一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法技术

本发明专利技术提供一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，包括如下步骤：1)向套管注入氮气驱替油套环空内液体并保持油套环空压力；2)向油管注入氮气清洗压裂管道；3)向油管注入液态CO2进行压裂；4)向油管注入氮气清洗压裂管道；5)向油管注入活性水压裂液A进行压裂；6)向油管注入活性水压裂液B进行压裂。该方法先后注入液态CO2和活性水进行压裂，具备两种压裂方式的优点，增强煤储层压裂改造效果。

A Cooperative Fracturing Process of Coalbed Methane Liquid CO2 and Activated Water

【技术实现步骤摘要】
一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法
本专利技术涉及一种非常规储层的压裂技术，尤其涉及一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，属于储层改造技术研究领域。
技术介绍
煤层气(CBM)又称煤层瓦斯，是在成煤过程中形成并赋存于煤层中的一种非常规天然气。煤层气以甲烷为主要成分，在煤层中以吸附在煤表面、游离于煤孔隙中以及溶解于煤层水中三种方式赋存，其中大部分(70％～95％)吸附在煤岩孔隙内表面上。煤层气作为一种极有潜力的非常规油气资源，其勘探开发不仅可以缓解国家能源紧缺问题，还有助于减少煤矿瓦斯事故，具有极其重要的社会和经济意义。我国埋深2000m以浅煤层气地质资源量为36.81×1012m3，与常规天然气资源量(35×1012m3)相当，约占世界煤层气总资源的13％，紧随俄罗斯和加拿大位居世界第三位，开发利用前景广阔。我国煤层具有低压、低渗、低饱和、高变质程度的“三低一高”地质特征，煤层气井自然产能低，需要采取增产改造措施才能获得工业产能，而水力压裂是煤层气增产的首选方法和主要措施。据统计，美国90％以上的煤层气井是由水力压裂改造的，我国产气量在1000m3/d以上的煤层气井几乎都是通过水力压裂改造而获得。目前普遍运用于煤层气的活性水压裂技术虽然具有低成本、安全、可操作性强、工艺适用范围广等优点，但其对储层伤害高、返排难、造缝单一等缺点突出，使得储层改造效果不佳。同活性水压裂相比，液态二氧化碳压裂具有破岩效率高、压裂缝网复杂、储层伤害小、返排容易、可置换出煤层中甲烷等众多优点，但其也存在滤失大、缝内压力低、改造裂缝宽度小、支撑剂携带和铺置困难、成本较高等缺点。若全程采用液态二氧化碳压裂，则提高施工成本，增加施工风险。因此，如何同时利用活性水压裂低成本、高安全和二氧化碳压裂低伤害、高返排的优点，增强储层的压裂改造效果、提高煤层气井产量是本领域亟待解决的技术问题。
技术实现思路
针对上述问题，本专利技术提供一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，该方法通过先注入液态CO2进行造缝增能，后注入活性水进行携砂和扩缝，从而结合两种压裂方式的优点，补足各自的不足，达到提高裂缝复杂程度、提升压裂液返排效率、增强压裂增产改造效果的目的。该方法适用于煤层气这类低压、低渗透非常规储层的压裂增产改造。本专利技术提供一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，包括如下步骤：1)步骤S101：向套管注入氮气驱替油套环空内液体并保持油套环空压力；2)步骤S102：向油管注入氮气清洗压裂管道；3)步骤S103：向油管注入液态CO2进行压裂；4)步骤S104：向油管注入氮气清洗压裂管道；5)步骤S105：向油管注入活性水压裂液A进行压裂；6)步骤S106：向油管注入活性水压裂液B进行压裂；如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，所述压裂过程分为先注入的液态CO2压裂和后注入的活性水压裂两个核心部分，且顺序不可颠倒。如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，依据目标储层破裂压力、油管壁厚、油管尺寸及油管抗内压强度，确定所述保持油套环空压力的大小。如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，所述活性水压裂液A为煤层气常用的活性水压裂液。如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，所述活性水压裂液B包括活性水压裂液A和支撑剂。如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，所述支撑剂为陶粒或者石英砂。如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，所述支撑剂的浓度为200～600kg/m3。如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，步骤S101所述注入氮气排量为180-300sm3/min，注入气量为2000～6000sm3。如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，步骤S102所述注入氮气排量为180-300sm3/min，注入气量为2000～4000sm3。如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，步骤S103所述注入液态CO2排量为2～4m3/min，注入液量为50～300m3，注入压力低于56MPa。如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，步骤S104所述注入氮气排量为180-300sm3/min，注入气量为2000～4000sm3。如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，步骤S105所述注入活性水A排量为4-10m3/min，注入液量为100～500m3，注入压力低于56MPa。如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，步骤S106所述注入活性水B排量为4-10m3/min，注入液量为150～500m3，注入压力低于56MPa。本专利技术的实施至少具有以下优势：1.本专利技术的煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，不仅具有液态CO2压裂缝网复杂程度高、造缝效果好、储层污染小、返排率高等优点，还具有活性水压裂工艺简单成熟、安全性高、成本低等优点，综合优势明显，有效提高煤层气储层改造效果。2.本专利技术的煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，区别于混合式注入CO2压裂，先注入液态CO2，CO2与岩石接触时间更长，作用范围更广，改造效果更佳。附图说明图1为本专利技术一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法的流程图。具体实施方式下面将结合实施例，对本专利技术进行详细说明。图1为本专利技术一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法的流程图。如图1所示，本专利技术方法包括如下步骤：步骤S101：向套管注入氮气驱替油套环空内液体并保持油套环空压力。先打开封隔器反循环阀，套管注入氮气，反循环顶替油套环空液体，顶替结束后关闭封隔器循环阀。其中，油套环空中液体不耐低温，后续注入液态CO2时会使其凝固结冰，导致油管外压力降低，使油管存在损坏的风险，严重时会引发施工事故，故需要用氮气将油套环空中液体驱替。驱替结束后，继续注入氮气保持油套环空压力，维护油管安全。氮气压力大小需要依据目标储层破裂压力、油管壁厚、油管尺寸及油管抗内压强度等确定共同确定。步骤S102：向油管注入氮气清洗压裂管道。其中，采用高排量向油管注入氮气，清洗油管中液体，防止低温的液态CO2使油管中液体结冰，从而增大施工压力，影响压裂作业。步骤S103：向油管注入液态CO2进行压裂。其中，液态CO2的摩擦阻力很高，井口压力较大，施工时需注意井口装置压力限制要求。其中，液态CO2进入地层会受热膨胀，占据优势孔隙和微裂隙，压裂后部分液态CO2气化并回流到井筒，有利于抑制含水饱和度的上升，消除裂缝面周围相对渗透率的损害，同时也有利于提高压裂后洗井排液速度和返排率。步骤S104：向油管注入氮气清洗压裂管道。其中，采用高排量向油管注入氮气，顶替清洗油管中的液态CO2，为注入活性水压裂做好准备。步骤S105：向油管注入活性水压裂液A进行压裂。其中，活性水压裂液A为煤层气压裂常用活性水压裂液，主要成分有清水、降阻剂、杀菌剂等。采用高排量向油管注入活性水压裂液A，使得液态CO2压裂造成的裂缝进一步扩展变宽，为支撑剂输送铺置做准备。步骤S106：向油管注入活性水压裂液B进行压裂。其本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其特征在于，包括如下步骤：1)步骤S101：向套管注入氮气驱替油套环空内液体并保持油套环空压力；2)步骤S102：向油管注入氮气清洗压裂管道；3)步骤S103：向油管注入液态CO2进行压裂；4)步骤S104：向油管注入氮气清洗压裂管道；5)步骤S105：向油管注入活性水压裂液A进行压裂；6)步骤S106：向油管注入活性水压裂液B进行压裂。

