CN114263451A - 一种干热岩水力压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种干热岩水力压裂方法，步骤为：首先以0.5～1.5m3/min的注入排量，将50～100m3的土酸溶液泵送至目标储层位置，并等待溶蚀50～100min；然后，向目标储层内分5个阶段依次注入不同粘度的可降解滑溜水压裂液，以依次实现对储层溶蚀、复杂裂造缝、暂堵、扩缝、向缝隙中注入陶粒、将陶粒推向裂缝深处的一些类改造目的；该干热岩水力压裂方法实现了在地层热干岩中形成复杂微裂隙***连通注、采井，为热循环***提供流动通道，有效提高储层纵向改造程度和裂缝复杂程度，保障裂缝渗流通道，进而实现提高干热岩换热面积的目的，通过载热流体循环以提取干热岩存储的热能。
Description
技术领域
本发明涉及干热岩开发技术领域，特别涉及一种干热岩水力压裂方法。
背景技术
干热岩(HDR)指内部不存在流体或者仅有少量流体的高温岩体，是一种储量巨大的可再生清洁能源，已成为世界各国新能源开发研究的一个重要方向。干热岩的热能赋存于岩石中，采热的关键技术是在干热岩体内形成热交换***。由于干热岩天然渗透率极低，无法经济地提取出地热能，因此干热岩的开发必须建立增强型地热***(简称EGS)。
EGS是利用水力压裂方式在干热岩中建立高渗透性的人工热储，然后注入低温流体介质，置换干热岩中的热能，因此实现EGS最关键的技术是压裂。通过压裂在干热岩热储层中形成复杂微裂隙***，使注入井和生产井建立连通性，为干热岩热能循环***提供必要的流动通道，提高换热面积，通过载热流体循环以提取干热岩存储的热能，实现干热岩热能的高效开发。
然而，由于干热岩具有埋藏深、岩藏温度高、孔隙渗透率低等特点，导致其岩性复杂，具有较高的力学强度和非均质性，且干热岩压裂存在施工压力高、裂缝延伸受限、储层温度高等难题。因此，虽然研究人员针对干热岩人工热储的建造方法开展一系列研究，但基本上处于物模试验和理论研究阶段，没有经过现场实践。基于此，针对干热岩储层特征和压裂现状，急需开发一种干热岩水力压裂工艺技术，以尽快实现干热岩热能的高效开发。
发明内容
本发明的目的是提供一种有效在干热岩进行压裂形成复杂微裂隙***的干热岩水力压裂方法。
为此，本发明技术方案如下：
一种干热岩水力压裂方法，其具体实施步骤如下：
S1、以0.5～1.5m3/min的注入排量，将50～100m3的土酸溶液泵送至目标储层位置，并等待溶蚀50～100min；
该步骤的目的是对对近井地带的岩石进行溶蚀，以降低施工压力，改善导流能力；
S2、向目标储层内分阶段注入不同粘度的可降解滑溜水压裂液，具体包括五个阶段：
阶段1：以1.0～2.0m3/min的注入排量向目标储层注入粘度为3～4mPa.s的低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为500～800m3；
该阶段的目的是：对储层进行造复杂裂缝；
阶段2：以1.0～2.0m3/min的注入排量向目标储层注入混有耐高温暂堵剂的中粘可降解滑溜水压裂液；其中，混有耐高温暂堵剂的中粘可降解滑溜水压裂液在100～200m3的粘度为28～30mPa.s的中粘可降解滑溜水压裂液中混有100～200kg耐高温暂堵剂；
该阶段的目的是：利用中粘可降解滑溜水压裂液将耐高温暂堵剂悬浮其中，进而在进入储层后，利用耐高温暂堵剂暂堵住较大裂缝，以便进一步复杂造缝；
阶段3：以2.5～3.5m3/min的注入排量继续向目标储层注入粘度为3～4mPa.s的低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为200～300m3；
该阶段的目的是：利用低粘可降解滑溜水压裂液继续扩缝；
阶段4：以3.0～3.5m3/min的注入排量向目标储层注入混有陶粒的高粘可降解滑溜水压裂液；其中，混有陶粒的高粘可降解滑溜水压裂液为在2～3m3的粘度为38～40mPa.s的高粘可降解滑溜水压裂液中混有40/70目陶粒形成的砂比为2～3％的混合液；
该阶段的目的是：考虑到耐高温暂堵剂开始逐渐降解，因此利用高粘可降解滑溜水压裂液将陶粒悬浮其中，使进入至储层的陶粒进入至上述阶段1～阶段3新造的裂缝中，防止裂缝闭合，保证留有通道；
阶段5：以2.5～3.0m3/min的注入排量继续向目标储层注入粘度为3～4mPa.s的低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为50～100m3；
该阶段的目的是：将阶段4的陶粒进一步推向储层中的地层裂缝深处。
优选，在步骤S1中，土酸为具有12wt.％的盐酸和3wt.％的氢氟酸的混合溶液。
优选，在步骤S2的阶段1、阶段3和阶段5中，低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.％多功能降阻剂的水溶液，多功能降阻剂为聚丙烯酰胺降阻剂。
优选，在步骤S2的阶段2中，中粘可降解滑溜水压裂液为0.5wt.％多功能降阻剂的水溶液，多功能降阻剂为聚丙烯酰胺类降阻剂；耐高温暂堵剂为粒径为100目的改性聚对苯二甲酸乙二醇酯纤维类暂堵剂。
优选，在步骤S2的阶段4中，高粘可降解滑溜水压裂液为0.8wt.％多功能降阻剂的水溶液，多功能降阻剂为聚丙烯酰胺类降阻剂。
与现有技术相比，该干热岩水力压裂方法依次通过土酸溶蚀、低排量(1.0～2.0m3/min)扩裂缝、高排量(2.5～3.0m3/min-3.0～3.5m3/min)纵向沟通、高粘滑溜水/暂堵复合转向和加砂的多个水力压裂步骤在地层热干岩中形成复杂微裂隙***连通注、采井，为热循环***提供流动通道，有效提高储层纵向改造程度和裂缝复杂程度，保障裂缝渗流通道，进而实现提高干热岩换热面积的目的，通过载热流体循环以提取干热岩存储的热能。
