本发明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领域。
背景技术：
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。
技术实现要素：
为解决上述技术问题，本发明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，本发明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。
根据本发明的具体实施方式，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。
根据本发明的具体实施方式，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。
本发明提供的液化石油气-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大排量注入从而最大限度的沟通储层中微裂缝，形成裂缝网络，并辅以段塞加砂方式对裂缝网络进行支撑；最后再次采用高粘lpg压裂液携砂对主裂缝进行支撑，同时对上一阶段的液态二氧化碳携砂液进行顶替，使支撑剂能够进入微裂缝远端。
本发明提供的上述复合压裂工艺通过多种压裂液体系的组合压裂方式，可以在致密储层中形成主缝与多条分支裂缝相结合的缝网系统，提高裂缝的导流能力、扩大油井的控制面积，减小对储层的污染，提高单井压后产能，并能通过工作液的后期回收，节约成本，提高压裂液的利用率，解决了非常规储层开采难度大、储层伤害大，开采效果差的难题。此外，同常规水力压裂相比，lpg压裂技术在造主缝时，裂缝规模理想，且有效裂缝长，能够沟通更多液态二氧化碳压裂产生的微裂缝，使微裂缝能为主裂缝运移油气。并且，两种压裂技术都最大程度的降低了水锁效应，不会对地层造成永久性伤害。
综上所述，本发明提供的液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法将lpg压裂技术和液态二氧化碳压裂技术这两种非常规压裂技术结合，选择在不同阶段注入不同的压裂液体系，合理利用不同压裂液的特殊性能，达到造缝网的效果，增大了裂缝的油气运移能力，形成了以主裂缝为主干的纵横“网状缝”系统，扩大了井控面积，同时压裂液破胶后，大量气体溶于原油，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。
附图说明
图1a、图1b、图1c和图1d为采用本发明提供的液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法得到的地层裂缝示意图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
本发明提供了一种液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法，该方法采用的工作液主要分为未添加支撑剂的液化石油气压裂液，未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液，携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液以及携带支撑剂的液化石油气压裂液四种类型；然后根据压裂不同阶段的目的，选用不同的压裂液类型。
该方法包括以下步骤：
(1)利用少量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；
(2)向地层中以稍高排量注入未添加支撑剂的液化石油气压裂液，在储层憋起高压，使地层破裂，产生具有一定缝宽的主裂缝，如图1a所示；
(3)一段时间后，停止注入未添加支撑剂的液化石油气压裂液，然后以较高排量注入未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液，利用液态二氧化碳压裂液的流动性，沟通微裂缝能力强的特点，最大限度的形成裂缝网络，并可通过重复注入(可以重复注入1-2次，即共注入2-3次)液态二氧化碳压裂液使网络缝进一步延伸，缝网更长、缝宽更宽，如图1b所示，同时使上一步骤的液化石油气压裂液充分进入地层，起到一定地层增能的效果；
(4)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，进而进一步在主裂缝周围造网络缝，沟通天然裂缝，并在微裂缝闭合前将支撑剂携带进裂缝网络中并进入微小裂缝远端，实现对缝网的支撑，如图1c所示；
(5)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，进而将支撑剂带到主裂缝中并进入主裂缝远端，防止主裂缝闭合，形成油气运移最主要的通道，同时对上一步骤的携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液进行顶替，使支撑剂进一步进入微裂缝远端，如图1d所示，一段时间后停止注入；
(6)压裂一段时间后，在生产前回收压裂液，对注入地层的二氧化碳和丙烷再次回收利用。
以下采用具体实施例对本发明的技术方案进行详细说明。
实施例1
本实施例提供了一种液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法，该方法采用的工作液分为未添加支撑剂的液化石油气压裂液，未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液，携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液以及携带支撑剂的液化石油气压裂液四种类型。
其中，未添加支撑剂的液化石油气压裂液的成分组成为(以该压裂液的总重量为基准)：0.6％的双烷基磷酸酯增粘剂(该增稠剂可以为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)中的产品ga-14)、1.2％的络合铁交联剂(该交联剂可以为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)中的产品ca-21)以及纯液态丙烷余量。
