CN113187459B - 一种用于超深井碳酸盐岩储层改造的二氧化碳酸压方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于二氧化碳封存及油气储层增产改造技术领域，具体涉及一种用于超深井碳酸盐岩储层改造的二氧化碳酸压方法。本发明通过调节CO2复合酸液体系的粘度来控制体系的流动性，由浓度20％的盐酸、CO2增稠减阻剂以及雾化稳定剂组成酸液，通过调节CO2增稠减阻剂的用量得到不同粘度的酸液，高粘度的CO2复合酸液体系适于在主裂缝端部造复杂裂缝；中粘度的CO2复合酸液体系适于在主裂缝端中部造复杂裂缝；低粘度的CO2复合酸液体系适于在围绕近井段主裂缝造复杂裂缝。本发明的方法能够有效提高储层裂缝的复杂程度，能使裂缝的体积增加到开采要求，同时，能进一步增加人工裂缝的有效作用范围，可有效提高碳酸岩储层油气资源的开采效率。
Description
技术领域
本发明属于二氧化碳封存及油气储层增产改造技术领域，具体涉及一种用于超深井碳酸盐岩储层改造的二氧化碳酸压方法。
背景技术
酸压储层改造技术已是国内外勘探开发的主要技术手段之一。随着勘探开发进程的加深，酸压对象越来越复杂，如特低渗/超低渗、特殊岩性、复杂岩性、超深井等，使酸压的难度越来越高，适应性更是越来越差。当前，国内外进行酸压时，多采用以盐酸为主体的酸液体系，一般通过增加体系的粘度来延缓酸液中H+的释放速率，从而降低酸岩反应速率，使得酸液在裂缝中作用的距离更远，以达到较好的酸压增产效果。但是传统酸液体系的表界面张力较大，无法进入某些细小的天然裂缝或孔隙中，且其扩散穿透能力远不如气体，因而所造的裂缝比较单一，尤其在高温高压下体系粘度急速下降，酸岩反应速率加快，使得酸压改造体积大幅降低，从而使得酸压改造效果降低。
而随着改造对象越来越复杂(高温、高压、低渗等)，传统的酸压技术所造的裂缝形态单一，改造体积有限，这十分不利于油气井的后期生产。因此，很多油气井在经过酸压改造后也很难获得理想的增产效果。
当前，需要突破现有技术体系框架，研发能够有效提高储层裂缝复杂程度，获得复杂裂缝系统的储层改造方法，从而实现复杂储层内油气资源的高效开发。由此可见，如何在酸压改造中提高储层破裂程度，并有效增加裂缝的复杂性，提高储层改造的波及范围是这类复杂储层开发的关键技术要求。此外，常规水力压裂技术还面临储层伤害与水资源过度消耗等问题，使其在推广应用中面临巨大挑战和争议。在这种情况下，亟需发展新型酸压改造工艺，在有效解决储层伤害和水资源消耗等问题的基础上，进一步提高裂缝复杂性和储层改造体积，从而实现油气资源的高效开发。
发明内容
本发明的目的在于针对现有技术的不足，而本发明提供一种用于超深井碳酸盐岩储层改造的二氧化碳酸压方法，该方法能够有效提高储层裂缝的复杂程度，能使裂缝的体积增加到开采要求，同时，能进一步增加人工裂缝的有效作用范围，可有效提高碳酸岩储层油气资源的开采效率。
为了实现上述目的，本发明提供了一种用于超深井碳酸盐岩储层改造的二氧化碳酸压方法，包括以下步骤：
步骤一：准备工作；
按照施工设计准备好地面设备及施工材料，下入压裂管柱并将井下压裂工具下放到井筒中的预定位置，安装压裂井口、连接地面设备，并进行测试整改直至满足施工要求；
步骤二：液态二氧化碳预处理
预先以小排量向井筒内注入液态二氧化碳，然后逐步提高注入排量(优选地，预先以0.5m3/min小排量向井筒内注入液态二氧化碳，然后逐步提高注入排量至4-8m3/min)，以降低井筒及井底温度，从而增强二氧化碳酸液体系的热稳定性；该过程的前期，通过液态二氧化碳与高温储层的接触，二氧化碳温度逐渐升高，以生产足量的超临界二氧化碳，发挥超临界二氧化碳超强穿透力的特性用以降低储层岩石的破裂压力，连通储层更多的天然裂缝，进一步增大二氧化碳酸液的波及范围，形成更多更复杂的次级裂缝；