【技术特征摘要】
1.一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其特征在于，包括如下步骤：1)步骤S101：向套管注入氮气驱替油套环空内液体并保持油套环空压力；2)步骤S102：向油管注入氮气清洗压裂管道；3)步骤S103：向油管注入液态CO2进行压裂；4)步骤S104：向油管注入氮气清洗压裂管道；5)步骤S105：向油管注入活性水压裂液A进行压裂；6)步骤S106：向油管注入活性水压裂液B进行压裂。2.根据权利要求1所述的压裂设计方法，其特征在于，所述压裂过程分为先注入的液态CO2压裂和后注入的活性水压裂两个核心部分，且顺序不可颠倒。3.根据权利要求1所述的压裂设计方法，其特征在于，依据目标储层破裂压力、油管壁厚、油管尺寸及油管抗内压强度，确定所述保持油套环空压力的大小。4.根据权利要求1所述的压裂设计方法，其特征在于，所述活性水压裂液A为煤层气常用的活性水压裂液。5.根据权利要求1所述的压裂设计方法，其特征在于，所述活性水压裂液B包括活性水压裂液A和支撑剂。6.根据权利要求5所述的压裂设计方法，其特征在于，所述支撑剂为陶粒或者石英砂。7.根据权利要求6所述的压裂设计方法，其...

【专利技术属性】
技术研发人员：杨兆中，李小刚，贾敏，刘云锐，易良平，郑昕，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：四川,51