油氣井超臨界二氧化碳非密閉加砂壓裂系統及方法與流程
本發明涉及一種油氣井超臨界二氧化碳非密閉加砂壓裂系統及方法，屬于油氣井壓裂技術領域。
背景技術：
我國油氣資源儲量豐富，但由于其多為低滲甚至特低滲儲層，自然產能較低甚至基本沒有自然產能，油氣井一般必須經過增產改造后才可進行經濟開發。目前，在頁巖氣和致密油氣等油氣資源開發中使用最多的增產改造措施是水力壓裂，其多以水基壓裂液作為壓裂介質進行壓裂。然而，水基壓裂液往往由于地下殘渣滯留、水鎖、水敏礦物膨脹等原因會對儲層造成傷害、影響儲層有效的滲流能力，且其破巖能力和作用范圍有限，從而導致油氣井壓裂改造效果和產能收益受到影響。除此之外，大量的返排液會帶來巨大的環保壓力和處理成本。
超臨界二氧化碳加砂壓裂工藝興起于20世紀80年代。相比于傳統的以水基壓裂液為主的壓裂工藝，超臨界二氧化碳壓裂具備如下優點：1)壓裂液體系無水相，完全消除水敏、水鎖傷害，尤其適用于強水敏、強水鎖儲層；2)超臨界二氧化碳具有極低的界面張力，受熱氣化后能夠從儲層中完全、迅速返出；3)壓裂液無殘渣，對支撐裂縫、支撐導流床有較好的清潔作用，有利于保持較高的裂縫導流能力和較長的有效裂縫長度；4)二氧化碳在地層原油中具有較高的溶解度，能夠降低地層原油黏度，改善原油流動性；5)超臨界二氧化碳具有極低的界面張力，理論上對天然氣儲層中吸附氣的解析具有促進作用。這些優勢使得超臨界二氧化碳干法壓裂成為一項非常有前景的油氣井增產改造技術。
然而，在油氣井超臨界二氧化碳加砂壓裂施工中，需要對二氧化碳相態變化過程進行嚴格控制才能充分發揮其在改造效果上的優勢。圖1為在二氧化碳加砂過程中，二氧化碳相態變化的過程圖。由于二氧化碳受溫度、壓力影響，相態變化極其劇烈、相態控制難度大，故通常采用密閉設備進行實施，但也面臨著密閉設備資源緊缺、施工成本高、密閉設備施工風險高等問題。
基于上述需求和所面臨的問題，亟需設計出一種能夠不需要密閉設備即可以進行的、在保證施工效果的同時又可以進行規模推廣的超臨界二氧化碳壓裂的工藝方法，以滿足對油氣資源大規模經濟開發的需要。
技術實現要素：
為了解決上述的缺點和不足，本發明的目的在于提供一種油氣井超臨界二氧化碳非密閉式加砂壓裂方法。
為達到上述目的，本發明提供一種油氣井超臨界二氧化碳非密閉式加砂壓裂方法，其包括相互獨立的液態二氧化碳泵注地面流程、增稠劑加砂的地面流程，及入井混合后的加砂壓裂作業；其中，
所述液態二氧化碳泵注地面流程包括以下具體操作：
將液態二氧化碳通過二氧化碳增壓泵增壓后經低壓管線輸入二氧化碳壓裂泵車中，再經高壓管線后將其泵入井中；同時在泵注液態二氧化碳的過程中，通過在二氧化碳增壓泵上安裝比例泵按設計比例抽吸泵注增稠減阻劑，并保證該增稠減阻劑在進入二氧化碳壓裂泵車前與液態二氧化碳溶解均勻；
所述增稠劑加砂的地面流程包括以下具體操作：
將加砂增稠劑與壓裂砂在混砂車中混合后，經低壓管線輸入壓裂泵車中，再經高壓管線將所得混合物泵入井中；
由液態二氧化碳泵注地面流程及增稠劑加砂的地面流程分別泵入井中的流體經混合后進行加砂壓裂作業。
優選地，所述二氧化碳壓裂泵車為配備丁基橡膠密封件或金屬密封件的二氧化碳壓裂泵車。
優選地，所述液態二氧化碳泵注地面流程采用的高壓管線的接口使用密封脂進行密封。
優選地，在所述液態二氧化碳泵注地面流程中需實時監測排量、泵壓、溫度，以確保在泵送過程中液態二氧化碳相態連續、穩定，避免液態二氧化碳發生氣化。
優選地，在所述增稠劑加砂的地面流程中需通過混砂車不定時對加砂增稠劑進行取樣檢測，以避免壓裂施工過程存在表面抽空、供液不足及懸砂能力不足的風險。進一步優選地，所述取樣檢測包括對所述加砂增稠劑進行粘度、流動性及懸砂能力的檢測。
