一种用于陆相页岩油储层的复合压裂方法技术

本发明专利技术提供了一种用于陆相页岩油储层的复合压裂方法，包括：采用酸液预处理储层；向预处理后的储层中注入液态二氧化碳；采用酸性冻胶液造主裂缝；采用滑溜水开启并扩展微裂缝及分支裂缝系统；采用第一支撑剂支撑微裂缝系统以及分支裂缝系统；采用第二支撑剂和第三支撑剂支撑主裂缝系统；将支撑剂顶替到裂缝缝口处。本发明专利技术在页岩油勘探开发过程中，针对其储层特点，优选了低伤害压裂液；并提出了滑溜水+酸性冻胶混合压裂液、多尺度小粒径支撑剂及纤维加砂来形成高导流复杂体积缝网，增大储层的改造体积；采用前置液态CO2增能来提高压后返排率。排率。

【技术实现步骤摘要】
一种用于陆相页岩油储层的复合压裂方法


[0001]本专利技术属于油气田压裂
，尤其涉及一种用于陆相页岩油储层的复合压裂方法。

技术介绍

[0002]中国页岩(致密)油可采储量44.1亿吨，居世界第三位，占石油资源量的10％左右，主要分布在松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、南襄凹陷、苏北盆地、三塘湖盆地、准噶尔盆地、四川盆地等。国内陆相页岩油主要形成于陆相断陷湖盆前三角洲及半深湖
‑
深湖相，埋深2200～3500m，有机碳含量1.2％～2.6％，脆性矿物含量较低(40％～50％)，热演化程度较低(R0为0.5％～1.1％)，原油可流动性差，渗透率0.01～0.3mD，孔隙度3.4～8.9％，地层压力系数1.05～1.15，为正常压力系数。储集空间主要发育有页岩基质孔隙、有机孔隙及少量微裂缝等类型。
[0003]近些年来，中石化、中石油进行过的页岩油探井试验，效果不甚理想，发现国内陆相页岩油压裂普遍存在“压不开、撑不住、返排低、稳产难”可压性差的现象；具体表现的压裂改造难点有：
①
泥质含量高，储层遇压裂液易受伤害；
②
地层偏塑性，加砂难度大，支撑剂嵌入程度高、裂缝导流能力低；
③
为低孔低渗低压地层，压后压裂液返排困难；
④
水平应力差异大、天然裂缝欠发育，难以形成常规页岩改在的体积缝网。
[0004]因此，如何解决储层伤害，支撑剂易嵌入、导流能力低，压裂液返排难的问题，以及解决如何形成复杂缝网，实现体积压裂的难题，成为了本领域技术人员亟待解决的问题。

