一种相变水力压裂工艺的制作方法
【专利摘要】本发明公开了一种相变水力压裂工艺，包括：（1）向地层注入清水或常规压裂液，使地层产生裂缝；（2）将非相变液体M和相变液体N置于不同的配液罐中，同时向井筒注入，液体M与液体N注入体积比为0~0.7:0.3~1；（3）向井筒内注入顶替液，使井筒内的非相变液体M和相变液体N全部进入储层；（4）关井憋压30?200min，使相变液体N生成的固相物质在裂缝中铺置；（5）泄压，施工完成。液体M是常规压裂液、海水、地层水或地面淡水，液体N由超分子构筑单元、超分子功能单元、表面活性剂、无机盐、氧化剂等组成。本发明不加入固体支撑剂就能形成地下油气渗流的通道与沟槽，大幅度提高水力压裂的裂缝导流能力，其施工操作简便、安全、高效。
【专利说明】
一种相变水力压裂工艺
技术领域
[0001]本发明涉及石油开发过程中的储层水力压裂增产技术，特别是涉及一种相变水力压裂工艺。
【背景技术】
[0002]水力压裂技术作为油气井增产、水井增注的主要措施已广泛应用在低渗透油气田的开发中，为油气田的稳产做出了重要贡献。水力压裂过程是通过对目的储层栗注高粘度的前置液，以高压形成裂缝并延展，而后栗注混有支撑剂的携砂液，携砂液可继续延展裂缝，同时携带支撑剂深入裂缝，再后使压裂液破胶降解为低粘度流体流向井底返排而出，在地层中留下一条由支撑剂支撑裂缝壁面所形成的高导流能力的流动通道，以利于油气从远井地层流向井底。
[0003]自1947年美国进行第I次水力压裂以来，经过60多年的发展，水力压裂技术从理论研究到现场实践都取得了惊人的发展。如裂缝扩展模型从二维发展到拟三维和全三维;压裂井动态预测模型从电模拟图版和稳态流模型发展到三维三相不稳态模型;压裂液从原油和清水发展到低、中、高温系列齐全的优质、低伤害、具有延迟交联作用的胍胶有机硼“双变”压裂液体系和清洁压裂液体系;支撑剂从天然石英砂发展到中、高强度人造陶粒;压裂设备从小功率水泥车发展到1000型、2000型以及2500型压裂车;单井压裂施工从小规模、低砂液比发展到超大型、高砂液比压裂作业;压裂应用的领域从特定的低渗油气藏发展到特低渗和中高渗油气藏(有时还有防砂压裂)并举。
[0004]然而从水力压裂技术及其发展上看，目前所有压裂技术都是基于液体压裂液压开裂缝后注入固体支撑剂至水力裂缝后，支撑裂缝保持裂缝张开，从而获得高导流能力的流体通道。
[0005]2010年斯伦贝谢提出的HIWAY高速通道流动的裂缝导流能力不受支撑剂渗透性的影响，油气并不是从支撑剂充填层通过，而是通过高导流通道流动。但其实现方式需通过对射孔工艺、栗注工艺、栗注设备等严格要求，施工成本高、工艺实施复杂，同样是需要向地层注入支撑剂张开裂缝。
[0006]常规胍胶压裂液体系与加砂压裂普遍存在以下问题:
(1)压裂液如果破胶与返排不彻底，将严重伤害形成的人工裂缝的导流能力以及降低裂缝附近的基质渗透率；
(2)面对高温深井，为在高温下保持压裂液的携砂能力，增大胍胶、交联剂等添加剂浓度，导致残渣含量进一步增加，摩阻进一步加大，更加带来了破胶、返排等问题；
(3)对于加砂压裂，为追求高导流能力，采用高砂比加砂，易导致砂堵等事故；
(4)随着施工后生产时间的延长，陶粒与石英砂等常规支撑剂的嵌入、变形、回流等问题会造成压后导流能力的显著下降，施工有效期被大大缩短。
