本发明专利技术提供了一种致密气藏压裂液体系及压裂方法，涉及致密气藏水力压裂技术领域。压裂方法的泵注程序分为5个阶段，环空低替阶段采用低黏液；前置液阶段前期采用低黏液，后期采用高黏液；携砂液阶段采用高黏液；顶替液阶段和挤注阶段均采用低黏液。差异化伴注纳米增效剂，前置液阶段添加0.3～0.5％的纳米增效剂、携砂液前期阶段添加0.1％～0.3％的纳米增效剂。本发明专利技术通过在压裂液中差异化添加纳米助排剂、深入纳米级储层孔喉中，从而提高压裂液返排效果、快速建产、提高单井产能。
【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及致密气藏水力压裂，尤其是涉及一种致密气藏压裂液体系及压裂方法。
技术介绍
1、苏里格致密砂岩气藏受低孔、低渗、低丰度的影响，储层物性差、储量丰度低、单井控制储量小、气井基本无自然产能，必须采用压裂技术对储层进行改造才能获得效益开发。压裂液性能和压裂方式的选择对提高致密气藏单井产量具有重要的影响。
2、对于非常规致密砂岩等低渗、超低渗储层，现场一般采用水基压裂液进行压裂作业。但大量压裂液易在低品位储层小孔喉中(孔喉半径中值50nm左右)因毛细管阻力形成水锁无法排出，堵塞气体渗流通道、形成水封气，降低了气井产能，因此及时高效地返排出水锁流体尤为重要。现有技术主要是通过氟碳类助排剂、醇类来防水锁和提高压裂液返排率，但普通的添加剂会被储层及支撑剂很快吸附，无法及时有效地到达致密岩石孔隙中。
3、近年来，应用纳米技术提高水力压裂效果开始受到越来越多的关注。相较于常规助排剂，纳米增效剂(粒径中值1～100nm)可将更多的表面活性剂运送至孔隙深处，被吸附后溶液表面张力更低，接触角更高，防水锁能力更强。但是，不同的纳米增效剂物理化学性能差距较大，而且纳米增效剂伴注比例对其性能的发挥也十分重要，此外压裂方式在发挥纳米增效剂降低深部储层水锁、改善远井微裂缝等低孔喉区域渗流通道也起着十分重要的作用，但相关研究却鲜有报道。
技术实现思路
1、本专利技术的目的之一在于提供一种致密气藏压裂液体系。
2、本专利技术的目的之二在于提供一种致密气藏压裂方法。
3、为了实现本专利技术的上述目的，特采用以下技术方案：
4、第一方面，本专利技术提供了一种致密气藏压裂液体系，包括压裂液和纳米增效剂me-50，压裂液包括低黏度乳液和高黏度乳液；
5、其中所述低黏度乳液的浓度为1.0％～1.6％，黏度为39～51mpa·s；高黏度乳液的浓度为1.8％～2.4％，黏度为60～90mpa·s。
6、本专利技术的低黏度乳液和高黏度乳液用乳液配制而成相应浓度和粘度。乳液选择生物复合乳液，如四川申和sry-1、阜城实业fc-ⅱ以及东方宝麟-ch3。
7、低黏度生物复合乳液的浓度例如为1.0％、1.1％、1.2％、1.3％、1.4％、1.5％、1.6％，黏度例如为39、40、42、45、46、48、50、51mpa·s；高黏度生物复合乳液的浓度例如为1.8％、2.0％、2.2％、2.4％，黏度例如为60、65、70、75、80、85、90mpa·s。
8、纳米增效剂me-50可以从长城钻探压裂公司购买，其是一种由表面活性剂、助表活剂、有机溶剂和水结合形成的一种纳米级别产品；微观以胶束形态存在，其外部为表面活性剂，其内部为有机溶剂。具体性能指标如下表所示。
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11、第二方面，本专利技术提供了一种致密气藏压裂方法，包括以下步骤：
12、步骤s1：环空低替阶段：从油管和套管之间的环空注入低黏度乳液，将井筒内洗井液替出；
13、步骤s2：前置液阶段：环空先后依次注入低黏度乳液、加入支撑剂的低黏度乳液以及高黏度乳液，在储层中形成主裂缝；
14、步骤s3：携砂液阶段：环空注入加入支撑剂的高黏度乳液，支撑剂的加入浓度逐渐增加，伴随主裂缝的延伸，在主裂缝的端部及周围形成多条分支缝；
15、步骤s4：顶替液阶段：注入低黏度乳液；
16、步骤s5：挤注阶段：注入低黏度乳液，将井筒内携砂液挤入地层，然后注入破胶剂强化压裂液破胶性能；
17、其中所述低黏度乳液的注入浓度为1.0％～1.6％，黏度为39～51mpa·s；高黏度乳液的注入浓度为1.8％～2.4％，黏度为60～90mpa·s；
18、前置液阶段和携砂液阶段还伴注有纳米增效剂me-50，前置液阶段伴注压裂液(此阶段加入的低黏度乳液和/或高黏度乳液)体积0.3～0.5％的纳米增效剂me-50，携砂液阶段(特别是携砂液前期阶段，前期阶段指携砂液体积(该阶段整体压裂液量)前50-60％的阶段)伴注压裂液(此阶段加入的低黏度乳液和/或高黏度乳液)体积0.1～0.3％的纳米增效剂me-50。
19、s1：环空低替阶段
20、在一些实施方式中，步骤s1的低黏度乳液的注入速度为0.5～1.5m3/min，如0.5、0.6、0.7、0.8、0.9、1.0、1.2、1.4、1.5m3/min，但不限于此。