具体实施方式
下面结合申请的压裂技术方法在冀东某XX干热岩井组的压裂施工作为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。
在本实施例中，冀东某XX干热岩井组储层温度约160℃，岩性为变质花岗岩，具备不含流体特征，符合干热岩开发的要求；以下以该冀东某XX干热岩井组中的四个压裂单元为例，对压裂过程进行进一步说明。
实施例1
采用申请的压裂技术方法在该井组的X单元进行压裂施工，其具体步骤如下：
步骤一：将土酸通过压裂泵车连接的高压管线打入到目标储层位置，用量为50m3，注入排量为0.5m3/min，注入后等待溶蚀时间为50min；其中，土酸为12wt.％的盐酸和3wt.％的氢氟酸的混合溶液；
步骤二：向目标储层内注入不同粘度的可降解滑溜水压裂液，5个阶段具体如下：
阶段1：以1.0m3/min的注入排量向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为500m3；其中，低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液，该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3～4mPa.s；
阶段2：以1.0m3/min的注入排量向目标储层注入中粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为100m3；其中，在100m3的中粘可降解滑溜水压裂液中混有100kg的耐高温暂堵剂；中粘可降解滑溜水压裂液为0.5wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液，使该中粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在28～30mPa.s；耐高温暂堵剂为粒径为100目的改性聚对苯二甲酸乙二醇酯纤维类耐高温暂堵剂；
阶段3：以2.5m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为200m3；其中，低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液，该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3～4mPa.s；
阶段4：以3.0m3/min的注入排量向目标储层注入高粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为2m3；其中，在2m3的高粘可降解滑溜水压裂液中混有40/70目陶粒，形成砂比为2％的混合液；高粘可降解滑溜水压裂液为0.8wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液，使该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在38～40mPa.s；
阶段5：以2.5m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为50m3；其中，低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液，该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3～4mPa.s。
采用本实施例的水力压裂方法对该干热岩井组进行压裂施工后，通过微地震裂缝监测结果显示储层改造体积为41.5×104m，说明通过水力压裂有效增加了干热岩井组间连通体积。
实施例2
采用申请的压裂技术方法在该井组的Y单元进行压裂施工，具体步骤如下：
步骤一：将土酸通过压裂泵车连接的高压管线打入到目标储层位置，用量为100m3，注入排量为1.0m3/min，注入后等待溶蚀时间为100min；其中，土酸为12wt.％的盐酸和3wt.％的氢氟酸的混合溶液；
步骤二：向目标储层内注入不同粘度的可降解滑溜水压裂液，5个阶段具体如下：
阶段1：以1.5m3/min的注入排量向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为800m3；其中，低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液，该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3～4mPa.s；
阶段2：以2.0m3/min的注入排量向目标储层注入中粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为150m3；其中，在150m3的中粘可降解滑溜水压裂液中混有150kg的耐高温暂堵剂；中粘可降解滑溜水压裂液为0.5wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液，使该中粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在28～30mPa.s；耐高温暂堵剂为粒径为100目的改性聚对苯二甲酸乙二醇酯纤维类耐高温暂堵剂；
