CN112943185A - 一种基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺 - Google Patents
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Abstract
本申请实施例提供一种基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，涉及地质资源勘探技术领域。该复合压裂工艺主要是往地层注入超临界二氧化碳进行预压裂用以形成复杂缝网；再依次向缝网注入不同类型的携带支撑剂的压裂液进行水力携砂压裂用以扩大、支撑、打磨缝网，在水力携砂压裂的过程中，全程拌注液态N2；然后注入滑溜水进行顶替作业以将压裂液顶入地层。本申请实施例的基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，实现地层，尤其是页岩储层的复杂缝网体积改造、有效支撑缝网、地层增能等效果。
Description
技术领域
本申请涉及地质资源勘探技术领域，具体而言，涉及一种基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺。
背景技术
地球的页岩储层中的油气储量巨大，页岩储层具有超低孔隙度和超低渗透率的特点，油气在页岩储层中无法流动，采用常规开发技术很难取得工业产能。因此，在致密页岩储层开发领域，能够形成大规模复杂缝网的体积压裂工艺是页岩油气取得高产的关键核心技术。
尤其是我国陆相盆地发育有多套沉积厚度大、分布范围广的富有机质页岩层系，其中的陆相页油地质资源量约为500亿吨，陆相页岩气地质资源量约为100000亿方，勘探潜力巨大。但是陆相页岩的黏土矿物含量高，且具有强非均质性，采用常规的大型水力压裂技术无法形成复杂的裂缝网络。
关于陆相页岩地层体积压裂，前人做过相关探索，其中超临界二氧化碳干法和泡沫压裂工艺的研究最热，该类方法是将比例为100％的液态二氧化碳或比例为50％的液态二氧化碳混合液注入地层，以期达到抗水敏、深穿透、增能量的效果。但是该类方法的使用效果仍不佳，其原因可能为：一是施工排量低，一般为2m3/min，总体用量低，远达不到水力压裂体积改造的效果；二是携砂能力差，几乎不能携带支撑剂，无法有效支撑缝网；三是液态二氧化碳进入地层以后极易与水结合形成碳酸，被地层中的碳酸盐矿物反应消耗殆尽，消耗率可达95％，达不到增能效果；四是对地面和井下设备要求高，施工风险大、成本高。因此超临界二氧化碳干法和泡沫压裂工艺尚未成熟，难以大范围推广应用。
因此，针对常压、强非均质性陆相页岩储层的体积压裂工艺仍是一项卡脖子技术难题，亟需攻关研发陆相页岩储层体积压裂技术。
发明内容
本申请实施例的目的在于提供一种基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，实现地层，尤其是页岩储层的复杂缝网体积改造、有效支撑缝网、地层增能等效果。
第一方面，本申请实施例提供了一种基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，其包括以下步骤：
S1、往地层注入超临界二氧化碳进行预压裂用以形成缝网；
S2、依次向缝网注入不同类型的携带支撑剂的压裂液进行水力携砂压裂用以扩大、支撑、打磨缝网，在水力携砂压裂的过程中，全程拌注液态N2；
S3、注入滑溜水进行顶替作业以将压裂液顶入地层。
在上述技术方案中，首先对地层进行超临界二氧化碳前置预压裂，利用超临界二氧化碳极强的流动性、扩散性、穿透性，在地层中率先形成复杂的裂缝网络；然后利用不同类型的压裂液进行水力携砂压裂，进一步扩大前期形成的复杂缝网，并形成有效支撑；在水力压裂的过程中全程拌注液态N2，液态N2进入地层后，随着温度升高会变成气态，体积增加数千倍，而且N2为惰性气体，不与地层岩石发生化学反应，因此可以实现地层增能效果；最后注入滑溜水顶替前述的压裂液，使其全部进入地层，保证效果。