根據本發明所述油氣井超臨界二氧化碳非密閉式加砂壓裂方法，在通過二氧化碳泵注地面流程泵注液態二氧化碳時，需全程拌注適用于超臨界二氧化碳壓裂的高效增稠減阻劑；其中所用二氧化碳高效增稠減阻劑需要滿足在液態二氧化碳和超臨界二氧化碳中速溶、快速增稠減阻、抗剪切、抗高溫等要求，并且其增稠減阻性能滿足施工條件要求。
根據本發明所述油氣井超臨界二氧化碳非密閉式加砂壓裂方法，增稠劑加砂地面流程采用常規混砂車，利用加砂增稠劑進行地面混砂和懸砂；所用加砂增稠劑需具有足夠的粘度和動態懸砂性能，并且與二氧化碳混合后需要保證其懸砂性能依然可以保證加砂要求。
本發明方法的技術方案如下。
第一方面，考慮到液態二氧化碳的相態受溫度、壓力影響而發生氣化，進而本發明采用液態二氧化碳儲罐/罐車→二氧化碳增壓泵→配備丁基橡膠或金屬密封件的二氧化碳壓裂泵車→用密封脂密封接口的高壓管線按順序連接井口地面流程，從而保證液態二氧化碳在入井前保持其液相穩定。
第二方面，考慮到液態二氧化碳的摩阻較大(如圖2所示)，本發明采用適用于超臨界二氧化碳壓裂的增稠減阻劑對二氧化碳進行增粘減阻。在泵注液態二氧化碳同時，通過在二氧化碳增壓泵上安裝比例泵按設計比例抽吸泵注增稠減阻劑，并確保二者在進入二氧化碳壓裂泵車前實現均勻溶解。利用增稠減阻劑在二氧化碳中速溶和快速增粘、減阻的效果來降低液態二氧化碳在泵注過程中的沿程摩阻，從而實現較高的二氧化碳泵注排量和縫內凈壓力，增強地下壓裂流體的造縫能力。
第三方面，考慮到密閉二氧化碳壓裂施工所用的密閉設備資源短缺、施工風險大和施工成本高，本發明利用適用于超臨界二氧化碳壓裂的加砂增稠劑并通過常規混砂車進行加砂施工。加砂增稠劑沿儲罐→常規混砂車→常規壓裂泵車→高壓管線順序連接至井口的地面流程進行泵送。利用加砂增稠劑的粘度和優良的懸砂能力進行地面混砂和泵送，并利用其對二氧化碳的增稠性能進一步保證攜砂液與二氧化碳混合后有足夠的懸砂能力，以降低沉砂、砂堵風險。
第四方面，考慮到超臨界二氧化碳壓裂施工工程風險大，本發明采用相互獨立的二氧化碳注入地面流程與增稠劑加砂的地面流程，這兩套獨立的地面流程分別泵注的流體入井后進行混合。其中，一旦其中一套地面流程在施工過程中出現風險，可在不影響另一套地面流程的情況下進行風險處理。
本發明還提供了一種用于實現上述油氣井超臨界二氧化碳非密閉加砂壓裂方法的系統，包括相互獨立的液態二氧化碳泵注地面設備及增稠劑加砂的地面設備；
所述液態二氧化碳泵注地面設備包括多個液態二氧化碳儲罐、增稠減阻劑儲罐、二氧化碳增壓泵及多個二氧化碳壓裂泵車；
所述多個液態二氧化碳儲罐分別通過管線與所述二氧化碳增壓泵的入口相連，該二氧化碳增壓泵的出口通過低壓管線分別與多個二氧化碳壓裂泵車的入口相連，該多個二氧化碳壓裂泵車的出口分別通過高壓管線與井口相連；
所述二氧化碳增壓泵上設置有比例泵，該比例泵為用于抽吸泵注增稠減阻劑儲罐中的增稠減阻劑的比例泵；
所述增稠劑加砂的地面設備包括多個加砂增稠劑儲罐、砂罐、混砂車及多個壓裂泵車；
所述砂罐通過管線與所述混砂車的入口相連；
所述多個加砂增稠劑儲罐通過管線與所述混砂車的入口相連，該混砂車的出口通過低壓管線分別與所述多個壓裂泵車的入口相連，該多個壓裂泵車的出口分別通過高壓管線與井口相連。
優選地，所述二氧化碳壓裂泵車為配備丁基橡膠密封件或金屬密封件的二氧化碳壓裂泵車。
優選地，所述液態二氧化碳泵注地面流程采用的高壓管線的接口使用密封脂進行密封。
優選地，所述液態二氧化碳泵注地面設備中的所有二氧化碳吸入管線上任意兩個閥門間安裝有一個安全閥和一個泄壓閥。