步骤三：泵注液态二氧化碳与高粘酸液混合液入井；
向井中注入高粘压裂液，即液态二氧化碳和高粘酸液，液态二氧化碳与高粘酸液在井筒中相遇并进行充分混合，在增稠剂的作用下，形成高粘二氧化碳复合酸液体系，形成人造主裂缝，随着液态二氧化碳与高粘酸液混合液的不断注入，可进一步的增加主裂缝的长度，并在裂缝端部形成复杂裂缝；
步骤四：泵注液态二氧化碳与中粘酸液混合液入井；
高粘酸液注入完成后，继续向筒中注入中粘压裂液，即液态二氧化碳与中粘酸液，液态二氧化碳与中粘酸液在井筒中相遇并进行充分混合，在增稠剂的作用下，形成中粘二氧化碳复合酸液体系，可在裂缝中部围绕主裂缝形成复杂缝网；
步骤五：泵注液态二氧化碳与低粘酸液混合液入井；
中粘酸液注入完成后，继续向筒中注入低粘压裂液，即液态二氧化碳与低粘酸液，液态二氧化碳与低粘酸液在井筒中相遇并进行充分混合，在增稠剂的作用下，形成低粘二氧化碳复合酸液体系，并围绕近井主裂缝造复杂次生缝网；
步骤六：滑溜水顶替到位后，关井一段时间，待酸液与储层进行充分的反应；
步骤七：控制压后放喷而后转试油试气作业；
所述高粘酸液、中粘酸液以及低粘酸液均由浓度20％的盐酸、CO2增稠减阻剂以及雾化稳定剂组成，通过调节CO2增稠减阻剂的用量得到不同粘度的酸液，所述CO2增稠减阻剂以及雾化稳定剂均可选用石油行业常用的增稠剂及稳定剂。
优选地，所述高粘压裂液包括以下原料：液态CO2+高粘酸液，高粘酸液为：盐酸+液态CO2体积(2％-2.5％)的CO2增稠减阻剂+液态CO2体积1％的雾化稳定剂；
中粘压裂液包括以下原料：液态CO2+中粘酸液，中粘酸液为：盐酸+液态CO2体积(1％-1.5％)的CO2增稠减阻剂+液态CO2体积1％的雾化稳定剂；
低粘压裂液包括以下原料：液态CO2+低粘酸液，低粘酸液为：盐酸+液态CO2体积(0.6％-1％)的CO2增稠减阻剂+液态CO2体积1％的雾化稳定剂；所述盐酸浓度均为20％。
优选地，所述高粘酸液、中粘酸液、低粘酸液与液态二氧化碳总加入量的体积比为(0-0.5)：(0-0.5)：(0.1-0.5)：1。
优选地，上述二氧化碳酸压方法中，可根据储层设计所需的主裂缝长度选择高粘酸液、中粘酸液以及低粘酸液的加入量，当主裂缝长度在60米以下时，只需加低粘酸液(即，省略上述步骤三和步骤四)，主裂缝长度在60-100米时，需加中粘酸液和低粘酸液(即，省略上述步骤三)，主裂缝长度大于100米时，需加高粘酸液、中粘酸液和低粘酸液。
更优选地，裂缝长度大于100米时，所述高粘酸液、中粘酸液、中粘酸液与液态二氧化碳总量的体积比为0.375：0.25：0.125：1；
更优选地，裂缝长度在60-100米时，所述高粘酸液、中粘酸液、中粘酸液与液态二氧化碳总量的体积比为0：0.29：0.18：1。
优选地，所述CO2增稠减阻剂为硅氧烷聚合物，更优选为聚二甲基硅氧烷。
优选地，所述雾化稳定剂为表面活性剂与聚合物的复配混合物，更优选为十二烷基苯磺酸钠SDBS的水溶液和聚丙烯酰胺HPAM的复配混合物，其中SDBS水溶液浓度为10％，HPAM的浓度为5％。
优选地，所述步骤三-五中，泵注液态二氧化碳与酸液入井的具体操作如下：
(1)将液态二氧化碳经增压泵泵入二氧化碳泵车；
(2)20％盐酸和增稠减阻剂、雾化稳定剂在混砂车中混合均匀后形成不同粘度的酸液分别进入酸液泵车；
(3)将步骤(1)二氧化碳泵车中的二氧化碳和酸液泵车中的酸液注入井口，液态二氧化碳和酸液在筒中进行混合；
更优选地，所述步骤(1)中，形成不同粘度酸液时，液态二氧化碳与浓度20％的盐酸加入量的体积比大于7：3。
本发明是通过将CO2与酸液体系相结合形成CO2复合酸液体系，在储层条件下(温度>31.26℃，压力>7.43Mpa)液态CO2相变为超临界态，形成一种以超临界CO2为外相，酸液滴为内相的CO2雾化酸液体系，这种体系其表面张力极低，流动性和扩散性极强，在酸压方面表现出以下有益效果：