在一种可能的实现方式中，在步骤S2中，全程拌注液态N2的排量为150～200L/min。
在上述技术方案中，按照一定的排量拌注液态N2，有助于后期返排时地层增能保压，同时降低返排液密度，加快返排、提高返排率。
在一种可能的实现方式中，超临界二氧化碳是将液态二氧化碳升温升压至超临界状态得到，临界温度为31.1℃，临界压力为7.38MPa；
和/或，超临界二氧化碳的注入排量为3～4m3/min。
在上述技术方案中，超临界二氧化碳是指温度和压力同时达到或超过临界温度和临界压力的二氧化碳流体，超临界二氧化碳具有独特的物理和化学性质，超临界二氧化碳可以将岩石的破裂压力降低45％左右，同时具有高出水力压裂3倍的造缝效率，极易形成复杂缝网，利用超临界二氧化碳极强的流动性、扩散性、穿透性，容易在高黏土矿物含量、强非均质性地层中率先形成一定范围的复杂的裂缝网络，并且超临界二氧化碳会与地层中的地层水结合，形成酸性溶液，进一步溶蚀地层，尤其是页岩储层中的碳酸盐胶结物等，打通页岩储层的渗流通道，为后续压裂和油气返排提供有利条件。
在一种可能的实现方式中，在步骤S2中，水力携砂压裂包括以下步骤：
依次向缝网按照14～18m3/min排量注入携带粗粒径支撑剂的高粘度冻胶压裂液用以扩大缝网，按照12～14m3/min排量注入携带小粒径支撑剂的低粘度滑溜水压裂液用以支撑全部缝网，按照14～16m3/min排量注入携带中粒径支撑剂的中粘度线性胶压裂液用以打磨缝网；
其中，高粘度冻胶压裂液的粘度＞50mPa·s，粗粒径支撑剂为30～50目的陶粒，加砂比例为4wt％～6wt％；
低粘度滑溜水压裂液的粘度为3～5mPa·s，小粒径支撑剂为70～140目的陶粒，加砂比例为10wt％～15wt％；
中粘度线性胶压裂液的粘度为10～30mPa·s，中粒径支撑剂为40～70目的陶粒，加砂比例为8wt％～10wt％。
在上述技术方案中，利用不同粘度的压裂液体系分别携带不同粒径的支撑剂进行大规模水力压裂，依次实现扩大复杂缝网、支撑缝网、打磨近井缝网。具体的，采用少量高粘度冻胶携带粗粒径支撑剂一方面最大范围的扩大前期形成的复杂缝网，增加人工裂缝的高度和长度，另一方面降低液体滤失，提高造缝效率，同时支撑前期形成的复杂缝网，为后续压裂液延伸提供有效通道；再采用大量低粘度滑溜水携带小粒径支撑剂进一步提高裂缝复杂性，最大范围打通天然微裂缝和次生裂缝，并且携带的大量粉砂进入地层，对压裂过程中形成的中远端微裂缝形成有效支撑；最后采用中粘度线性胶携带中粒径支撑剂尾追，使携带中粒径支撑剂的中粘度线性胶在缝网中流动，起到打磨作用，使人工裂缝更光滑、平直，裂缝宽度更大，从而进一步提高裂缝导流能力。
在一种可能的实现方式中，高粘度冻胶压裂液主要以质量分数计的0.5％～0.8％羧甲基羟丙基瓜胶、1％～2％KCL防膨剂、0.3％～0.5％氟碳助排剂、0.5％～0.7％交联剂、0.1％～0.2％降阻剂和95％～98％清水组成；高粘度冻胶压裂液的防膨率＞85％，90℃下破胶时间＜1h，降阻率＞70％；
低粘度滑溜水压裂液主要以质量分数计的0.1％～0.2％羧甲基羟丙基瓜胶、1％～2％KCL防膨剂、0.3％～0.5％氟碳助排剂、0.1％～0.2％降阻剂和96％～98％清水组成；低粘度滑溜水压裂液的防膨率＞85％，降阻率＞70％；
中粘度线性胶压裂液主要以质量分数计的0.2％～0.4％羧甲基羟丙基瓜胶、1％～2％KCL防膨剂、0.3％～0.5％氟碳助排剂、0.3％～0.5％交联剂、0.1％～0.2％降阻剂和95％～98％清水组成；中粘度线性胶压裂液的防膨率＞85％，90℃下破胶时间＜1h，降阻率＞70％；
和/或，陶粒的抗压强度＞70Mpa，陶粒的密度＜1.6g/cm3。
在一种可能的实现方式中，先分段选簇，确定桥塞坐封位置及每段射孔位置，再按照步骤S1～S3分别对每个单段进行复合压裂工艺。
在上述技术方案中，先分段选簇，再对每个单段分别进行复合压裂工艺，能够快速、高效的实现整个地层的复杂缝网的体积改造。
在一种可能的实现方式中，每个单段的段长控制在20～40m；