本發明提供的所述油氣井超臨界二氧化碳非密閉式加砂壓裂系統及方法，具有以下優勢：利用相互獨立的二氧化碳地面泵注流程與地面混砂攜砂流程(增稠劑加砂的地面流程)，配合適用于超臨界二氧化碳加砂壓裂的高效增稠減阻劑和加砂增稠劑，實現了利用常規壓裂設備進行超臨界二氧化碳加砂壓裂施工的目的，在滿足超臨界二氧化碳加砂壓裂各項技術需求的同時，克服了現有超臨界二氧化碳加砂壓裂施工必需依賴密閉設備、施工控制難度大、施工技術風險大、施工成本高的劣勢，提供了一種能夠通過常規壓裂設備即可實現的、施工風險可控、施工難度小且施工成本較低的超臨界二氧化碳加砂壓裂施工，與此同時，提高了超臨界二氧化碳加砂壓裂技術的可推廣性。
此外，在施工二氧化碳液量相當的情況下，與采用傳統全密閉式、應用傳統增稠劑的超臨界二氧化碳干法壓裂施工相比，采用本發明提供的油氣井超臨界二氧化碳非密閉式加砂壓裂工藝方法進行壓裂施工，可以支持更高的排量、加砂量及砂比；同時，本發明的油氣井超臨界二氧化碳非密閉式加砂壓裂工藝方法可以顯著提高產能。
附圖說明
圖1為現有超臨界二氧化碳加砂壓裂過程中二氧化碳相態的變化示意圖。
圖2為現有液態二氧化碳管柱流動摩阻測試曲線圖。
圖3為本發明提供的油氣井超臨界二氧化碳非密閉式加砂壓裂工藝方法整體流程圖。
圖4為本發明提供的油氣井超臨界二氧化碳非密閉式加砂壓裂系統示意圖；其中，圖4中各項為：1為液態二氧化碳儲罐；2為二氧化碳增稠減阻劑儲罐；3為加砂增稠劑儲罐；4為液態二氧化碳連增加泵低壓軟管線；5為二氧化碳增稠減阻劑連比例泵低壓管線；6為加砂增稠劑連混砂車上水低壓管線；7為二氧化碳增稠減阻劑比例泵；8為液態二氧化碳增壓泵；9為常規加砂壓裂用混砂車；10為砂罐；11為液態二氧化碳泵注低壓管線；12為密封壓裂泵車；13為液態二氧化碳泵注高壓管線；14為加砂增稠劑攜砂液泵注高壓管線；15為常規壓裂泵車；16為加砂增稠劑攜砂液泵注低壓管線；17為液態二氧化碳泵注流程地面放噴管線；18為加砂增稠劑攜砂液泵注流程地面放噴管線；19為放噴閥；20為壓裂井口；21為儀表車；22為鼓風機；23為救護車；24為消防車；25為風向標。
圖5為本發明應用實例1中C低滲砂巖氣田5口不同層位的致密砂巖氣井壓前壓后產能對比圖。
圖6為本發明應用實例3中O氣田15口不同層位的致密砂巖氣井壓前壓后產能對比圖。
圖7為本發明應用實例4中分別對A氣田CL致密砂巖井應用本發明工藝方法與密閉超臨界二氧化碳加砂壓裂法進行壓裂施工的相應壓裂參數對比圖。
圖8為本發明應用實例4中分別對A氣田CL致密砂巖井應用本發明工藝方法與密閉超臨界二氧化碳加砂壓裂法進行壓裂施工，壓裂后產能對比圖。
圖9為本發明應用實例5中對EF油田25區AC致密油儲層應用本發明工藝方法與對EF油田38區相同層位儲層應用傳統密閉超臨界二氧化碳法進行壓裂施工的相應壓裂參數對比圖。
圖10本發明應用實例5中對EF油田25區AC致密油儲層應用本發明工藝方法與對EF油田38區相同層位儲層應用傳統密閉超臨界二氧化碳法進行壓裂施工，壓裂后產能對比圖。
圖11為本發明應用實例6中對SC氣田WY-2區LM頁巖氣儲層應用本發明工藝方法與對FL氣田相同層位頁巖氣儲層應用傳統密閉超臨界二氧化碳加砂壓裂法進行壓裂施工的相應壓裂參數對比圖。
圖12為本發明應用實例6中對SC氣田WY-2區LM頁巖氣儲層應用本發明工藝方法與對FL氣田相同層位頁巖氣儲層應用傳統密閉超臨界二氧化碳加砂壓裂法進行壓裂施工，壓裂后產能對比圖。
具體實施方式