(1)破岩能力强：超临界CO2粘度和表面张力低，流动过程中动能损失小，净压力传导效率高，可实现远端大范围内的有效破岩。
(2)有效波及范围大：超临界状态的CO2可以携带酸液微滴进入孔吼半径很小的孔隙和开度很小的弱面及天然裂缝，可在地层中实现大范围穿透，有效波及范围大。
(3)裂缝形态复杂：超临界CO2超强的流动性降低流动方向的导向作用，增加了裂缝的复杂程度；且超临界CO2分子易于进入微孔隙、天然裂缝和天然弱面，可进一步增加裂缝系统的复杂程度。
(4)降低岩石的破裂压力。
(5)缓速效果更好，酸蚀作用更持久，在CO2携带作用下酸液微滴作用距离更远，范围更广；另外除了CO2复合酸液体系中的盐酸外，大量CO2不断的与水结合产生的H2CO3其酸蚀作用会更持久。
(6)本发明通过调节CO2复合酸液体系的粘度来控制体系的流动性，从而控制其作用距离，实现不同区域范围内的复杂裂缝的改造。高粘度的CO2复合酸液体系，其沿主裂缝作用距离远，适于在主裂缝端部造复杂裂缝；中粘度的CO2复合酸液体系，其沿主裂缝作用距离适中，适于在主裂缝端中部造复杂裂缝；低粘度的CO2复合酸液体系，其沿主裂缝作用距离短，适于在围绕近井段主裂缝造复杂裂缝。
附图说明
图1是实施例的压裂过程中，地面操作工艺的流程简图。
图2是实施例的压裂过程中，地下操作工艺的流程简图。
图3-1、图3-2、图3-3、图3-4是实施例的压裂过程中，高粘压裂液、中粘压裂液、低粘压裂液形成裂缝的示意图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步详细的说明，并不是把本发明的实施范围限制于此。
本发明压裂过程中，地面工艺的流程简图如图1所示，注入过程中，液态二氧化碳和加了增稠减阻剂和雾化稳定剂的酸液均经过增压泵后从井口注入井筒内。
以下实施例中，CO2复合酸液体系配方均为液态CO2、浓度20％的盐酸、CO2增稠减阻剂以及雾化稳定剂，通过调节增稠减阻剂的用量分别得到高、中、低粘度的压裂液，具体如下：
高粘压裂液：液态CO2+高粘酸液(高粘酸液为：20％盐酸+液态CO2体积(2％-2.5％)的CO2增稠减阻剂+液态CO2体积1％的雾化稳定剂)；
中粘压裂液：液态CO2+中粘酸液(中粘酸液为：20％盐酸+液态CO2体积(1％-1.5％)的CO2增稠减阻剂+液态CO2体积1％的雾化稳定剂)；
低粘压裂液：液态CO2+低粘酸液(低粘酸液为：20％盐酸+液态CO2体积(0.6％-1％)的CO2增稠减阻剂+液态CO2体积1％的雾化稳定剂)；
其中，所用CO2增稠减阻剂为聚二甲基硅氧烷，雾化稳定剂为十二烷基苯磺酸钠SDBS的水溶液和聚丙烯酰胺HPAM的复配混合物，其中SDBS水溶液浓度为10％，HPAM的浓度为5％。
使用过程中，为了保证CO2复合酸液体系在储层内的雾化效果，施工过程中，各压裂液中液态CO2与20％盐酸加入量的体积比应大于7：3。
本发明的用于超深井碳酸盐岩储层改造的二氧化碳酸压方法，包括以下步骤：
步骤一：准备工作；
按照施工设计准备好地面设备及施工材料，下入压裂管柱并将井下压裂工具下放到井筒中的预定位置，安装压裂井口、连接地面设备，并进行测试整改直至满足施工要求；
步骤二：液态二氧化碳预处理
预先以0.5m3/min的小排量向井筒内注入液态二氧化碳，然后逐步提高注入排量至4-8m3/min，以降低井筒及井底温度，从而增强二氧化碳酸液体系的热稳定性；该过程的前期，通过液态二氧化碳与高温储层的接触，使二氧化碳温度逐渐升高，生产足量的超临界二氧化碳，以发挥超临界二氧化碳超强穿透力的特性来降低储层岩石的破裂压力，连通储层更多的天然裂缝，进一步增大二氧化碳酸液的波及范围，形成更多更复杂的次级裂缝；
步骤三：开始泵注高粘酸液入井
步骤二进行到一定程度后，开始泵注高粘酸液入井，形成人造主裂缝，其示意图如图3-1所示；