和/或，射孔位置的选择原则包括：选择脆性矿物含量＞50％的部位；同一段***孔点破裂压力低于平均值的50％，并且各射孔点破裂压力差值幅度＜20％；储层总孔隙度＞4％，渗透率大于0.01md的部位；气测总烃＞0.8％，TOC＞1.0％，S1大于0.3mg/g的部位；测井声幅＜20％的部位；
和/或，单段簇数为3～5簇，簇长为1～2m，簇间距为10～20簇/m。
在一种可能的实现方式中，在步骤S1之前，还包括根据桥塞坐封位置及射孔位置进行射孔作业的步骤，步骤S1～S3中是通过射孔形成的井筒注入物料。
在一种可能的实现方式中，桥塞选用可溶桥塞，桥塞及可溶球的耐温＞130℃，抗压强度＞90MPa，在质量浓度1％的电解质溶液中溶解时间＜20d；
和/或，射孔采用的射孔弹的穿透深度＞1m，射孔弹排列位置采用360°螺旋等间距排列，射孔弹排列间距控制在8～12孔/m，单段总射孔数不超过40孔。
在一种可能的实现方式中，单段压裂液总用量控制在1000～1800m3/段；
和/或，单段超临界二氧化碳注入量控制在200～400m3。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例的技术方案，下面将对本申请实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本申请的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，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相关的附图。
图1为本申请实施例提供的一种基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺的工艺流程图；
图2为实施例1的吉页油1HF井综合解释与分段选簇图；
图3为实施例1的吉页油1HF井典型页岩段压裂施工曲线图；
图4为实施例1的吉页油1HF井与常规水力井压后微地震事件对比图；
图5为实施例1的吉页油1HF井压后放喷求产曲线；
图6为实施例2的吉梨页油1井综合解释与分段选簇图；
图7为实施例2的吉梨页油1井典型页岩段压裂施工曲线图；
图8为实施例2的吉梨页油1井压后放喷求产曲线。
具体实施方式
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。实施例中未注明具体条件者，按照常规条件或制造商建议的条件进行。所用试剂或仪器未注明生产厂商者，均为可以通过市售购买获得的常规产品。
下面对本申请实施例的基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺进行具体说明。
参见图1所示，本申请实施例提供一种基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，其包括以下步骤：
步骤一：基于地质-工程一体化甜点评价方法对页岩储层进行分段选簇，确定桥塞坐封位置及每段射孔位置，实现页岩储层密切割。
评价参数主要分为两大类，一是地质甜点评价参数，主要评价页岩储层的含油气性和储层物性，评价参数主要有录井气测总烃、S1、TOC、测井解释孔隙度、渗透率以及中子密度、电阻率、声波时差等参数；二是工程甜点评价参数，主要评价页岩储层的可压性，评价参数主要有矿物组成、泊松比、杨氏模量、水平应力差、破裂压力、裂缝发育情况等参数。根据上述各项参数评价，建立目标井单井综合评级图，然后按照如下原则进行分段选簇。
(一)、分段原则：采取半定量原则，具体如下：
1)储层性质均一性原则：同一压裂段内应尽量保持岩性、岩石密度、脆性矿物含量、孔隙度、气测均一，保证段内均质性较好；
2)岩石力学及地应力特征相近：尽可能使同段内岩石的杨氏模量、泊松比、地应力、水平应力差、破裂压力等参数相近，避免段内岩石力学性质和地应力差异过大；
3)兼顾考虑钻井施工参数，如井身轨迹、固井质量、套管接箍、狗腿度以及完井方式等；
