CN110173250B - 一种纳米乳液改造干热岩储层的压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种纳米乳液改造干热岩储层的压裂方法，包括如下步骤：先注入压裂液激活和沟通干热岩中的天然裂缝***，然后将纳米乳液注入干热岩地层，利用它的细小粒径倾入干热岩时产生的细观力学作用，使岩石产生大量的细观裂缝***，最后注入暂堵转向液桥堵裂缝迫使裂缝转向形成多分支裂缝，至少进行一次上述步骤。本发明的压裂方法一方面利用纳米乳液的细观力学作用，扩大其与干热岩内天然裂缝***的接触面积，同时毛细管力产生大量新的细观裂缝***，另一方面，利用暂堵材料在缝内产生桥堵作用，提升裂缝内净压力，逼迫裂缝转向，促进分支裂缝的形成，二者相结合，可以促进高导流多裂缝的形成。
Description
技术领域
本发明属于石油天然气工程开采技术领域，具体涉及一种纳米乳液改造干 热岩储层的压裂方法。
背景技术
干热岩(HDR)是指埋深超过3km、地下温度超过150℃没有水或含有少 量水、致密不渗透的高温岩体。据估算，在地壳3～10km干热岩蕴藏的热能相 当于全球所有石油、天然气和煤炭所蕴藏能量的30倍。埋深在3～10km的干 热岩资源量可折合为856万亿吨标准煤。因此，干热岩能源是国际社会公认的 高效低碳清洁能源。
增强型地热***(EGS)是开发干热岩资源的有效方法，其核心是利用水 力压裂方法在干热岩体内构建人工裂隙空间，通过在注入井、人造热储和生产 井间循环工质开发地热能。然而，由于干热岩埋藏较深，其塑性力学特征增强， 使人工裂缝复杂性程度降低，易导致注水井和生产井之间形成短路，产生“热 突破”现象。因此，如何在干热岩压裂中形成一定规模的人工网络裂隙，增大 “地下热交换器”的换热面积，是提高干热岩热能提取效率的关键问题之一。
鉴于以上原因，特提出本发明。
发明内容
为了解决现有技术存在的以上问题，本发明提供了一种纳米乳液改造干热 岩储层的压裂方法，本发明的压裂方法增强了干热岩人工缝网的复杂性，形成 了有效的人工热储，不仅可以极大降低干热岩的开发成本，还可以大幅增加干 热岩热储内的采热效率。
为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种纳米乳液改造干热岩储层的压裂方法，依次包括如下步骤：
(1)选取干热岩开发区域，在该区域以0.5-2.0立方米/分钟的排量向所述 的干热岩层中注入100-300立方米的压裂液，以形成主裂缝；
(2)以0.5-2.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入100-300立方 米的纳米乳液，在所述的主裂缝的基础上形成多个细观裂缝；
(3)以0.5-2.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入30-60立方米 暂堵转向液，对所述的细观裂缝进行人工暂堵；
(4)以2.0-4.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入100-500立方 米的纳米乳液，增加人工暂堵的细观裂缝内的压力，从而在新的方向上形成多 个人工细观裂缝；
(5)重复循环步骤(1)-(4)的操作2-10次，以使形成的人工裂缝网络 更加复杂，扩大渗流面积；
(6)以2.0-4.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入100-200立方 米的携砂液以支撑形成的人工裂缝网络；
(7)向施工管柱或井筒中注入顶替液，顶替步骤(6)中的携砂液。
进一步的，步骤(1)中所述的压裂液为滑溜水压裂液。
滑溜水压裂液可以激活和沟通干热岩中的天然裂缝***。
进一步的，步骤(2)中所述的纳米乳液的粒径为50-200nm。
在本发明选择的粒径下纳米乳液更易渗入干热岩中细小缝隙内，接触表面 积可以扩大10-12倍，此时为裂隙将发生明显的毛细管效应，从而产生细观裂 缝。
进一步的，步骤(1)中所述的纳米乳液由以下重量份的原料混合搅拌而成： 正十二烷0.04-0.08重量份、十六烷基三甲基氯化铵4-6重量份、正丁醇14-18 重量份和水40-50重量份。
进一步的，步骤(1)中所述的纳米乳液由以下重量份的原料混合搅拌而成： 正十二烷0.06重量份、十六烷基三甲基氯化铵5重量份、正丁醇16重量份和 水45重量份。
进一步的，步骤(3)中所述的暂堵转向液包括转向剂和携带液，所述的转 向剂与携带液的重量比为1-10:100。
进一步的，所述的转向剂包括可降解纤维、苯甲酸盐、油溶性酚醛树脂和 二甘醇二甲醚，所述的携带液为清水、滑溜水压裂液或瓜胶。
进一步的，所述的转向剂按照如下重量份的原料混合而成：可降解纤维 20-30重量份、苯甲酸盐8-12重量份、油溶性酚醛树脂4-6重量份和二甘醇二 甲醚2-4重量份。