未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液的成分组成为(以该压裂液的总重量为基准)：2％的增稠剂——高度氟化的丙烯酸酯与部分磺化的苯乙烯的嵌段共聚物以及纯液态二氧化碳余量。该增稠剂可以通过以下方法制备得到：采用3,3,4,4,5,5,6,6,7,7,8,8,9,9,10,10,10-十七癸(氟)丙烯酸酯与苯乙烯，以偶氮二异丁腈作为引发剂，在65℃反应12小时，得到共聚物；之后采用硫酸乙酰在1,1,2-三氟三氯乙烷中对于该共聚物进行磺化，得到该增稠剂(具体制备步骤请参见：enhancementoftheviscosityofcarbondioxideusingstyrene/fluoroacrylatecopolymers(z.h.huang,c.m.shi,j.h.xu,kilicande.j.beckman:maromoleculesvol.33(2000),p.5437))。
携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液采用上述未添加支撑剂的液态二氧化碳压裂液以及支撑剂制备得到，其中的支撑剂含量为10％(以所述携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液的总重量为基准)，该支撑剂选用低密度陶粒支撑剂(粒径为60～80目、密度为1.8g/cm3)。
携带支撑剂的液化石油气压裂液采用上述未添加支撑剂的液化石油气压裂液以及支撑剂制备得到，其中的支撑剂含量为20％(以所述携带支撑剂的液化石油气压裂液的总重量为基准)，该支撑剂选用大粒径、低密度陶粒支撑剂(粒径为20～40目、密度为2.3g/cm3)。
该方法包括以下步骤：
(1)先使用氮气检查整个管线的密封性，确认管道完全密封后，利用未添加支撑剂的液化石油气压裂液以1.5～2.0m3的施工排量挤出井筒内的液体，避免污染地层；
(2)将未添加支撑剂的液化石油气压裂液注入到地层中，注入速度为3.8～4.2m3/min，注入压力控制在35～38mpa，共注入36m3，使储层岩石憋压直至破裂，产生具有一定缝宽的主裂缝；
(3)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，注入速度为6.5～7.5m3/min，注入压力控制在40～45mpa，排量为260m3，利用液态二氧化碳压裂液的流动性，沟通微裂缝能力强的特点，最大限度的形成裂缝网络，并通过重复注入(重复1次，且注入速度、压力及排量不变)液态二氧化碳压裂液使网络缝进一步延伸，缝网更长、缝宽更宽，同时使上一步骤的液化石油气压裂液充分进入地层，起到一定地层增能的效果；
(4)停止注入未添加支撑剂的二氧化碳压裂液，然后注入携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液，注入速度为6.5～7.5m3/min，注入压力控制在50～53mpa，注入量为100m3，进而进一步在主裂缝周围造网络缝，沟通天然裂缝，并在微裂缝闭合前将支撑剂携带进裂缝网络中并进入微小裂缝远端，实现对缝网的支撑；
(5)停止注入携带支撑剂的二氧化碳压裂液，最后注入携带支撑剂的液化石油气压裂液，注入速度为6.5～7.5m3/min，注入压力控制在35～38mpa，注入量为56.5m3，进而将更具导流能力的大粒径支撑剂带到主裂缝中并进入主裂缝远端，防止主裂缝闭合，形成油气运移最主要的通道，同时对上一步骤的携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液进行顶替，使支撑剂进一步进入微裂缝远端；
(6)压裂一段时间后，在生产前回收压裂液，对注入地层的二氧化碳和丙烷再次回收利用。
在利用本实施例的液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法进行压裂前，该储层是采用减阻水压裂液(以该减阻水压裂液的总重量为基准，其成分组成为：0.010％的分子量为6×106的阳离子聚丙烯酰胺、0.020％的乙氧基化c16-18醇、0.050％的pta粘土稳定剂、0.050％的羟基乙叉二膦酸四钠、0.007％的2,2-二溴-3-氮川丙酰胺以及水余量)进行压裂，利用本实施例的液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法进行压裂后，发现压裂液的最终返排率提高了50％，产油量也由最初的3.6t/d，增加到7.2t/d。
实施例2
本实施例提供了一种液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法，该方法采用的四种工作液与实施例1中的相同。
该方法包括以下步骤：
(1)先使用氮气检查整个管线的密封性，确认管道完全密封后，利用未添加支撑剂的液化石油气压裂液以1.5～2.0m3的施工排量挤出井筒内的液体，避免污染地层；
(2)将未添加支撑剂的液化石油气压裂液注入到地层中，注入速度为3.8～4.2m3/min，注入压力控制在35～38mpa，共注入38m3，使储层岩石憋压直至破裂，产生具有一定缝宽的主裂缝；
(3)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，注入速度为6.5～7.5m3/min，注入压力控制在40～45mpa，排量为290m3，利用液态二氧化碳压裂液的流动性，沟通微裂缝能力强的特点，最大限度的形成裂缝网络，并通过重复注入(重复1次)液态二氧化碳压裂液使网络缝进一步延伸，缝网更长、缝宽更宽，同时使上一步骤的液化石油气压裂液充分进入地层，起到一定地层增能的效果；
(4)停止注入未添加支撑剂的二氧化碳压裂液，然后注入携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液，注入速度为6.5～7.5m3/min，注入压力控制在50～53mpa，注入量为120m3，进而进一步在主裂缝周围造网络缝，沟通天然裂缝，并在微裂缝闭合前将支撑剂携带进裂缝网络中并进入微小裂缝远端，实现对缝网的支撑；
(5)停止注入携带支撑剂的二氧化碳压裂液，最后注入携带支撑剂的液化石油气压裂液，注入速度为6.5～7.5m3/min，注入压力控制在35～38mpa，注入量为58m3，进而将更具导流能力的大粒径支撑剂带到主裂缝中并进入主裂缝远端，防止主裂缝闭合，形成油气运移最主要的通道，同时对上一步骤的携带支撑剂的液态二氧化碳压裂液进行顶替，使支撑剂进一步进入微裂缝远端；
(6)压裂一段时间后，在生产前回收压裂液，对注入地层的二氧化碳和丙烷再次回收利用。
在利用本实施例的液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法进行压裂前，该储层是采用减阻水压裂液行压裂，利用本实施例的液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法进行压裂后，发现压裂液的最终返排率提高了55％，产油量也由最初的3.6t/d，增加到7.8t/d。