4)在储层质量较好井段加密分段。
按照体积压裂理念，需要对连续分布的页岩储层进行一体化体积改造，按照分段原则，段长控制在20～40m，页岩储层条件好的井段连续分段，页岩储层质量差的井段不分段。
(二)、射孔位置的选择原则：采取定量原则，具体如下：
1)脆性矿物含量相对高部位，脆性矿物含量＞50％；
2)同一段内破裂压力差异较小且低地应力部位，根据地层实际情况，同一段***孔点破裂压力应低于平均值的50％，并且各射孔点破裂压力差值幅度＜20％；
3)测井解释孔隙度、渗透率较高的部位，储层总孔隙度＞4％，渗透率大于0.01md；
4)录井气测显示好、地化指标高的部位，气测总烃＞0.8％，TOC＞1.0％，S1大于0.3mg/g；
5)固井质量好的部位，避开接箍位置，测井声幅＜20％。按照密切割思路，单段簇数3～5簇，簇长1～2m，簇间距10～20簇/m。
步骤二：对单段的页岩储层，按照步骤一确定的桥塞坐封位置及射孔位置，开展泵送电缆投球射孔作业。作为一种实施方式，在电缆井下作业车控制***中输入桥塞下深和射孔深度参数，通过压裂泵车泵送清水，将携带有桥塞和射孔枪的管柱下至指定位置，通过电缆信号传输控制桥塞点火坐封和射孔弹点火激发多簇射孔，完成压裂前井筒密切割作业。
本申请实施例中，桥塞可以选用免钻大通径可溶桥塞，桥塞及可溶球可以采用MgAl复合合金制成，要求它们耐温＞130℃，抗压强度＞90MPa，在质量浓度1％的KCl等电解质溶液中的溶解时间＜20d。
本申请实施例中，射孔弹可以采用深穿透弹，要求其穿透深度＞1m，射孔弹排列位置采用360°螺旋等间距排列，为防止套管切割过于密集，导致套管变形，射孔弹排列间距控制在8～12孔/m，单段总射孔数不超过40孔。
步骤三：往页岩储层注入超临界二氧化碳开展超临界二氧化碳前置预压裂，实现页岩储层复杂缝网体积改造。具体的，可以先通过增温增压泵将液态二氧化碳升温升压至超临界状态得到超临界二氧化碳，临界温度为31.1℃，临界压力为7.38MPa；然后按照3～4m3/min的排量，将超临界二氧化碳通过压裂泵车经防冻高压管汇注入到井筒中。
步骤四：对前述形成的复杂缝网进行水力携砂压裂施工，通常是向目标井依次注入不同类型的携带支撑剂的压裂液，并全程拌注N2拌注，具体包括以下步骤：
S401：按照14～18m3/min排量，将配制好的高粘度冻胶压裂液携带粗粒径支撑剂，比如粗砂，通过压裂泵车注入目标井筒。其中的高粘度冻胶压裂液的粘度＞50mPa·s，防膨率＞85％，90℃下破胶时间＜1h，降阻率＞70％，作为一种实施方式，高粘度冻胶压裂液的配方为以质量分数计的0.5％～0.8％羧甲基羟丙基瓜胶、1％～2％KCL防膨剂、0.3％～0.5％氟碳助排剂、0.5％～0.7％交联剂、0.1％～0.2％降阻剂和95％～98％清水组成；其中的粗粒径支撑剂选用30～50目的低密度陶粒，要求其抗压强度＞70Mpa，陶粒密度＜1.6g/cm3；加砂比例为4wt％～6wt％。本步骤采用少量交联冻胶携带粗粒径支撑剂一方面最大范围的扩大步骤三形成的复杂缝网，增加人工裂缝高度和长度，另一方面降低液体滤失，提高造缝效率，同时支撑前期形成的复杂缝网，为后续压裂液延伸提供有效通道。
S402：按照12～14m3/min排量，将配制好的低粘度滑溜水压裂液携带小粒径支撑剂，比如粉砂，通过压裂泵车注入目标井筒。其中的低粘度滑溜水压裂液的粘度为3～5mPa·s，防膨率＞85％，降阻率＞70％，作为一种实施方式，低粘度滑溜水压裂液是以质量分数计的0.1％～0.2％羧甲基羟丙基瓜胶、1％～2％KCL防膨剂、0.3％～0.5％氟碳助排剂、0.1％～0.2％降阻剂和96％～98％清水组成；其中的小粒径支撑剂选用70～140目的低密度粉陶，要求其抗压强度＞70Mpa，陶粒密度＜1.6g/cm3；加砂比例为10wt％～15wt％。本步骤采用大量低粘滑溜水携带小粒径支撑剂进一步提高裂缝复杂性，最大范围的沟通天然微裂缝和次生裂缝，并且携带大量的粉陶进入地层，对压裂过程中形成的中远端微裂缝形成有效支撑。