进一步的，步骤(6)中携砂液的砂比为5-10％。
进一步的，所述的压裂方法可以应用在直井、水平井或斜井。
本发明的压裂方法可以增强高温地层人工缝网复杂性，纳米乳液的细观力 作用与暂堵转向协同作用，起到增加裂缝的作用，即一方面利用纳米乳液的细 观力学作用，扩大其与干热岩内天然裂缝***的接触面积，同时毛细管力产生 大量新的细观裂缝***，另一方面，利用暂堵材料在缝内产生桥堵作用，提升 裂缝内净压力，逼迫裂缝转向，促进分支裂缝的形成，二者相结合协同作用， 可以促进高导流多裂缝的形成，从而可以高效开发干热岩地热能。
与现有技术相比，本发明的有益效果为：
(1)本发明的纳米乳液改造干热岩储层的压裂方法通过细观力学作用与暂 堵转向联合使用，可以极大降低干热岩的开发成本，同时大幅增加干热岩储层 内的人工裂缝复杂程度，提高采热效率，本发明的方法不仅适用于直井，也适 用于水平井、斜井等；
(2)本发明的压裂方法一方面利用纳米乳液的细观力学作用，扩大其与干 热岩内天然裂缝***的接触面积，同时毛细管力产生大量新的细观裂缝***， 另一方面，利用暂堵材料在缝内产生桥堵作用，提升裂缝内净压力，逼迫裂缝 转向，促进分支裂缝的形成，二者相结合，可以促进高导流多裂缝的形成。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施 例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述 中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付 出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明的压裂方法所形成的复杂裂缝形态结构示意图；
图2是本发明实施例1模拟试验注入压力与时间的关系图；
图3是本发明实施例4模拟试验注入压力与时间的关系图；
图4是本发明对比例1模拟试验注入压力与时间的关系图；
图5是本发明对比例2模拟试验注入压力与时间的关系图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明的技术方 案进行详细的描述。显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不 是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创 造性劳动的前提下所得到的所有其它实施方式，都属于本发明所保护的范围。
如图1所示，本发明的压裂方法所形成的复杂裂缝形态结构示意图。
以下实施例中所述的滑溜水压裂液的生产厂家为陕西森瑞石油技术开发有 限公司，型号SRHL-TY3；可降解纤维生产厂家为东莞市胜浩塑胶原料有限公 司，型号DK/PP-001；油溶性酚醛树脂生产厂家济南英出化工科技有限公司， 型号2402；二甘醇二甲醚生产厂家济南彬琪化工有限公司，型号 BQ-20180122006。本发明采用以上厂家的各原料为例进行解释说明，但是不仅 局限于以上生产厂家，也可以是其他生产厂家的现有原料。
实施例1
本实施例的一种纳米乳液改造干热岩储层的压裂方法，依次包括如下步骤：
(1)选取干热岩开发区域，在该区域以0.5立方米/分钟的排量向所述的干 热岩层中注入100立方米的滑溜水压裂液，以形成主裂缝；
(2)以0.5立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入100立方米的粒径 为50-200nm的纳米乳液，在所述的主裂缝的基础上形成多个细观裂缝；所述 的纳米乳液由以下重量份的原料混合搅拌而成：正十二烷0.04重量份、十六烷 基三甲基氯化铵4重量份、正丁醇14重量份和水40重量份，搅拌速率为300rpm， 搅拌时间为30min；
(3)以0.5立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入30立方米暂堵转 向液，对所述的细观裂缝进行人工暂堵，暂堵转向液包括转向剂和携带液，所 述的转向剂与携带液的重量比为1：100，所述的转向剂按照如下重量份的原料 混合而成：可降解纤维20重量份、苯甲酸钠8重量份、油溶性酚醛树脂4重量 份和二甘醇二甲醚2重量份，携带液为清水；
(4)以2.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入100立方米的纳米 乳液，增加人工暂堵的细观裂缝内的压力，从而在新的方向上形成多个人工细 观裂缝；
(5)重复循环步骤(1)-(4)的操作2次，以使形成的人工裂缝网络更 加复杂，扩大渗流面积；
(6)以2.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入100立方米的携砂 液以支撑形成的人工裂缝网络，携砂液的砂比为5％，携砂液包括滑溜水压裂 液和支撑剂，支撑剂为30-50目陶粒砂；