步骤四：泵注液态二氧化碳与高粘酸液混合液入井；
继续向其中注入液态二氧化碳和高粘酸液，液态二氧化碳与高粘酸液在井筒中相遇并进行充分混合，在增稠剂的作用下，形成高粘二氧化碳复合酸液体系，可进一步的增加主裂缝的长度，并在裂缝端部形成复杂裂缝，其示意图如图3-2所示。
步骤五：泵注液态二氧化碳与中粘酸液混合液入井；
高粘酸液注入完成后，继续向筒中注入液态二氧化碳与中粘酸液，液态二氧化碳与中粘酸液在井筒中相遇并进行充分混合，在增稠剂的作用下，形成中粘二氧化碳复合酸液体系，可在裂缝中部围绕主裂缝形成复杂缝网，其示意图如图3-3所示。
步骤六：泵注液态二氧化碳与低粘酸液混合液入井；
中粘酸液注入完成后，继续向筒中注入液态二氧化碳与低粘酸液，液态二氧化碳与低粘酸液在井筒中相遇并进行充分混合，在增稠剂的作用下，形成低粘二氧化碳复合酸液体系，并围绕近井主裂缝造复杂次生缝网，其示意图如图3-4所示。
步骤七：滑溜水顶替到位后，关井一段时间，待酸液与储层进行充分的反应。
步骤八：控制压后放喷而后转试油试气作业。
以上步骤中，泵注液态二氧化碳与酸液入井的具体操作如下：
(1)将液态二氧化碳经增压泵泵入二氧化碳泵车；
(2)20％盐酸和增稠减阻剂、雾化稳定剂在混砂车中混合均匀后形成不同粘度的酸液分别进入酸液泵车；
(3)将步骤(1)二氧化碳泵车中的二氧化碳和酸液泵车中的酸液注入井口，液态二氧化碳和酸液在筒中进行混合。
下面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
应用上述方法对中国西部某油田某井碳酸盐岩储层进行酸压作业，目标储层中深6009.5m，原始地层压力64.99MPa，最近静压测试58.73MPa；储层温度143℃，平均孔隙度16.6％；平均渗透率0.33md；其中，超深井二氧化碳酸压实际施工参数如下：
高粘压裂液：液态CO2+20％盐酸+2.5％CO2增稠减阻剂+1％雾化稳定剂；
中粘压裂液：液态CO2+20％盐酸+1.5％CO2增稠减阻剂+1％雾化稳定剂；
低粘压裂液：液态CO2+20％盐酸+1％CO2增稠减阻剂+1％雾化稳定剂。
超深井二氧化碳酸压实际施工参数：
液态二氧化碳总用量为400.16m3，液态二氧化碳施工排量最小为0.4m3/min，最大为3.9m3/min，酸液端排量最小为0，最大为2.2m3/min；总排量最小为0.4m3/min，最大为6.1m3/min。
表1
实施后，日稳产气量达到18万方/天以上，稳产时间超过200天。
实施例2
应用上述方法对中国西部某油田某井砂岩凝析气藏储层进行酸压作业，目标储层中深4320.8m，由于前期作业导致部分储层污染，并考虑其凝析气藏的特性，采用本发明技术对目标储层进行酸压解堵作业，以疏通渗流通道、解除修井作业导致的近井污染，同时解除近井反凝析的油堵，从而恢复产量。其中，超深井二氧化碳酸压实际施工参数如下：
中粘压裂液：液态CO2+20％盐酸+1％CO2增稠减阻剂+1％雾化稳定剂；
低粘压裂液：液态CO2+20％盐酸+0.6％CO2增稠减阻剂+1％雾化稳定剂。
液态二氧化碳用量为280m3，液态二氧化碳施工排量最小为0.5m3/min，最大为2.0m3/min，酸液端排量最小为0，最大为1.2m3/min；总排量最小为0.4m3/min，最大为3.2m3/min；泵注中粘压裂液(不含二氧化碳)80.0m3；泵注低粘压裂液(不含二氧化碳)50.0m3。
实施后，前30天时间内，日产量从原来的4吨/天提高至6.7吨/天，且油压基本稳定的情况下，初步达到解堵、恢复产能的工艺目标，取得了一定的增产效果(相对于解堵作业前4吨的日产油量提高67％)；日采气量从0.33×104m3逐渐上升到1.67×104m3；套压也有逐步上升。上述产能和压力的表现反映出本次解堵施工不仅完成了地层堵塞的解除、疏通了地下的渗流通道，还反映了二氧化碳在生产过程中的增能效应，对凝析气藏的保压开采过程中提高近井凝析油的流动能力、提高整体采出程度具有一定的辅助能力。