[0007]上述问题往往导致裂缝导流能力大大降低，所以，压后试井测得裂缝渗透率常常只能达到实验室的十分之一，甚至百分之一。
[0008]为了有效提高压后渗透率、减小压裂液所造成的储层伤害、改善整体压裂效果，本发明提出了一种相变水力压裂工艺，利用相变压裂液自身产生的相态变化，形成固体支撑，而与相变压裂液一同注入的非相变压裂液在压裂结束后返排，让出裂缝内空间，形成油气渗流的通道，大幅度提高裂缝渗透率。
【发明内容】
[0009]本发明的目的在于提供一种相变水力压裂工艺，通过一种不含固相的复合压裂液体系实现不加入固体支撑剂就能形成地下油气渗流的通道与沟槽，大幅度提高水力压裂的裂缝导流能力，其施工操作简便、安全、高效。
[0010]为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。
[0011]一种相变水力压裂工艺，依次包括以下步骤:
(1)在高于地层破裂压力下利用高压水力栗车向地层注入压裂液A剂，使地层产生裂缝，待产生的裂缝达到设计要求的裂缝几何尺寸后停栗；
(2)在作业现场将非相变液体M和相变液体N分别置于不同的配液罐中，然后在井口连接三通管线，同时向井筒注入非相变液体M和相变液体N，其中液体M与液体N向地层注入体积比为O?0.7:0.3-1。向地层注入的非相变液体M和相变液体N在储层温度下发生化学、物理作用由液相转变为固相，实现对裂缝的支撑，非相变液体M和相变液体N的注入总量按裂缝设计几何尺寸体积计算；
(3)向井筒内注入顶替液，使井筒内的非相变液体M和相变液体N全部进入储层后，停栗、关井、憋压，所述顶替液为柴油、汽油或3质量%的氯化铵溶液、3质量%的氯化钾溶液；
(4)关井憋压30min-200min，使相变液体N生成的固相物质在裂缝中铺置(而不是在还没有完全反应完的状态下被裂缝闭合挤出地层)；
(5)泄压，施工完成。
[0012]本发明所述A剂为清水或常规压裂液，所述常规压裂液为胍胶压裂液、纤维素压裂液或聚丙烯酰胺压裂液。
[0013]本发明所述液体M是常规压裂液、海水、地层水或地面淡水。
[0014]本发明所述液体N由以下各组分按重量百分比组成:超分子构筑单元10-40%，超分子功能单元0-40%，表面活性剂0.5-2%，无机盐0-5%，氧化剂0.5-2%，助溶剂0-2%，其余为溶剂;所述超分子构筑单元为三聚氰胺、三烯丙基异氰脲酸酯或其混合物;所述超分子功能单元为乙酸乙烯酯、丙烯腈或其混合物。
[0015]所述表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠、吐温20、吐温40、十六烷基三甲基溴化铵其中一种或多种。
[0016]所述无机盐为磷酸钠、氯化钙、氯化镁其中一种或多种。
[0017]所述氧化剂为双氧水、过硫酸铵或重铬酸钠。
[0018]所述助溶剂为聚乙二醇、聚乙烯吡咯烷酮或其混合物。
[0019]所述溶剂为甲苯、乙基苯、邻二甲苯、间二甲苯或对二甲苯。
[0020]在施工过程中，液体M是不会发生相变的，液体N是用于实现相变压裂工艺的关键液体，只有当液体N在地下发生了转相即液相转变为固相，该相变压裂工艺才是成功的。[0021 ]相变液体和非相变液体同时注入地层，在相变液体相变成固相后，就会就地支撑裂缝，而非相变材料可以继续流动，这样施工完成后就可以在地层中形成一定的流动通道，实现压裂工艺的高导流能力。