技术实现思路

[0005]有鉴于此，本专利技术的目的在于提供一种用于陆相页岩油储层的复合压裂方法，本专利技术提供的方法既可解决储层易受伤害，支撑剂易嵌入、导流能力低，压裂液返排难的问题，又可实现复杂缝网的体积压裂改造。
[0006]本专利技术提供了一种用于陆相页岩油储层的复合压裂方法，包括：
[0007]采用酸液预处理储层；
[0008]向预处理后的储层中注入液态二氧化碳；
[0009]采用酸性冻胶液造主裂缝；
[0010]采用滑溜水开启并扩展微裂缝及分支裂缝系统；
[0011]采用第一支撑剂支撑微裂缝系统以及分支裂缝系统；
[0012]采用第二支撑剂和第三支撑剂支撑主裂缝系统；
[0013]将支撑剂顶替到裂缝缝口处；
[0014]所述第一支撑剂的粒度为70～140目；
[0015]所述第二支撑剂的粒度为40～70目；
[0016]所述第三支撑剂的粒度为30～50目；
[0017]所述第二支撑剂和/或第三支撑剂中含有可降解纤维。
[0018]优选的，所述酸液包括盐酸和/或土酸。
[0019]优选的，所述注入液态二氧化碳的排量为1.0～1.5m3/min。
[0020]优选的，所述滑溜水的成分为：
[0021]0.06～0.08wt％的降阻剂；
[0022]0.08～0.12wt％的助排剂；
[0023]0.1～0.3wt％的防膨剂；
[0024]余量为水。
[0025]优选的，所述降阻剂为聚丙烯酰胺类物质；
[0026]所述助排剂为聚氧乙烯胺醚类和氟碳表面活性剂复配物；
[0027]所述防膨剂为聚N
‑
羟甲基丙烯酰胺类物质。
[0028]优选的，所述酸性冻胶液的成分为：
[0029]0.3～0.4wt％的稠化剂；
[0030]0.4～0.6wt％的粘土稳定剂；
[0031]0.04～0.06wt％的破乳剂；
[0032]0.08～0.12wt％的助排剂；
[0033]0.08～0.12wt％的杀菌剂；
[0034]0.5～0.7wt％的交联剂；
[0035]0.5～0.7％的pH调节剂；
[0036]0.01～0.15wt％的破胶剂；
[0037]余量为水。
[0038]优选的，所述稠化剂为羧甲基羟丙基胍胶；
[0039]所述粘土稳定剂为氯化铵和季铵盐中一种或两种组合；
[0040]所述破乳剂为烷基磷酸酯和烷氧基羧酸酯的一种或两种；
[0041]所述助排剂为脂肪醇聚醚类物质和脂肪醇聚醚阳离子复配物的一种或两种；
[0042]所述杀菌剂为甲醛、戊二醛和季铵盐中的一种或几种；
[0043]所述交联剂为有机锆盐类物质；
[0044]所述pH调节剂为醋酸类物质；
[0045]所述破胶剂为过硫酸铵类物质。
[0046]优选的，所述第一支撑剂为陶粒支撑剂；
[0047]所述第二支撑剂为树脂覆膜石英砂支撑剂；
[0048]所述第三支撑剂为树脂覆膜石英砂支撑剂。
[0049]优选的，所述滑溜水的黏度为2～6mPa.s；
[0050]所述酸性冻胶液的黏度为100～150mPa.s。
[0051]优选的，所述可降解纤维为聚酯纤维。
[0052]本专利技术提供的复合压裂方法为“前置液态二氧化碳增能+滑溜水和酸性冻胶液混合压裂液体系+多尺度小粒径支撑剂+可降解纤维加砂”压裂工艺。本专利技术在页岩油勘探开发过程中，针对其储层特点，优选了低伤害压裂液；并提出了滑溜水+酸性冻胶混合压裂液、多尺度小粒径支撑剂及纤维加砂来形成高导流复杂体积缝网，增大储层的改造体积；采用前置液态CO2增能来提高压后返排率。本专利技术解决了国内陆相页岩油储层伤害，支撑剂易嵌
入、导流能力低，压裂液返排难的问题，对于指导国内陆相页岩油勘探开发具有非常重要的意义。
附图说明
[0053]图1为实施例提供的方法获得的压裂裂缝分布图；
[0054]图2为实施例提供的方法获得的压裂改造体积分布图。
具体实施方式
[0055]下面将对本专利技术实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本专利技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本专利技术中的实施例，本领域普通技术人员经改进或润饰的所有其它实例，都属于本专利技术保护的范围。应理解，本专利技术实施例仅用于说明本专利技术的技术效果，而非用于限制本专利技术的保护范围。实施例中，所用方法如无特别说明，均为常规方法。
[0056]本专利技术提供了一种用于陆相页岩油储层的复合压裂方法，包括：
[0057]采用酸液预处理储层；
[0058]向预处理后的储层中注入液态二氧化碳；
[0059]采用酸性冻胶液造主裂缝；
[0060]采用滑溜水开启并扩展微裂缝及分支裂缝系统；
[0061]采用第一支撑剂支撑微裂缝系统以及分支裂缝系统；
[0062]采用第二支撑剂和第三支撑剂支撑主裂缝系统；
[0063]将支撑剂顶替到裂缝缝口处；
[0064]所述第一支撑剂的粒度为70～140目；
[0065]所述第二支撑剂的粒度为40～70目；
...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种用于陆相页岩油储层的复合压裂方法，包括：采用酸液预处理储层；向预处理后的储层中注入液态二氧化碳；采用酸性冻胶液造主裂缝；采用滑溜水开启并扩展微裂缝及分支裂缝系统；采用第一支撑剂支撑微裂缝系统以及分支裂缝系统；采用第二支撑剂和第三支撑剂支撑主裂缝系统；将支撑剂顶替到裂缝缝口处；所述第一支撑剂的粒度为70～140目；所述第二支撑剂的粒度为40～70目；所述第三支撑剂的粒度为30～50目；所述第二支撑剂和/或第三支撑剂中含有可降解纤维。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述酸液包括盐酸和/或土酸。3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述注入液态二氧化碳的排量为1.0～1.5m3/min。4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述滑溜水的成分为：0.06～0.08wt％的降阻剂；0.08～0.12wt％的助排剂；0.1～0.3wt％的防膨剂；余量为水。5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述降阻剂为聚丙烯酰胺类物质；所述助排剂为聚氧乙烯胺醚类和氟碳表面活性剂复配物；所述防膨剂为聚N
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羟甲基丙烯酰胺类物质。6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述酸性冻...

【专利技术属性】
技术研发人员：刘银仓，邱伟，宋永芳，覃丹双，卢战区，赵军，
申请(专利权)人：中石化中原石油工程有限公司中石化中原石油工程有限公司井下特种作业公司，
类型：发明
国别省市：