一种低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法技术

本发明专利技术公开了一种低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，通过依次进行的利用前置液液态超临界CO

【技术实现步骤摘要】
一种低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法
本专利技术涉及油气田井下作业
，特别涉及一种低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法。
技术介绍
致密油是指夹在或紧邻优质生油层系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是一种非常规石油资源，储层显示为低孔、低渗的特点。致密油的开发方式多采用水平井压裂技术，目前还是以水力压裂为主的开发方式，多以滑溜水+瓜胶为主体的压裂液体系，支撑剂以石英砂、陶粒或覆膜砂为主。也有的区块使用过酸性压裂液、VES压裂液、羧甲基压裂液等体系，主要是为了提高裂缝的导流能力。我国致密油储层特征与国外差异较大。国外致密油储层主要以海相沉积为主，且储层分布均匀，天然裂缝发育；而国内主要以陆相沉积为主，非均质性较强，储层局部微裂缝发育。针对低孔、低渗、高泥质含量的储层，因此开发一种针对于上述储层情况的压裂液体系和适当组合的压裂工艺技术是开发非常规致密油气的关键。
技术实现思路
本专利技术的目的是提供一种能够有效达到深度改造超低渗致密油储层，提高缝口及近井地带的导流能力的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法。为此，本专利技术技术方案如下：一种低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，由如下四个步骤实现。步骤一、将经过冷泵压缩形成的液态超临界CO2通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置。进一步地，液态超临界CO2的用量优选为200～300m3，注入排量优选为2.5～3.5m3/min。在该步骤中，液态超临界CO2具体指在温度条件为31.26℃、压力条件为7.38MPa下压缩形成的处于超临界状态的CO2，该状态下CO2呈液态，密度为0.467g/cm3；首先向地层泵送液态超临界CO2的目的在于利用其超低粘度的性质，以实现深度穿透泥质含量高的储层造出水力裂缝，使得裂缝延伸的更远，面积更宽。步骤二、将前置酸通过由压裂泵车连接的高压管线打入到井口以下的目标储层位置。其中，前置酸采用在100重量份清水中加入15份工业盐酸、2份缓蚀剂、2份铁离子稳定剂、2份粘土稳定剂和2份破乳助排剂后混合均匀形成；具体地，缓蚀剂采用咪唑啉类缓蚀剂；铁离子稳定剂采用柠檬酸、氨基三乙酸三钠盐或乙二胺四乙酸四钠盐；破乳助排剂采用氟碳类表面活性剂；粘土稳定剂采用重量比为7:3的四甲基氯化铵与防膨剂的混合物；所述防膨剂优选采用已授权专利CN104277817B公开的防膨剂。在该步骤二中，向井下泵送前置酸的目的包括：1)解除近井地带的泥浆污染；2)降低近井地带岩石的破裂压力；3)降低近井筒地带射孔造成的应力集中。进一步地，前置酸的注入液量优选为15～20m3，注入排量优选为1.5～2.0m3/min。步骤三、全程滑溜水的主压裂施工，即向目标储层依次注入不同粘度的滑溜水压裂液；该步骤包括四个阶段，具体为：第一阶段：向目标储层注入混有40/70目陶粒的高粘度滑溜水压裂液；其中，高粘度滑溜水压裂液的粘度为50～70mPa·s，陶粒的加砂比例为3～5％；第二阶段：向目标储层注入混有70/140目石英砂的低粘度滑溜水压裂液；其中，低粘度滑溜水压裂液的粘度为2～4mPa·s，优选为2.6～4mPa·s；石英砂的加砂比例为6～15％；第三阶段：依次向目标储层注入混有70/140目石英砂的中粘度滑溜水压裂液和混有40/70目陶粒的中粘度滑溜水压裂液；其中，中粘度滑溜水压裂液的粘度为15～20mPa·s；石英砂的加砂比例为10～16％，陶粒的加砂比例为8～13％；第四阶段：向目标储层注入混有40/70目陶粒的高粘度滑溜水压裂液；其中，高粘度滑溜水压裂液的粘度为50～70mPa·s，优选为58～70mPa·s；陶粒的加砂比例为13～23％。进一步地，在上述四个阶段中，高粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.4～0.6％的分子量为1000万～1500万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.1～0.15％的洗油剂、0.3～0.5％的助排剂、0.5～1％的防膨剂和余量的水混配得到；中粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.2～0.3％的分子量为1000万～1500万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.1～0.15％的洗油剂、0.3～0.5％的助排剂、0.5～1％的防膨剂和余量的水混配得到；低粘度滑溜水压裂液由以质量分数计的0.1％的分子量为1000万～1500万的阴离子型聚丙烯酰胺、0.1～0.15％的洗油剂、0.3～0.5％的助排剂、0.5～1％的防膨剂和余量的水混配得到。进一步地，在步骤三的四个阶段中，陶粒的总用量为陶粒和石英砂的总体积的30％～50％，石英砂的总用量为陶粒和石英砂的总体积的50％～70％，且二者的体积百分数之和为100％；更进一步地，陶粒在第一阶段、第三阶段和第四阶段的使用体积比为(4～10):(47～58):(38～48)，石英砂在第二阶段和第三阶段的使用体积比为(57～67):(32～40)。进一步地，在步骤三中，各阶段的滑溜水压裂液的注入排量为14～16m3/min。步骤四、向目标储层依次注入粘度为15～20mPa·s的中粘度滑溜水压裂液进行顶替施工，然后再向目标储层依次注入清水进行顶替施工。其中，作为顶替液的中粘度滑溜水压裂液与步骤三中使用的中粘度滑溜水压裂液的技术参数相同。进一步地，在步骤四中，顶替液的注入总液量为45～70m3，且中粘度滑溜水压裂液与清水的注入体积比为(4～5):(1～2)；注入排量为12～15m3/min。进一步地，在步骤三中的每个阶段的后半程采用伴注液氮方式快速压裂液注入速度，液氮的注入排量为150L/min。与现有技术相比，该的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法通过依次进行的利用前置液液态超临界CO2穿透造缝，增加了裂缝的延伸和波及面积，提高了储层的改造程度和水力压裂改造效果，利用前置酸解除近井地带的泥浆污染的同时降低近井地带岩石的破裂压力和应力集中，并通过采用快速提高排量/大排量+逆混合压裂加砂工艺，提高了裂缝纵向的改造程度，并在初期采用少量高粘度滑溜水造缝，减少液体的滤失，提高裂缝净压力增加纵向改造程度，也提高了致密油层的压裂改造效果，利用顶替液顶替施工，形成一套适用于低渗透、低孔隙度、高泥质含量的致密油储层的压裂改造工艺技术，该压裂工艺能够有效达到深度改造超低渗致密油储层，提高缝口及近井地带的导流能力，最后从泥岩、致密砂岩中获得工业油流的目的。具体实施方式下面结合具体实施例对本专利技术做进一步的说明，但下述实施例绝非对本专利技术有任何限制。采用本申请的压裂方法对该井进行压裂施工对东北XX水平井进行压裂施工。该井基本条件：井温90～100℃，地层压力25～30MPa，地层压力系数1.05～1.09，储层敏感性为弱酸敏、弱碱敏、弱中水敏、弱盐敏，储层孔隙度4-8％，渗透率＜0.01MD，粘土矿物含量40-50％，伊蒙混层为主，脆性矿物(石英、长石、碳酸岩、黄铁矿等)50～6本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，其特征在于，步骤如下：/n步骤一、向目标储层注入前置液态超临界CO