[0022]本发明提出一种全新的水力压裂工艺措施一无固相自支撑相变压裂技术，适用于常规砂岩油藏、碳酸盐油藏以及其他复杂油气藏的压裂增产增注改造。其原理是利用不混相的复合压裂液体系压开并形成一定几何尺寸的人工裂缝，通过物理方法和化学方法让裂缝中流体之一或之二形成众多独立的“固体大堤”支撑裂缝，从而形成高渗透能力的“渠道式流道”，提高裂缝的导流能力，从而提高产量。
[0023]与现有技术相比，本发明的有益效果如下:
与常规水力压力相比，不用向地层中注入固相支撑剂，而是向压出裂缝的地层注入一种相变压裂液，该相变压裂液在地面以及注入过程中是可流动的液相，进入储层后在超分子化学、物理的作用下，相变压裂液形成固相物质支撑裂缝。由于无固相注入，可有效地降低管柱摩阻，对施工设备、地面管线及井口和施工管柱要求降低，有效降低施工成本，同时降低施工风险及安全隐患。
【附图说明】
[0024]图1是实施例1、实施例2的裂缝导流能力曲线图。
【具体实施方式】
[0025]下面根据附图和实施例进一步说明本发明。
[0026]实施例1
以地面露头作为实验材料，采用岩芯裂缝导流能力模拟装置进行室内实验模拟。
[0027]首先按设备需求将露头切成岩板(8cmX 5cm X 1.75cm)，将两块岩板重叠放入岩芯夹持器。模拟压裂施工过程，在温度90°C下，改变注入压力及围压进行岩板裂缝导流能力实验。按照“注压裂液A剂—从两个注酸罐中同时注入液体M和液体N—注顶替液将管线中的相变压裂液驱替至岩板中—憋压60min—泄压”，改变闭合压力测试裂缝导流能力变化数据。模拟在相变压裂施工过程中裂缝被相变材料支撑后裂缝所具有的导流能力，岩板实验开始前测得初始导流能力为2.6(μηι2.cm)。
[0028]测试裂缝导流能力所用各入井液重量百分比:
A剂:常规压裂液:1%胍胶，99%水。
[0029]非相变液体M与相变液体N体积比为1: 11为0.5%胍胶、99.5%水。N为邻二甲苯50g、三聚氰胺12g、乙酸乙烯酯10g、丙烯腈2g、十二烷基苯磺酸钠0.5g、吐温20(0.5g)、磷酸钠2区、过硫酸钱0.5区。
[0030]顶替液:3%氯化铵水溶液。
[0031]实验结果见图1，岩板经过相变压裂裂缝导流能力实验后，由初始的2.6μπι2.cm达到19.8μπι2.cm，说明相变压裂实现裂缝支撑是成功的。同时随着裂缝闭合压力的升高，裂缝导流能力有所降低，但相比初始渗透率还是高出很多倍，当闭合压力达到60MPa时，裂缝导流能力还有12.3μπι2.cm，说明本发明提供的相变压裂工艺能满足地下的高压条件，当施工完成，相变后的固相材料实现了对地层裂缝的支撑。
[0032]实施例2 以地面露头作为实验材料，采用岩芯裂缝导流能力模拟装置进行室内实验模拟。
[0033]首先按设备需求将露头切成岩板(8cmX 5cm X 1.75cm)，将两块岩板重叠放入岩芯夹持器。模拟压裂施工过程，在温度80°C下，改变注入压力及围压进行岩板裂缝导流能力实验。按照“注压裂液A剂—从两个注酸罐中同时注入液体M和液体N—注顶替液将管线中的相变压裂液驱替至岩板中—憋压90min—泄压”，改变闭合压力测试裂缝导流能力变化数据。模拟在相变压裂施工过程中裂缝被相变材料支撑后裂缝所具有的导流能力，岩板实验开始前测得初始导流能力为2.8(μηι2.cm)。
[0034]测试裂缝导流能力所用各入井液重量百分比:
A剂:常规压裂液:1%胍胶，99%水。
[0035]非相变液体M与相变液体N体积比为3:7 J为华北油田地层水。N为乙基苯50g、三聚氰胺10g、三烯丙基异氰脲酸酯4g、丙烯腈10g、十二烷基苯磺酸钠0.5g、十六烷基三甲基溴化铵0.5g、氯化钙2g、双氧水I g、聚乙烯吡咯烷酮I g。
[0036]顶替液:3%氯化钾水溶液。
[0037]实验结果见图1，岩板经过相变压裂裂缝导流能力实验后，由初始的2.8μπι2.cm达到22.1μπι2.cm，说明相变压裂实现裂缝支撑是成功的。同时随着裂缝闭合压力的升高，裂缝导流能力有所降低，但相比初始渗透率还是高出很多倍，当闭合压力达到60MPa时，裂缝导流能力还有14.5μπι2.cm，说明本发明提供的相变压裂工艺能满足地下的高压条件，当施工完成，相变后的固相材料实现了对地层裂缝的支撑。
【主权项】
1.一种相变水力压裂工艺，依次包括以下步骤: (1)在高于地层破裂压力下向地层注入压裂液A剂，使地层产生裂缝，待产生的裂缝达到设计要求的裂缝几何尺寸后停栗，所述A剂为清水或常规压裂液，所述常规压裂液为胍胶压裂液、纤维素压裂液或聚丙烯酰胺压裂液； (2)在作业现场将非相变液体M和相变液体N分别置于不同的配液罐中，同时向井筒注入非相变液体M和相变液体N，其中液体M与液体N向地层注入体积比为O?0.7:0.3-1,非相变液体M和相变液体N的注入总量按裂缝设计几何尺寸体积计算； (3)向井筒内注入顶替液，使井筒内的非相变液体M和相变液体N全部进入储层后，停栗、关井、憋压； (4)关井憋压30min-200min，使相变液体N生成的固相物质在裂缝中铺置； (5)泄压，施工完成。2.如权利要求1所述的一种相变水力压裂工艺，其特征在于，所述非相变液体M是常规压裂液、海水、地层水或地面淡水，所述相变液体N由以下各组分按重量百分比组成:超分子构筑单元10-40%，超分子功能单元0-40%，表面活性剂0.5-2%，无机盐0-5%，氧化剂0.5-2%,助溶剂0-2%，其余为溶剂;所述超分子构筑单元为三聚氰胺、三烯丙基异氰脲酸酯或其混合物;所述超分子功能单元为乙酸乙烯酯、丙烯腈或其混合物;所述溶剂为甲苯、乙基苯、邻二甲苯、间二甲苯或对二甲苯。3.如权利要求1所述的一种相变水力压裂工艺，其特征在于，所述顶替液为柴油、汽油或3质量%的氯化钱溶液、3质量%的氯化钾溶液。4.如权利要求2所述的一种相变水力压裂工艺，其特征在于，所述表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠、吐温20、吐温40、十六烷基三甲基溴化铵其中一种或多种。5.如权利要求2所述的一种相变水力压裂工艺，其特征在于，所述无机盐为磷酸钠、氯化钙、氯化镁其中一种或多种。6.如权利要求2所述的一种相变水力压裂工艺，其特征在于，所述氧化剂为双氧水、过硫酸铵或重铬酸钠。7.如权利要求2所述的一种相变水力压裂工艺，其特征在于，所述助溶剂为聚乙二醇、聚乙烯吡咯烷酮或其混合物。
【文档编号】E21B43/26GK105971579SQ201610531410
【公开日】2016年9月28日
【申请日】2016年7月7日
【发明人】杨勇, 赵立强, 余东合, 杜娟, 刘国华, 罗志峰, 车航, 杜光焰, 裴宇昕, 李年银, 刘平礼, 徐昆, 刘丙晓
【申请人】赵立强, 杨勇, 余东合