能力的大粒径、低密度支撑剂配合液化石油气压裂液能够更有利于防止主裂缝闭合，形成油气运移最主要的通道。该携带支撑剂的液化石油气压裂液中的液化石油气压裂液的成分组成可以与步骤(1)中的相同。在上述方法中，优选地，所述地层包括低渗透、致密、水敏储层的地层。更优选地，所述地层为页岩储层的地层。本专利技术提供的液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法在压裂初期选择具有较高粘度的LPG压裂液(不携砂)造出主裂缝，高粘液体流动性较差，进入微小孔隙吼道能力较差；随后选择低粘、流动性好、易返排、对微小孔隙吼道伤害较小的液态二氧化碳压裂液以本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种液化石油气‑二氧化碳无水增能复合压裂方法，其包括以下步骤：(1)向地层中注入未添加支撑剂的液化石油气压裂液；(2)一段时间后，停止注入未添加支撑剂的液化石油气压裂液，然后注入未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液；(3)一段时间后，停止注入未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液，然后注入携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液；(4)一段时间后，停止注入携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液，然后注入携带支撑剂的液化石油气压裂液，一段时间后停止注入。

【技术特征摘要】
1.一种液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法，其包括以下步骤：(1)向地层中注入未添加支撑剂的液化石油气压裂液；(2)一段时间后，停止注入未添加支撑剂的液化石油气压裂液，然后注入未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液；(3)一段时间后，停止注入未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液，然后注入携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液；(4)一段时间后，停止注入携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液，然后注入携带支撑剂的液化石油气压裂液，一段时间后停止注入。2.根据权利要求1所述的液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法，其还包括步骤(5)：压裂一段时间后，在生产前，对注入地层的二氧化碳和丙烷再次回收利用。3.根据权利要求1所述的液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法，其中，步骤(1)中未添加支撑剂的液化石油气压裂液的注入速度为3～5m3/min，注入量为35～40m3，注入压力控制在35～40MPa；优选地，步骤(1)中未添加支撑剂的液化石油气压裂液的注入速度为3.8～4.2m3/min，注入量为36～38m3，注入压力控制在35～38MPa。4.根据权利要求1所述的液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法，其中，以步骤(1)中的未添加支撑剂的液化石油气压裂液的总重量为基准，其成分组成包括：0～2％的增粘剂、0～3％的交联剂以及95％以上的纯液态丙烷；优选地，所述增粘剂包括双烷基磷酸酯增粘剂，所述交联剂包括络合铁交联剂。5.根据权利要求1所述的液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法，其中，步骤(2)中未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液的注入速度为5～10m3/min，注入量为220～300m3，注入压力控制在35～50MPa；优选地，步骤(2)中未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液的注入速度为6.5～7.5m3/mi...

【专利技术属性】
技术研发人员：张劲，周劲辉，马新仿，祝佳秋，
申请(专利权)人：中国石油大学北京，
类型：发明
国别省市：北京,11