(7)向施工管柱或井筒中注入顶替液，顶替步骤(6)中的携砂液，顶替 液按照重量份，包括水100重量份，瓜胶0.3重量份。
实施例2
本实施例的一种纳米乳液改造干热岩储层的压裂方法，依次包括如下步骤：
(1)选取干热岩开发区域，在该区域以1.25立方米/分钟的排量向所述的 干热岩层中注入200立方米的滑溜水压裂液，以形成主裂缝；
(2)以1.25立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入200立方米的粒 径为50-200nm的纳米乳液，在所述的主裂缝的基础上形成多个细观裂缝；所 述的纳米乳液由以下重量份的原料混合搅拌而成：正十二烷0.06重量份、十六 烷基三甲基氯化铵5重量份、正丁醇16重量份和水45重量份，搅拌速率为 300rpm，搅拌时间为35min；
(3)以1.25立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入450立方米暂堵 转向液，对所述的细观裂缝进行人工暂堵，暂堵转向液包括转向剂和携带液， 所述的转向剂与携带液的重量比为5:100，所述的转向剂按照如下重量份的原料 混合而成：可降解纤维25重量份、苯甲酸钠10重量份、油溶性酚醛树脂5重 量份和二甘醇二甲醚3重量份，携带液为滑溜水压裂液；
(4)以3.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入300立方米的纳米 乳液，增加人工暂堵的细观裂缝内的压力，从而在新的方向上形成多个人工细 观裂缝；
(5)重复循环步骤(1)-(4)的操作6次，以使形成的人工裂缝网络更 加复杂，扩大渗流面积；
(6)以3.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入300立方米的携砂 液以支撑形成的人工裂缝网络，携砂液的砂比为7.5％，携砂液包括滑溜水压裂 液和支撑剂，支撑剂为30-50目陶粒砂；
(7)向施工管柱或井筒中注入顶替液，顶替步骤(6)中的携砂液，顶替 液按照重量份，包括水100重量份，瓜胶0.3重量份。
实施例3
本实施例的一种纳米乳液改造干热岩储层的压裂方法，依次包括如下步骤：
(1)选取干热岩开发区域，在该区域以2.0立方米/分钟的排量向所述的干 热岩层中注入300立方米的滑溜水压裂液，以形成主裂缝；
(2)以2.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入300立方米的粒径 为50-200nm的纳米乳液，在所述的主裂缝的基础上形成多个细观裂缝；所述 的纳米乳液由以下重量份的原料混合搅拌而成：正十二烷0.08重量份、十六烷 基三甲基氯化铵6重量份、正丁醇18重量份和水50重量份，搅拌速率为300rpm， 搅拌时间为34min；
(3)以2.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入60立方米暂堵转 向液，对所述的细观裂缝进行人工暂堵，暂堵转向液包括转向剂和携带液，所 述的转向剂与携带液的重量比为1：10，所述的转向剂按照如下重量份的原料 混合而成：可降解纤维30重量份、苯甲酸钠12重量份、油溶性酚醛树脂6重 量份和二甘醇二甲醚4重量份，携带液为瓜胶；
(4)以4.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入500立方米的纳米 乳液，增加人工暂堵的细观裂缝内的压力，从而在新的方向上形成多个人工细 观裂缝；
(5)重复循环步骤(1)-(4)的操作10次，以使形成的人工裂缝网络更 加复杂，扩大渗流面积；
(6)以4.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入200立方米的携砂 液以支撑形成的人工裂缝网络，携砂液的砂比为10％，携砂液包括滑溜水压裂 液和支撑剂，支撑剂为30-50目陶粒砂；
(7)向施工管柱或井筒中注入顶替液，顶替步骤(6)中的携砂液，顶替 液按照重量份，包括水100重量份，瓜胶0.3重量份。
实施例4
本实施例的一种纳米乳液改造干热岩储层的压裂方法与实施例1均相同， 不同之处，纳米乳液采用市售的产品，生产厂家为：南通生达化工有限公司， 型号：纳米苯丙乳液SD-588。
对比例1
本对比例的压裂方法与实施例1相同，不同之处，以滑溜水压裂液代替纳 米乳液。
对比例2
本对比例的压裂方法与实施例1相同，不同之处，以滑溜水压裂液代替暂 堵转向液。
试验例1
分别按照实施例1和4以及对比例1和2的压裂方法在实验室模拟裂缝的 形成情况，模拟试验中的排量和各重量参数均缩小1000倍进行试验。
本试验利用大尺寸MTS真三轴水力压裂模拟***，对尺寸为30cm×30cm ×30cm的露头岩样进行压裂模拟。