阶段3：以2.8m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为300m3；其中，低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液，该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3～4mPa.s；
阶段4：以3.5m3/min的注入排量向目标储层注入高粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为3m3；其中，在3m3的高粘可降解滑溜水压裂液中混有40/70目陶粒，形成砂比为2％的混合液；高粘可降解滑溜水压裂液为0.8wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液，使该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在38～40mPa.s；
阶段5：以3m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为80m3；其中，低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液，该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3～4mPa.s。
采用本实施例的水力压裂方法对该干热岩井组进行压裂施工后，通过微地震裂缝监测结果显示储层改造体积为55.1×104m3，说明通过水力压裂有效增加了干热岩井组间连通体积。
实施例3
采用申请的压裂技术方法在该井组的Z单元进行压裂施工，具体步骤如下：
步骤一：将土酸通过压裂泵车连接的高压管线打入到目标储层位置，用量为100m3，注入排量为1.0m3/min，注入后等待溶蚀时间为100min；其中，土酸为12wt.％的盐酸和3wt.％的氢氟酸的混合溶液；
步骤二：向目标储层内注入不同粘度的可降解滑溜水压裂液，5个阶段具体如下：
阶段1：以2.0m3/min的注入排量向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为700m3；其中，低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液，该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3～4mPa.s；
阶段2：以1.5m3/min的注入排量向目标储层注入中粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为150m3；其中，在150m3的中粘可降解滑溜水压裂液中混有200kg的耐高温暂堵剂；中粘可降解滑溜水压裂液为0.5wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液，使该中粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在28～30mPa.s；耐高温暂堵剂为粒径为100目的改性聚对苯二甲酸乙二醇酯纤维类耐高温暂堵剂；
阶段3：以3.0m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为250m3；其中，低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液，该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3～4mPa.s；
阶段4：以3.0m3/min的注入排量向目标储层注入高粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为3m3；其中，在3m3的高粘可降解滑溜水压裂液中混有40/70目陶粒，形成砂比为3％的混合液；高粘可降解滑溜水压裂液为0.8wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液，使该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在38～40mPa.s；
阶段5：以2.8m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为100m3；其中，低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液，该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3～4mPa.s。
采用本实施例的水力压裂方法对该干热岩井组进行压裂施工后，通过微地震裂缝监测结果显示储层改造体积为53.8×104m3，说明通过水力压裂有效增加了干热岩井组间连通体积。
实施例4
采用申请的压裂技术方法在该井组的F单元进行压裂施工，具体步骤如下：
步骤一：将土酸通过压裂泵车连接的高压管线打入到目标储层位置，用量为80m3，注入排量为1.2m3/min，注入后等待溶蚀时间为80min；其中，土酸为12wt.％的盐酸和3wt.％的氢氟酸的混合溶液；
步骤二：向目标储层内注入不同粘度的可降解滑溜水压裂液，5个阶段具体如下：
阶段1：以1.2m3/min的注入排量向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为500m3；其中，低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液，该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3～4mPa.s；