最后应当说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对本发明保护范围的限制，尽管参照较佳实施例对本发明作了详细地说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的实质和范围。
Claims (5)
1.一种用于超深井碳酸盐岩储层改造的二氧化碳酸压方法，包括以下步骤：
步骤一：准备工作
按照施工设计准备好地面设备及施工材料，下入压裂管柱并将井下压裂工具下放到井筒中的预定位置，安装压裂井口、连接地面设备，并进行测试整改直至满足施工要求；
步骤二：液态二氧化碳预处理
预先以小排量向井筒内注入液态二氧化碳，然后逐步提高其注入排量，以生产足量的超临界二氧化碳，发挥超临界二氧化碳超强穿透力的特性用以降低储层岩石的破裂压力，连通储层更多的天然裂缝，有利于形成更多更复杂的次级裂缝；
步骤三：泵注液态二氧化碳与高粘酸液混合液入井；
预处理结束后，向井中注入高粘压裂液，即：液态二氧化碳和高粘酸液，形成人造主裂缝，随着液态二氧化碳与高粘酸液混合液的不断注入，增加主裂缝的长度，并在裂缝端部形成复杂裂缝；
步骤四：泵注液态二氧化碳与中粘酸液混合液入井；
高粘酸液注入完成后，继续向筒中注入中粘压裂液，即：液态二氧化碳与中粘酸液，液态二氧化碳与中粘酸液在井筒中相遇并进行充分混合，在裂缝中部围绕主裂缝形成复杂缝网；
步骤五：泵注液态二氧化碳与低粘酸液混合液入井；
中粘酸液注入完成后，继续向筒中注入低粘压裂液，即：液态二氧化碳与低粘酸液，液态二氧化碳与低粘酸液在井筒中相遇并进行充分混合，围绕近井主裂缝造复杂次生缝网；
步骤六：滑溜水顶替到位后，关井一段时间，待酸液与储层进行充分的反应；
步骤七：控制压后放喷而后转试油试气作业；
所述高粘酸液、中粘酸液以及低粘酸液均由浓度20％的盐酸、CO2增稠减阻剂以及雾化稳定剂组成，通过调节CO2增稠减阻剂的用量得到不同粘度的酸液，所述CO2增稠减阻剂以及雾化稳定剂均可选用石油行业常用的增稠剂及稳定剂；
所述高粘压裂液包括以下原料：液态CO2+高粘酸液，高粘酸液为：盐酸+液态CO2体积2％-2.5％的CO2增稠减阻剂+液态CO2体积1％的雾化稳定剂；中粘压裂液包括以下原料：液态CO2+中粘酸液，中粘酸液为：盐酸+液态CO2体积1％-1.5％的CO2增稠减阻剂+液态CO2体积1％的雾化稳定剂；低粘压裂液包括以下原料：液态CO2+低粘酸液，低粘酸液为：盐酸+占液态CO2体积0.6％-1％的CO2增稠减阻剂+液态CO2体积1％的雾化稳定剂；所述盐酸浓度均为20％。
2.根据权利要求1所述的二氧化碳酸压方法，其特征在于：所述高粘酸液、中粘酸液、低粘酸液与液态二氧化碳总加入量的体积比为(0-0.5)：(0-0.5)：(0.1-0.5)：1。
3.根据权利要求2所述的二氧化碳酸压方法，其特征在于：上述二氧化碳酸压方法中，可根据储层设计所需的主裂缝长度选择高粘酸液、中粘酸液以及低粘酸液的加入量,当主裂缝长度在60米以下时，只需加低粘酸液，即，省略上述步骤三和步骤四，主裂缝长度在60-100米时，需加中粘酸液和低粘酸液，即，省略上述步骤三，主裂缝长度大于100米时，需加高粘酸液、中粘酸液和低粘酸液。
4.根据权利要求3所述的二氧化碳酸压方法，其特征在于：各步骤中，所述高粘压裂液、中粘压裂液以及低粘压裂液中液态二氧化碳与浓度20％的盐酸加入量的体积比均大于7：3。
5.根据权利要求3所述的二氧化碳酸压方法，其特征在于：所述CO2增稠减阻剂为硅氧烷聚合物，所述雾化稳定剂为表面活性剂与聚合物的复配混合物。
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