為了對本發明的技術特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，現結合以下具體實施例及說明書附圖對本發明的技術方案進行以下詳細說明，但不能理解為對本發明的可實施范圍的限定。
實施例1
一種油氣井超臨界二氧化碳非密閉加砂壓裂系統，包括相互獨立的液態二氧化碳泵注地面設備及增稠劑加砂的地面設備；
所述液態二氧化碳泵注地面設備包括多個液態二氧化碳儲罐、增稠減阻劑儲罐、二氧化碳增壓泵及多個二氧化碳壓裂泵車；
所述多個液態二氧化碳儲罐分別通過管線與所述二氧化碳增壓泵的入口相連，該二氧化碳增壓泵的出口通過低壓管線分別與多個二氧化碳壓裂泵車的入口相連，該多個二氧化碳壓裂泵車的出口分別通過高壓管線與井口相連；
所述二氧化碳增壓泵上設置有比例泵，該比例泵為用于抽吸泵注增稠減阻劑儲罐中的增稠減阻劑的比例泵；
所述增稠劑加砂的地面設備包括多個加砂增稠劑儲罐、砂罐、混砂車及多個壓裂泵車；
所述砂罐通過管線與所述混砂車的入口相連；
所述多個加砂增稠劑儲罐通過管線與所述混砂車的入口相連，該混砂車的出口通過低壓管線分別與所述多個壓裂泵車的入口相連，該多個壓裂泵車的出口分別通過高壓管線與井口相連。
所述二氧化碳壓裂泵車為配備丁基橡膠密封件或金屬密封件的二氧化碳壓裂泵車。
所述液態二氧化碳泵注地面流程采用的高壓管線的接口使用密封脂進行密封。
所述液態二氧化碳泵注地面設備中的所有二氧化碳吸入管線上任意兩個閥門間安裝有一個安全閥和一個泄壓閥。
實施例2
本發明提供了一種油氣井超臨界二氧化碳非密閉加砂壓裂方法，該方是由壓裂設備材料準備、地面設備連接、地面高壓管線試壓、泵注施工、停泵關井、控制返排放噴試氣六個步驟組成(如圖3所示)。其中：
(1)壓裂設備材料準備：將施工所用的設備及化工材料按照設計進行準備，運送至井場并按設計擺放；檢查壓裂設備，若設備存在故障隱患，則需及時修理或更換，檢驗壓裂用化工材料性能，若性能不符合設計要求，需及時調整或更換，待設備材料檢驗通過后，進入流程下一步；
(2)地面管線和設備連接：按照圖4所示將壓裂設備與地面高低壓管線進行連接，并檢查連接方式是否正確，接口處是否嚴實，在液態二氧化碳通過的地面管線流程中的接口處利用密封脂進行密封，防止在施工過程中造成液態二氧化碳刺漏，待地面管線和設備連接確認正確后，進入流程下一步；
(3)地面高壓管線試壓：對地面高壓管線進行試壓，若試壓符合標準，則進入流程下一步，否則需要對地面高壓管線進行整改或更換，再次進行試壓直至符合試壓標準；
(4)泵注施工：按照泵注程序進行泵注，實時監測動態施工參數并不定時的檢測二氧化碳增稠減阻劑和加砂增稠劑性能，確保壓裂泵注施工安全、順利地進行，施工過程中若出現地面管線刺漏、砂堵等情況，則需立即停止施工進行處理；
(5)停泵關井：在泵注執行結束后，需停泵關井5-7天，予以地下超臨界二氧化碳在地下充分擴散的時間；
(6)控制返排放噴試氣：拆卸壓裂地面管線，移除壓裂設備，拆卸壓裂井口，換以采氣樹，并通過由小到大、嚴格控制的放噴返排制度控制壓后返排，防止返排過程中由于二氧化碳氣化劇烈造成損傷井筒或支撐劑回流，并在適當的時機進行點火試氣。
上述步驟(1)具體包括：
101.現場配備滿足設計液態二氧化碳、二氧化碳增稠減阻劑和加砂增稠劑用量的儲罐，并確保儲罐的溫壓條件滿足保存需要；
102.二氧化碳泵注地面流程中的壓裂泵車需改換丁基橡膠或金屬密封件，水馬力配備需滿足設計排量要求；
103.二氧化碳泵注地面流程中的高壓管線滿足承壓和抗低溫要求，并用密封脂對連接處進行密封；
104.二氧化碳泵注地面流程中配備二氧化碳增壓泵和比例泵，排量滿足設計需求；