S403：按照14～16m3/min排量，将配制好的中粘度线性胶压裂液携带中粒径支撑剂，比如中砂，通过压裂泵车注入目标井筒。其中的中粘度线性胶压裂液的粘度为10～30mPa·s，防膨率＞85％，90℃下破胶时间＜1h，降阻率＞70％，作为一种实施方式，中粘度线性胶压裂液的配方为以质量分数计的0.2％～0.4％羧甲基羟丙基瓜胶、1％～2％KCL防膨剂、0.3％～0.5％氟碳助排剂、0.3％～0.5％交联剂、0.1％～0.2％降阻剂和95％～98％清水组成；其中的中粒径支撑剂选用40～70目的低密度陶粒，要求抗压强度＞70Mpa，陶粒密度＜1.6g/cm3，加砂比例8wt％～10wt％。本步骤采用中粘度线性胶携带中粒径支撑剂尾追，打磨近井缝网，进一步提高近井地带裂缝导流能力。
在步骤S401～S403的水力携砂压裂的过程中，全程拌注液态N2，实现常压地层增能，具体是按照150～200L/min的排量，将液态N2通过压裂泵车经防冻高压管汇注入到井筒中，为全程拌注。
步骤五：注入滑溜水进行顶替作业。具体是在步骤三的全部主要压裂程序结束以后，采用低粘度酸性滑溜水进行顶替、酸化，低粘度酸性滑溜水在步骤S3中低粘度滑溜水的配方中加入5％～15％的HCL溶液，即低粘度酸性滑溜水是以质量分数计的0.1％～0.2％羧甲基羟丙基瓜胶、1％～2％KCL防膨剂、0.3％～0.5％氟碳助排剂、0.1％～0.2％降阻剂、5％～15％HCL和96％～98％清水组成，用量为1～2个井筒容积的体积，此步骤将前述压裂液和支撑剂全部顶入地层，提高压裂效率，并且酸性滑溜水进一步改善近井筒地带储层环境，提高后期油气渗流效果。
按照步骤一～三分别对页岩储层的每个单段作业，直至完成对整个页岩储层的复合压裂。
本申请实施例中，在步骤三中，单段注入超临界二氧化碳量200～400m3。
在步骤四的水力携砂压裂过程中，由于页岩储层较为致密，加砂难度极大，为了防止砂堵现象发生，并且进一步提高裂缝的复杂程度，可以采用间隔段塞式加砂的方式完成加砂。所谓段塞加砂即为：待上一个段塞所加支撑剂全部进入地层后，再进行下一个段塞加砂，依次进行，每个段塞加砂量逐次递增，根据地层加砂难易情况实时调整。
在步骤四的水力携砂压裂的S401～S403三个阶段中，单段总压裂液用量控制在1000～1800m3/段，其中各类型压裂液用量比例为高粘冻胶/低粘滑溜水/中粘线性胶控制在10％～30％/40％～80％/10％～30％之间；单段陶粒用量控制在80～150m3/段，其中各类型支撑剂用量比例为粗粒径/小粒径/中粒径控制在10％～20％/50％～70％/20％～30％之间，实现密切割、大排量、大规模、高砂比的体积改造效果。
在步骤四的拌注N2中，单段注入液态N2量根据水力压裂的时间增减。
以下结合实施例对本申请的特征和性能作进一步的详细描述。
本发明专利已在东北地区松辽盆地2口页岩油和页岩气井压裂中成功实施，并且效果显著，线面结合具体实施例对本发明做进一步的说明，但下述实施例绝非对本发明有任何限制。
实施例1
本实施例是对松辽盆地长岭凹陷吉页油1HF井青山口组一段页岩油储层改造，吉页油1HF井位于松辽盆地南部长岭凹陷乾安有利区，目的层为上白垩统青山口组一段页岩地层，页岩油储层黏土矿物含量高，黏土矿物含量集中在40～60％左右，平均46.7％，地层塑性强，脆性指数(静模量计算)多在40％～60％之间，属于强水敏地层；储层纵向砂质夹层、层理缝发育，造成纵向应力差异大，水平应力差异集中在9～14MPa之间，非均质性强。青一段页岩石英、长石等脆性矿物含量平均为43％，黏土矿物含量平均为47％，以伊利石和伊/蒙混层为主，碳酸盐矿物含量为10％左右，主要为方解石等胶结物。青一段页岩孔隙度平均值为4.5％；渗透率均值为0.07×103μm2，为超低孔渗页岩储层；地层压力系数0.9～1.1，属于常压地层。常压高黏土矿物含量强非均质性陆相页岩储层改造为世界级难题，必须使用针对性的压裂工艺。
本实施例采用复合压裂工艺对该水平井实施了21段/1431m压裂施工，具体步骤如下：