【技术特征摘要】
1.一种低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，其特征在于，步骤如下：
步骤一、向目标储层注入前置液态超临界CO2；
步骤二、向目标储层注入前置酸；
步骤三、向目标储层依次注入不同粘度的滑溜水压裂液；该步骤分为四个阶段，包括：
第一阶段：向目标储层注入混有40/70目陶粒的高粘度滑溜水压裂液；其中，高粘度滑溜水压裂液的粘度为50～70mPa·s，陶粒的加砂比例为3～5％；
第二阶段：向目标储层注入混有70/140目石英砂的低粘度滑溜水压裂液；其中，低粘度滑溜水压裂液的粘度为2～4mPa·s，石英砂的加砂比例为6～15％；
第三阶段：依次向目标储层注入混有70/140目石英砂的中粘度滑溜水压裂液和混有40/70目陶粒的中粘度滑溜水压裂液；其中，中粘度滑溜水压裂液的粘度为15～20mPa·s，石英砂的加砂比例为10～16％，陶粒的加砂比例为8～13％；
第四阶段：向目标储层注入混有40/70目陶粒的高粘度滑溜水压裂液；其中，高粘度滑溜水压裂液的粘度为50～70mPa·s，陶粒的加砂比例为13～23％；
步骤四、向目标储层依次注入粘度为15～20mPa·s的中粘度滑溜水压裂液进行顶替施工，然后再向目标储层依次注入清水进行顶替施工。


2.根据权利要求1所述的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，其特征在于，在步骤一中，前置液态超临界CO2的注入液量为200～300m3，注入排量为2.5～3.5m3/min。


3.根据权利要求2所述的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，其特征在于，在步骤二中，前置酸采用在100重量份清水中加入15份工业盐酸、2份缓蚀剂、2份铁离子稳定剂、2份粘土稳定剂和2份破乳助排剂后混合均匀形成；其中，缓蚀剂采用咪唑啉类缓蚀剂；铁离子稳定剂采用柠檬酸、氨基三乙酸三钠盐或乙二胺四乙酸四钠盐；粘土稳定剂采用重量比为7:3的四甲基氯化铵与防膨剂混合物。


4.根据权利要求1所述的低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法，在步骤二中，前置酸的注入液量为15～20m3，注入排量为1.5～2.0m3/min。

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【专利技术属性】
技术研发人员：刘音，王玉忠，吕选鹏，刘卫彬，白静，刘畅，王晓磊，汪强，卢伟，黄其，解同川，
申请(专利权)人：中国石油集团渤海钻探工程有限公司，
类型：发明
国别省市：天津;12