[发明专利]二氧化碳压裂液及其制备方法

说明书

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，具体涉及一种二氧化碳压裂液及其制备方法。

背景技术

油气资源储存在于地下岩石的孔隙、洞穴和裂缝之中，并在这些储集空间中流动。如果地下储层的储集空间和孔隙较大，钻井后，油气容易渗流产出。目前，世界范围内的高渗高产优质油气资源均已进入开发中后期，新发现并投入开发的大量油气资源是低渗、特低渗储层，钻井后的多数没有自然产量，需要依靠水力压裂技术来实现油气产出。

自上世纪中叶以来，水力压裂技术一直是油气田开发的主要增产技术。该技术可在油气储层中创造出一条高渗透率的填砂支撑裂缝，大幅提高储层和油气井之间的连通性，使油气井获得高产量。水力压裂技术利用地面高压泵组，通过井筒（环空或油管）将大排量、高粘度（≥50mPa.s）的水基压裂液压入油气井底，将储层的岩石压开并产生出裂缝。随着大量压裂液的持续挤入，裂缝向油气储层内部不断延伸。裂缝压开后，为保持裂缝在施工后不完全闭合，将携带大量支撑剂（通常为高强度石英砂或陶粒）的交联冻胶压裂液也随后压入裂缝中。压裂施工结束后，注入储层中的高粘度水基压裂液在破胶剂作用下自动破胶，通过井筒排出，支撑剂则留在裂缝中保持裂缝有一定程度开启，在储层与井筒之间建立起高渗透性的流体通道，从而大幅度提高油气产量。

现有压裂施工所使用的压裂液，99%以上仍是水基植物胶压裂液。水基植物胶压裂液以水为溶剂，含有植物胶稠化剂（瓜胶或香豆胶）、有机硼交联剂、破胶剂、pH调节剂、防膨剂、助排剂和杀菌剂等添加剂，例如一种中温羟丙基瓜胶压裂液的配方为从瓜胶到杀菌剂的各种添加剂的重量百分含量分别为0.4%、0.3%、0.05%、0.03%、0.6%、0.5%和0.1%，以使水基压裂液具有适当的流变性、破胶性和储层保护等性能。压裂液的耐温耐剪切性能是压裂液最重要的技术指标，也就是压裂液在一定温度和剪切强度下能保持的黏度，由于压裂施工主要依靠压裂液的粘度进行造缝和携带支撑剂进入裂缝，因此通常要求水基压裂液的粘度应大于30mPa.s（剪切速率170s^-1）。

水力压裂技术是目前应用最广、效果最好的增产技术之一，但也面临着很多问题和局限。水力压裂技术需要将大量的水基压裂液注入储层，从而带来储层粘土矿物膨胀、气井水锁和压裂液残渣伤害等严重影响油气井产能的问题，同时，压裂后大量返排液的环保处理问题也十分棘手。随着能源紧缺的持续，当前和今后的油气勘探开发的重点向非常规资源转移，常规水力压裂的缺陷就日益突出。随着低渗透油气藏、致密油、页岩气等非常规资源勘探开发的深入开展，单井压裂规模越来越大。例如，美国页岩气井压裂施工，单井压裂施工规模达2万方压裂液以上，这样巨大的耗水量以及相应返排废液的处理，对淡水资源和环境保护都是一个不小的压力。因此，某些国家（如法国）已经立法禁止水力压裂技术的实施。我国的能源需求与日俱增，非常规资源的勘探开发已经在加速进行，致密砂岩气、页岩油和页岩气将会逐渐成为能源生产的重点。为了经济有效地开发这些资源，大规模的压裂施工必不可少。因此，为了解决水力压裂技术的环保问题，开发不使用水的非水压裂技术具有重要的经济和社会效益。

USP8,025,099和CN101395340A公开了加拿大GASFRAC能源技术服务公司开发的液化石油气压裂液技术。该技术已经进入现场应用，在北美地区完成700口井次的压裂施工，取得了很好的增产效果和环境效益。但是，由于液化石油气是一种易燃易爆的危险品，压裂施工中又伴随着高达数十兆帕的施工压裂，因此这种液化石油气压裂技术的对施工设备和安全管理要求严格，相应的费用和成本也很高。

CN102493795A公开了一种使用液化氮气作为压裂液进行油气层压裂的方法。由于氮气难于液化，其临界点和三相点温度较低，而地下储层的温度较高，即使采用隔热油管注入压裂液，也难以保证液氮在地下储层中为液态，这将影响压裂增产效果，同时，保持氮气液化所需的低温和超高压也给压裂施工安全带来很大压力。