试验步骤：
(1)岩样制备：天然露头制备岩样，尺寸30cm×30cm×30cm，一面正中 打27mm小孔，深度17cm，并粘接10cm长钢管(外径25mm，内径22mm)， 一共制备6个岩样；
(2)分别将岩样放入MTS真三轴水力压裂模拟***，施加三轴应力(大 小根据实验设计设定)，并标记三个地应力方向；
(3)分别按照实施例1和4以及对比例1和2的压裂方法，对岩样进行压 裂，记录每一个压裂方法中的注入压力随时间的变化情况，结果如图2-5所示。
从图中可以看出实施例1和4的波动频率均比对比例1和2的大，这是由 于实施例1和4产生的裂缝较多，当产生新的裂缝压力都会突然下降，从而出 现波动的情况，说明本发明经过纳米乳液和暂堵转向液的共同作用下产生的裂 缝较多，纳米乳液和暂堵转向液缺一不可，缺少一种会明显的降低裂缝的产生 数量，从而本发明的压裂方法可以提高地热能的采收率，且实施例1中的压力 波动情况比实施例4的更为频繁，这是由于采用本发明的纳米溶液比现有市售 的效果较好，但是影响不大，稍微好一些。
另外，从实施例1中的注入压力随时间的变化中可以看出，当进行第二步 加入纳米乳液时压力的波动频率明显增加，这是由于加入纳米乳液后形成了多 个细观裂缝，当第三步加入暂堵转向液液时压力明显升高，这是由于暂堵转向 液将细观裂缝封堵产生较大的压力变化，当第四步加上纳米乳液后又出现了频 繁的压力波动，这样由于纳米乳液加入后在新的方向上形成了人工细观裂缝。
本发明人也对其他实施例做了上述试验，结果基本一致，由于篇幅有限， 不再一一列举。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于 此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到 变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应 以所述权利要求的保护范围为准。
Claims (6)
1.一种纳米乳液改造干热岩储层的压裂方法，其特征在于，依次包括如下步骤：
(1)选取干热岩开发区域，在该区域以0.5-2.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入100-300立方米的压裂液，以形成主裂缝；
(2)以0.5-2.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入100-300立方米的纳米乳液，在所述的主裂缝的基础上形成多个细观裂缝；
所述纳米乳液由以下重量份的原料混合搅拌而成：正十二烷0.04-0.08重量份、十六烷基三甲基氯化铵4-6重量份、正丁醇14-18重量份和水40-50重量份；
(3)以0.5-2.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入30-60立方米暂堵转向液，对所述的细观裂缝进行人工暂堵；
所述的暂堵转向液包括转向剂和携带液，所述的转向剂与携带液的重量比为1-10:100；
所述的转向剂按照如下重量份的原料混合而成：可降解纤维20-30重量份、苯甲酸盐8-12重量份、油溶性酚醛树脂4-6重量份和二甘醇二甲醚2-4重量份；所述的携带液为清水、滑溜水压裂液或瓜胶；
(4)以2.0-4.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入100-500立方米的纳米乳液，增加人工暂堵的细观裂缝内的压力，从而在新的方向上形成多个人工细观裂缝；
(5)重复循环步骤(1)-(4)的操作2-10次，以使形成的人工裂缝网络更加复杂，扩大渗流面积；
(6)以2.0-4.0立方米/分钟的排量向所述的干热岩层中注入100-200立方米的携砂液以支撑形成的人工裂缝网络；
(7)向施工管柱或井筒中注入顶替液，顶替步骤(6)中的携砂液。
2.根据权利要求1所述的纳米乳液改造干热岩储层的压裂方法，其特征在于，步骤(1)中所述的压裂液为滑溜水压裂液。
3.根据权利要求1所述的纳米乳液改造干热岩储层的压裂方法，其特征在于，步骤(2)中所述的纳米乳液的粒径为50-200nm。
4.根据权利要求1所述的纳米乳液改造干热岩储层的压裂方法，其特征在于，步骤(2)所述的纳米乳液由以下重量份的原料混合搅拌而成：正十二烷0.06重量份、十六烷基三甲基氯化铵5重量份、正丁醇16重量份和水45重量份。
5.根据权利要求1所述的纳米乳液改造干热岩储层的压裂方法，其特征在于，步骤(6)中携砂液的砂比为5-10％。
6.根据权利要求1-5任意一项所述的纳米乳液改造干热岩储层的压裂方法，其特征在于，所述的压裂方法可以应用在直井、水平井或斜井。
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