步骤一：按照地质-工程一体化评价标准和方法，将吉页油1HF井水平段按照“三性均一选段，四高一低定簇”的段簇优选方式进行段簇划分，即按照岩性、岩石力学性质、地应力三者均一为划段依据，按照高气测、高孔隙度、高电阻、高脆性指数、低密度为原则选定射孔段，同时避开套管接箍和固井质量较差层段，吉页油1HF井综合解释与分段选簇图如图2所示。经优化设计，吉页油1HF井1431m水平段，共分段21段，射孔82簇，平均段长68米，平均簇间距15.8m，符合密切割理念。
步骤二：对页岩储层的一段，按照步骤一确定的桥塞坐封位置及射孔位置，进行泵送桥塞坐封和射孔作业。桥塞选用免钻大通径可溶桥塞，本井地层水氯根根据预测3952mg/L左右，在该环境下桥塞15d完全溶解；采用大孔径深穿透射孔枪弹(89枪，超2代弹)射孔，射孔弹排列间距控制在8～12孔/m，单段总射孔数34～40孔。
步骤三：将液态二氧化碳升温升压至超临界状态，临界温度31.1℃，临界压力7.38MPa，按照4m3/min的排量，将超临界二氧化碳注入到井筒中，单段注入超临界二氧化碳量200～400m3。
步骤四：向目标井依次注入不同类型的携带支撑剂的压裂液，并全程拌注N2拌注，具体如下：
将配制好的高粘度冻胶压裂液，携带粗粒径支撑剂，按照16m3/min排量注入井筒，高粘冻胶配方为以质量分数计的0.8％羧甲基羟丙基瓜胶+2％KCL防膨剂+0.5％氟碳助排剂+0.5％交联剂+0.2％降阻剂+96％清水组成，粗粒径支撑剂选用30/50目的低密度陶粒，陶粒密度1.58g/cm3，加砂比例5％。
将配制好的低粘度滑溜水压裂液，携带小粒径支撑剂，按照12m3/min排量注入井筒，低粘度滑溜水配方为以质量分数计的0.1％羧甲基羟丙基瓜胶+1.5％KCL防膨剂+0.3％氟碳助排剂+0.1％降阻剂+98％清水组成；小粒径支撑剂选用70/140目的低密度粉陶，陶粒密度1.58g/cm3，加砂比例12％。
将配制好的中粘度线性胶压裂液，携带中粒径支撑剂，按照14m3/min排量注入井筒，中粘度线性胶配方为以质量分数计的0.2％羧甲基羟丙基瓜胶+1.5％KCL防膨剂+0.3％氟碳助排剂+0.3％交联剂+0.2％降阻剂+97.5％清水组成，中粒径支撑剂选用40/70目的低密度陶粒，陶粒密度1.58g/cm3，加砂比例10％。
在上述水力携砂压裂的过程中，全程拌注液态N2，按照180L/min的排量，将液态N2全程拌注入井筒。
吉页油1HF井典型页岩段压裂施工曲线图如图3所示。
步骤五：采用低粘度酸性滑溜水进行顶替，所用低粘度酸性滑溜水在步骤三中滑溜水配方中加入15％的HCL溶液，用量为1.5个井筒容积的体积，用于将前述压裂液和支撑剂全部顶入地层。
通过上述步骤二～五完成一段压裂施工。
步骤六，重复步骤二～步骤五依次完成21段压裂施工。在水力携砂压裂过程中，采用间隔段塞式加砂的方式完成加砂。吉页油1HF井主压裂液量34808.17m3，其中高粘冻胶占比15％，低粘滑溜水占比70％，中粘线性胶占比15％；液态二氧化碳用量3265m3；总加砂量1978.56m3，其中70～140目陶粒占比31％，40～70目陶粒占比55％，30～50目陶粒占比14％；液态N2用量600m3。
吉页油1HF井与常规水力井压后微地震事件对比图如图4所示，由此可知，经过复杂缝网改造后的吉页油1HF井能够抵抗微地震。
经压后测试，吉页油1HF井压后放喷求产曲线如图5所示，吉页油1HF井获得最高日产油36m3，日稳产油16.4m3的高产工业油流，首次实现了松辽盆地常压陆相页岩油勘查重大战略突破。
实施例2
本实施例是对吉梨页油1的页岩油储层改造，吉梨页油1井位于松辽盆地东南***区梨树断陷秦家屯有利区，目的层为下白垩统沙河子组页岩地层，页岩油储层黏土矿物含量高，黏土矿物含量集中在30～50％左右，平均36％，地层塑性强，脆性指数(静模量计算)多在50％～70％之间，属于强水敏地层；储层纵向砂质夹层、层理缝发育，造成纵向应力差异大，水平应力差异集中在5～10MPa之间，非均质性强。沙河子组页岩石英、长石等脆性矿物含量平均为32％，黏土矿物含量平均为36％，碳酸盐矿物含量为32％左右，为混积页岩。页岩孔隙度平均值为5.4％；渗透率均值为0.12×103μm2，为低孔渗页岩储层；地层压力系数1.02～1.18，属于常压地层。