阶段2：以2.0m3/min的注入排量向目标储层注入中粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为100m3；其中，在100m3的中粘可降解滑溜水压裂液中混有200kg的耐高温暂堵剂；中粘可降解滑溜水压裂液为0.5wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液，使该中粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在28～30mPa.s；耐高温暂堵剂为粒径为100目的改性聚对苯二甲酸乙二醇酯纤维类耐高温暂堵剂；
阶段3：以3.5m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为300m3；其中，低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液，该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3～4mPa.s；
阶段4：以3.5m3/min的注入排量向目标储层注入高粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为2m3；其中，在2m3的高粘可降解滑溜水压裂液中混有40/70目陶粒，形成砂比为3％的混合液；高粘可降解滑溜水压裂液为0.8wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液，使该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在38～40mPa.s；
阶段5：以3m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为100m3；其中，低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.％的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液，该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3～4mPa.s。
采用本实施例的水力压裂方法对该干热岩井组进行压裂施工后，通过微地震裂缝监测结果显示储层改造体积为49.7×104m3，说明通过水力压裂有效增加了干热岩井组间连通体积。
此外，该干热岩井组经过压裂施工后，干热岩注入井的入水温度为50℃，采出井的出水温度为110℃，证实实现了干热岩注采井连通，进而有效实现了热能置换的目的。
Claims (5)
1.一种干热岩水力压裂方法，其特征在于，步骤如下：
S1、以0.5～1.5m3/min的注入排量，将50～100m3的土酸溶液泵送至目标储层位置，并等待溶蚀50～100min；
S2、向目标储层内分阶段注入不同粘度的可降解滑溜水压裂液，具体包括五个阶段：
阶段1：以1.0～2.0m3/min的注入排量向目标储层注入粘度为3～4mPa.s的低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为500～800m3；
阶段2：以1.0～2.0m3/min的注入排量向目标储层注入混有耐高温暂堵剂的中粘可降解滑溜水压裂液；
其中，混有耐高温暂堵剂的中粘可降解滑溜水压裂液在100～200m3的粘度为28～30mPa.s的中粘可降解滑溜水压裂液中混有100～200kg耐高温暂堵剂；
阶段3：以2.5～3.5m3/min的注入排量继续向目标储层注入粘度为3～4mPa.s的低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为200～300m3；
阶段4：以3.0～3.5m3/min的注入排量向目标储层注入混有陶粒的高粘可降解滑溜水压裂液；
其中，混有陶粒的高粘可降解滑溜水压裂液为在2～3m3的粘度为38～40mPa.s的高粘可降解滑溜水压裂液中混有40/70目陶粒形成的砂比为2～3％的混合液；
阶段5：以2.5～3.0m3/min的注入排量继续向目标储层注入粘度为3～4mPa.s的低粘可降解滑溜水压裂液，注入液量为50～100m3。
2.根据权利要求1所述的干热岩水力压裂方法，其特征在于，在步骤S1中，土酸为具有12wt.％的盐酸和3wt.％的氢氟酸的混合溶液。
3.根据权利要求1所述的干热岩水力压裂方法，其特征在于，在步骤S2的阶段1、阶段3和阶段5中，低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.％多功能降阻剂的水溶液，多功能降阻剂为聚丙烯酰胺类降阻剂。
4.根据权利要求1所述的干热岩水力压裂方法，其特征在于，在步骤S2的阶段2中，中粘可降解滑溜水压裂液为0.5wt.％多功能降阻剂的水溶液，多功能降阻剂为聚丙烯酰胺类降阻剂；耐高温暂堵剂为粒径为100目的改性聚对苯二甲酸乙二醇酯纤维类耐高温暂堵剂。
5.根据权利要求1所述的干热岩水力压裂方法，其特征在于，在步骤S2的阶段4中，高粘可降解滑溜水压裂液为0.8wt.％多功能降阻剂的水溶液，多功能降阻剂为聚丙烯酰胺类降阻剂。
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