非常规油气储层液化石油气压裂改造方法.pdf

一种基于液化石油气的非常规油气储层压裂方法。通过高压泵系统将低温液化石油气压裂液压入油气储层，储层在高压下破裂，低温液化石油气压裂液在储层中吸热膨胀，进一步压裂储层，随后支撑剂由交联的压裂液带入储层。压裂后，压裂液气化返排，经回收分离后，可重复利用。交联剂、支撑剂等添加剂通过常压在线混合方式加入压裂液，省去外部搅拌装置，可实现大规模连续压裂施工。

1.  一种非常规油气储层液化石油气压裂改造方法，该方法包括以下步骤：
压裂：利用高压泵将前置液化石油气压裂液注入油气井中，液化石油气在足够的压力和泵注速率下对储层进行压裂，使储层产生裂缝。
支撑：将支撑剂、交联剂和液态烷烃混合物注入液化石油气压裂液管道中，支撑剂随液化石油气压裂液进入压裂形成的裂缝中，压裂完成后压裂液气化返排，支撑剂留在储层裂缝中形成支撑。
回收：压裂液气化返排，在井口回收、分离。

2.  根据权利要求1，液化石油气由甲烷、乙烷、丙烷、丁烷及戊烷中的一种或任意组合构成。

3.  根据权利要求1，前置液化石油气压裂液由低温液态甲烷或低温超临界甲烷构成。

4.  根据权利要求3，存储罐车中低温液化石油气压力在0.1-4.6MPa，温度为-162℃到-83℃。

5.  根据权利要求1，支撑剂和液态烷烃在常温、常压下混合，通过容积泵系统，混入压裂液管道内，利用在线混合装置将支撑剂和压裂液混合均匀，不需要外部搅拌装置。

6.  根据权利要求1，所述支撑剂采用低密度高强度支撑剂。

7.  根据权利要求1，压裂过程中可大规模连续的提供压裂液和支撑剂。

非常规油气储层液化石油气压裂改造方法
技术领域
本发明涉及非常规油气储层压裂改造技术，具体涉及一种非常规油气储层液化石油气压裂方法。
背景技术
水力压裂是油气储层增产改造的重要措施。对于极低渗透率的页岩油气、致密砂岩气、煤层气等非常规油气储层，只有通过压裂改造，才能够经济开发。
水力压裂技术是利用液体压力压裂储层，形成油气通道的一种方法。一般利用地面高压泵，通过井筒向油气储层注入压裂液。井底压裂液压力超过井底附近储层岩石的破裂强度时，储层即被压裂，随后向储层注入带有支撑剂的压裂液。压裂完成后，压裂液在地层压力作用下返排到地面，支撑剂则留在储层中使裂缝保持张开状态，形成油气渗流通道。目前压裂液主要以水基压裂液为主，二氧化碳、氮以及烷烃也被用作压裂液。
在非常规油气开发中，水基压裂存在明显缺陷：耗水量大，限制缺水区域页岩气资源的开发；需要处理大量返排液，增加开发成本；返排液中有害物质污染环境；水基压裂液对水敏储层伤害大，影响资源采收率。
液化石油气作为压裂液，是一种无水压裂技术，可解决上述水基压裂技术遇到的问题。相较水基压裂具有诸多优势：消除获得水资源及处理废水的成本；和水基压裂相比，有效压裂裂缝增加；保持更高的相对渗透率；不引起粘土膨胀，储层伤害小；压裂后，压裂液迅速返排；储层中的矿物、放射性物质等不会随压裂液返排到地面；返排液经过分离可继续用于压裂或直接出售。
发明内容
本发明涉及一种非常规油气储层液化石油气压裂方法。该方法以低温液态甲烷或者低温超临界甲烷作为前置压裂液，交联液化石油气作为携砂液，采用常温常压连续混砂技术，消除了水基压裂技术存在的诸多缺点，具有和水基压裂效率相当的大规模连续压裂作业能力。该方法可以包括以下步骤：
压裂：利用高压泵将液化石油气压裂液注入油气井中，液化石油气在足够的压力和泵注速率下对储层进行压裂，使储层产生裂缝。一般以低温液化石油气为压裂液。通过高压泵注 系统，将低温压裂液注入油气储层，在足够压力和泵注速率下压裂储层，低温压裂液在高温储层内吸热膨胀进一步压裂储层。
支撑：常温、常压下，支撑剂、交联剂和液态烷烃混合物通过容积泵系统混入液化石油气压裂液管道中，支撑剂随压裂液进入压裂形成的裂缝中，压裂完成后压裂液气化返排，支撑剂留在储层裂缝中形成支撑。
回收：井口降压，压裂液气化返排，通过分离装置在井口分离、回收。
附图说明
图1压裂系统原理图。
图2压裂液、支撑剂在线混合装置示意图
具体实施方式
本发明涉及一种非常规油气储层液化石油气压裂改造方法，以液化石油气或交联液化石油气为压裂液。该方法适用于，但不限于页岩油气、致密砂岩油气、煤层气等非常规储层。相较于传统水基压裂液，该发明为无水压裂，既节省水资源，又可重复回收利用节约成本，同时可实现大规模连续压裂作业，作业效率和水基压裂作业相当。
本发明设计的压裂方法主要包扣压裂、支撑、压裂液回收等步骤。图1给出了本发明实施过程原理示意图。压裂系统1通过井2压裂储层3。压裂系统由压裂液源10，支撑剂源14，压裂泵17组成。压裂液回收系统包括分离装置20及储存装置21。压裂流程：压裂液10通过压裂泵直接注入井2，压裂储层3，支撑剂14通过容积泵系统15混入压裂液中，压裂液和支撑剂的混合液通过压裂泵17注入储层中，压裂完成后关闭注入阀18，打开返排阀19，返排液通过分离器20，返排液存储在容器21中。
在一个实施例中，液化天然气(主要成分为甲烷)被用作前置压裂液，交联的液化石油气(主要成分为丙烷)用作携砂液。通常前置压裂液储存于压力0.1-4.6MPa，温度-162℃到-83℃的低温罐车内。压裂时，利用高压、低温压裂系统1将液化天然气压裂液注入油气井2中，根据井底温度及压力，前置液在井底处于液态，或者超临界状态，当注入压力和注入速率足够大时，储层内形成压裂裂缝，压裂液在裂缝中吸热膨胀，同时储层温度降低产生度应力，裂缝进一步延伸，具有良好造缝能力。当裂缝延伸到设计长度时，利用支撑剂泵注系统，将低密度高强度支撑剂和液态烷烃(戊烷、乙烷或者轻质原油)混合液按一定比例注入压裂液管道内，通过混合装置16，支撑剂在压裂液内混合更加均匀。图2给出了，压裂液、支撑剂在线混合系统原理图。支撑剂注入压裂液管线，进入混合腔，压裂液通过混合腔内螺旋叶 片，混合均匀。本发明方法中，支撑剂添加过程在常压下操作，具有安全、连续高效等优点。压裂完成后，降低井口压力，压裂液快速气化，返回地面，通过返排液分离回收系统可完全回收压裂液。在井场采用小型移动式天然气液化装置可将回收的石油气再次液化，用于下一次压裂施工。