本实施例采用本申请的复合压裂工艺对该井实施了5段/221m压裂施工，具体步骤如下：
步骤一：按照地质-工程一体化评价标准和方法，原则同实施例1，吉梨页油1井综合解释与分段选簇图如图6所示，将221m直井段分段5段，射孔20簇，平均段长44米，平均簇间距11.1m。
步骤二、步骤三、步骤四、步骤五按照与实施例1的相同压裂方式，吉梨页油1井典型页岩段压裂施工曲线图如图7所示。
步骤六、通过以上步骤二～步骤五完成一段压裂施工，重复步骤二～步骤五依次完成5段压裂施工。吉梨页油1井主压裂液量7304.25m3，其中高粘冻胶占比10％，低粘滑溜水占比75％，中粘线性胶占比15％；液态二氧化碳用量698m3；总加砂量449.44m3，其中70-140目陶粒占比10％，40-70目陶粒占比75％，30～50陶粒占比15％；液氮77.4m3。
经压后测试，吉梨页油1井压后放喷求产曲线如图8所示，吉梨页油1井获得最高日产17万m3，定产7.6万m3的高产页岩气流，首次实现了松辽盆地常压陆相页岩气勘查重大战略突破。
由实施例1和实施例2可知，本申请实施例主要采用超临界CO2大排量前置预压裂+液N2拌注水力携砂复合压裂联用的方案，扬长避短，克服了常压、高黏土含量、强非均质性陆相页岩地层的多项技术难题，克服了CO2干法/泡沫压裂施工排量低、携砂难度大、设备要求高等缺点。并且在松辽盆地吉页油1HF井青山口组页岩油和吉梨页油1井沙河子组页岩气的压裂实践中得以成功实践应用，效果显著。通过地震监测、不稳定试井、示踪剂追踪、油气源对比等手段，评价认为利用该项工艺，在陆相页岩地层中形成了复杂的体积缝网，缝网纵向拓展高度可达70m，平面延伸长度可达900m，充分改造了陆相页岩储层，并且没有发生黏土膨胀、套管变形等工程事故，实现了陆相页岩储层大型体积改造目的。本申请实施例的工艺依据的原理新颖、便于实施、可操作性强，可以实现常压高黏土矿物含量强非均性陆相页岩油和页岩气的商业动用，具有较好的创新、经济和应用价值。
综上所述，本申请实施例的基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，实现地层，尤其是页岩储层的复杂缝网体积改造、有效支撑缝网、地层增能等效果。
以上所述仅为本申请的实施例而已，并不用于限制本申请的保护范围，对于本领域的技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，其特征在于，其包括以下步骤：
S1、往地层注入超临界二氧化碳进行预压裂用以形成缝网；
S2、依次向所述缝网注入不同类型的携带支撑剂的压裂液进行水力携砂压裂用以扩大、支撑、打磨缝网，在所述水力携砂压裂的过程中，全程拌注液态N2；
S3、注入滑溜水进行顶替作业以将所述压裂液顶入地层。
2.根据权利要求1所述的基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，其特征在于，在步骤S2中，全程拌注液态N2的排量为150～200L/min。
3.根据权利要求1所述的基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，其特征在于，所述超临界二氧化碳是将液态二氧化碳升温升压至超临界状态得到，临界温度为31.1℃，临界压力为7.38MPa；
和/或，所述超临界二氧化碳的注入排量为3～4m3/min。
4.根据权利要求1所述的基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，其特征在于，在步骤S2中，所述水力携砂压裂包括以下步骤：