21、s2：前置液阶段
22、在一些实施方式中，步骤s2的低黏度乳液、加入支撑剂的低黏度乳液以及高黏度乳液的注入速度各自独立地为5～6m3/min，如5、5.2、5.4、5.5、5.6、5.8、6m3/min，但不限于此。
23、在一些实施方式中，支撑剂的加入浓度为50～120kg/m3。
24、在一些实施方式中，支撑剂为组合粒径陶粒(密度为1.75g/cm3)，包括40～70目(粒径0.212-0.425mm)、30～50目(粒径0.300-0.600mm)和20～40目(粒径0.425-0.85mm)陶粒的组合，其中20～40目陶粒占比10％～60％，其余目数比例可以根据储层含水情况调整。注入前按比例混合在砂罐内。
25、s3：携砂液阶段
26、在一些实施方式中，步骤s3的加入支撑剂的高黏度乳液的注入速度为5～6m3/min，如5、5.2、5.4、5.5、5.6、5.8、6m3/min，但不限于此。
27、在一些实施方式中，支撑剂的加入浓度(砂浓度)为50～600kg/m3，随着时间延长，砂浓度由小到大阶梯提升，如50、60、70、80、90、100、120、150、200、250、300、350、400、450、500、550、600kg/m3，但不限于此。
28、s4：顶替液阶段
29、在一些实施方式中，步骤s4的低黏度乳液的注入速度为5～6m3/min，如5、5.2、5.4、5.5、5.6、5.8、6m3/min，但不限于此。
30、s5：挤注阶段
31、在一些实施方式中，步骤s5的低黏度乳液的注入速度为0.5～1.0m3/min，如0.5、0.6、0.7、0.8、0.9、1.0m3/min，但不限于此。
32、在一些实施方式中，步骤s5的破胶剂的注入速度为2～3kg/min。
33、在一些实施方式中，前置液阶段、携砂液阶段和顶替液阶段也加入破胶剂；前置液阶段和携砂液阶段加入胶囊破胶剂，顶替液和挤注阶段加入过硫酸铵破胶剂。
34、在一些实施方式中，前置液阶段和携砂液阶段全程加入液氮，液氮排量根据设计和实际压力情况调整，一般为0.1～0.4m3/min。
35、乳液为生物复合乳液，可以由独立的添加剂比例泵泵入，按照设计和实际压力情况调整加入浓度。
36、纳米增效剂可以由混砂车配备的添加剂泵泵入。破胶剂可以本文档来自技高网
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【技术保护点】
1.一种致密气藏压裂液体系，其特征在于，包括低黏度乳液、高黏度乳液和纳米增效剂ME-50；
2.根据权利要求1所述的致密气藏压裂液体系，其特征在于，低黏度乳液和高黏度乳液由生物复合乳液配制而成。
3.一种致密气藏压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：
4.根据权利要求3所述的致密气藏压裂方法，其特征在于，步骤S1的低黏度乳液的注入速度为0.5～1.5m3/min。
5.根据权利要求3所述的致密气藏压裂方法，其特征在于，步骤S2的低黏度乳液、加入支撑剂的低黏度乳液以及高黏度乳液的注入速度各自独立地为5～6m3/min；
6.根据权利要求3所述的致密气藏压裂方法，其特征在于，步骤S3的加入支撑剂的高黏度乳液的注入速度为5～6m3/min；
7.根据权利要求3所述的致密气藏压裂方法，其特征在于，步骤S4的低黏度乳液的注入速度为5～6m3/min。
8.根据权利要求3所述的致密气藏压裂方法，其特征在于，步骤S5的低黏度乳液的注入速度为0.5～1.0m3/min；
9.根据权利要求3所述的致密气藏压裂方法，其特征在于，前置液阶段和携砂液阶段全程加入液氮，液氮排量为0.1～0.4m3/min。
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【技术特征摘要】
1.一种致密气藏压裂液体系，其特征在于，包括低黏度乳液、高黏度乳液和纳米增效剂me-50；
2.根据权利要求1所述的致密气藏压裂液体系，其特征在于，低黏度乳液和高黏度乳液由生物复合乳液配制而成。
3.一种致密气藏压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：
4.根据权利要求3所述的致密气藏压裂方法，其特征在于，步骤s1的低黏度乳液的注入速度为0.5～1.5m3/min。
5.根据权利要求3所述的致密气藏压裂方法，其特征在于，步骤s2的低黏度乳液、加入支撑剂的低黏度乳液以及高黏度乳液的注入速度各自独立地...
【专利技术属性】
技术研发人员：田鸿照，苑秀发，赵国英，唐钦锡，王立祥，吴则鑫，杨杰，徐良伟，刘骞，张磊，王磊，李健伟，井元帅，安明，刘晟林，郝坤，王涛，朱新佳，董建辉，彭永成，袁兆坤，
申请(专利权)人：中国石油天然气集团有限公司，
类型：发明
国别省市：
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