依次向所述缝网按照14～18m3/min排量注入携带粗粒径支撑剂的高粘度冻胶压裂液用以扩大缝网，按照12～14m3/min排量注入携带小粒径支撑剂的低粘度滑溜水压裂液用以支撑全部缝网，按照14～16m3/min排量注入携带中粒径支撑剂的中粘度线性胶压裂液用以打磨缝网；
其中，所述高粘度冻胶压裂液的粘度＞50mPa·s，所述粗粒径支撑剂为30～50目的陶粒，加砂比例为4wt％～6wt％；
所述低粘度滑溜水压裂液的粘度为3～5mPa·s，所述小粒径支撑剂为70～140目的陶粒，加砂比例为10wt％～15wt％；
所述中粘度线性胶压裂液的粘度为10～30mPa·s，所述中粒径支撑剂为40～70目的陶粒，加砂比例为8wt％～10wt％。
5.根据权利要求4所述的基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，其特征在于，所述高粘度冻胶压裂液主要以质量分数计的0.5％～0.8％羧甲基羟丙基瓜胶、1％～2％KCL防膨剂、0.3％～0.5％氟碳助排剂、0.5％～0.7％交联剂、0.1％～0.2％降阻剂和95％～98％清水组成；所述高粘度冻胶压裂液的防膨率＞85％，90℃下破胶时间＜1h，降阻率＞70％；
所述低粘度滑溜水压裂液主要以质量分数计的0.1％～0.2％羧甲基羟丙基瓜胶、1％～2％KCL防膨剂、0.3％～0.5％氟碳助排剂、0.1％～0.2％降阻剂和96％～98％清水组成；所述低粘度滑溜水压裂液的防膨率＞85％，降阻率＞70％；
所述中粘度线性胶压裂液主要以质量分数计的0.2％～0.4％羧甲基羟丙基瓜胶、1％～2％KCL防膨剂、0.3％～0.5％氟碳助排剂、0.3％～0.5％交联剂、0.1％～0.2％降阻剂和95％～98％清水组成；所述中粘度线性胶压裂液的防膨率＞85％，90℃下破胶时间＜1h，降阻率＞70％；
和/或，所述陶粒的抗压强度＞70Mpa，所述陶粒的密度＜1.6g/cm3。
6.根据权利要求1所述的基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，其特征在于，先分段选簇，确定桥塞坐封位置及每段射孔位置，再按照步骤S1～S3分别对每个单段进行复合压裂工艺。
7.根据权利要求6所述的基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，其特征在于，每个单段的段长控制在20～40m；
和/或，所述射孔位置的选择原则包括：选择脆性矿物含量＞50％的部位；同一段***孔点破裂压力低于平均值的50％，并且各射孔点破裂压力差值幅度＜20％；储层总孔隙度＞4％，渗透率大于0.01md的部位；气测总烃＞0.8％，TOC＞1.0％，S1大于0.3mg/g的部位；测井声幅＜20％的部位；
和/或，单段簇数为3～5簇，簇长为1～2m，簇间距为10～20簇/m。
8.根据权利要求6所述的基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，其特征在于，在步骤S1之前，还包括根据桥塞坐封位置及射孔位置进行射孔作业的步骤，步骤S1～S3中是通过射孔形成的井筒注入物料。
9.根据权利要求8所述的基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，其特征在于，所述桥塞选用可溶桥塞，桥塞及可溶球的耐温＞130℃，抗压强度＞90MPa，在质量浓度1％的电解质溶液中溶解时间＜20d；
和/或，射孔采用的射孔弹的穿透深度＞1m，射孔弹排列位置采用360°螺旋等间距排列，射孔弹排列间距控制在8～12孔/m，单段总射孔数不超过40孔。
10.根据权利要求6所述的基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺，其特征在于，单段压裂液总用量控制在1000～1800m3/段；
和/或，单段超临界二氧化碳注入量控制在200～400m3。
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