105.二氧化碳泵注地面流程中的低壓管線滿足抗低溫要求，承壓必須與增壓泵匹配；
106.二氧化碳泵注流程中的所有二氧化碳吸入管線上任意兩個閥門間必須安裝一個安全閥和一個泄壓閥。
上述步驟(3)具體包括：
301.二氧化碳泵注地面流程使用液態二氧化碳、液氮或專用防凍液進行試壓若試壓過程中監測到壓力泄露，則進行管線整修或更換；
302.增稠劑加砂泵注地面流程使用清水或滑溜水進行試壓，若試壓過程中監測到壓力泄露，則進行管線整修或更換。
上述步驟(4)具體包括：
401.按照泵注程序進行液態二氧化碳泵注，在泵注過程中實時監測排量、泵壓、溫度，確保在泵送過程中液態二氧化碳相態連續、穩定，若發現液態二氧化碳發生氣化，需及時調整；
402.在泵注施工過程中，通過混砂車不定時對加砂增稠劑進行取樣檢測，該檢測包括對加砂增稠劑進行粘度、流動性、懸砂能力等的檢測，避免表面抽空、供液不足、懸砂能力不足等風險；
403.實時檢測排量及泵壓，施工過程中嚴格控制施工排量和壓力，避免出現超壓。
本實施例提供的所述油氣井超臨界二氧化碳非密閉加砂壓裂方法的效果評價如下。.
該發明工藝方法現場應用實例1
在C低滲砂巖氣田5口不同層位的致密砂巖氣井上應用本發明提供的方法及實施例1提供的系統進行壓裂施工，單井二氧化碳用量為87.1-336.9m3，單井支撐劑規模為5.67-54.4噸，主體施工排量為1.27-6.36m3/min，施工過程中最高井口壓力為86.20MPa，最高砂濃度為300-480Kg/m3。對比壓前及壓后產能效果，如圖5所示：經本發明工藝方法進行壓裂改造后單井天然氣產能提高4-24倍，另有個別井從無產量經壓裂改造后產量激增至100-400Mcf/d，增產效果明顯。
該發明工藝方法現場應用實例2
在F低滲氣田F1層4口和F2層2口致密砂巖井上應用本發明提供的方法及實施例1提供的系統進行壓裂施工，并對比采用本發明工藝方法進行壓裂的井與同層位其他所有井的天然氣產能。F1層其他井的單井平均產能為3.9×104m3/d，采用本發明工藝方法進行壓裂的井，壓后平均產能為7.05×104m3/d，增產幅度為80.7％；F2層其他井的單井平均產能為1.4×104m3/d，采用本發明工藝方法進行壓裂的井，壓后平均產能為9.25×104m3/d，增產幅度為5.6倍。
該發明工藝方法現場應用實例3
在O氣田15口不同層位的致密砂巖氣井上應用本發明提供的方法及實施例1提供的系統進行壓裂施工，其井深為705-4073m，單井二氧化碳用量為94.6-435.3m3，單井支撐劑規模為5.78-73.9噸，主體施工排量為5.30-6.40m3/min，，最高砂濃度為300-520Kg/m3。對比壓前及壓后產能效果，如圖6所示：經本發明工藝方法進行壓裂改造后單井天然氣產能平均提高8倍，另有個別井從無產量經壓裂改造后產量激增至0.8×104-1.6×104m3/d，增產效果明顯。
該發明工藝方法現場應用實例4
在A氣田CL致密砂巖儲層應用本發明提供的方法及實施例1提供的系統進行壓裂施工。該儲層平均深度為2836m，平均儲層壓力為37MPa，平均裂縫壓力梯度為0.0018MPa/m。選取2口相同層位的井采用傳統全密閉式、應用傳統增稠劑的超臨界二氧化碳干法壓裂的井與4口應用本發明工藝方法進行壓裂的井，分別對其施工參數(圖7)和壓后產能效果(圖8)進行對比。
從施工參數角度來看：在施工二氧化碳液量相當的情況下(平均261.5-271.5m3)，采用傳統全密閉式、應用傳統增稠劑的超臨界二氧化碳干法壓裂的井主體施工排量只可以達到4.0m3/min，而采用本發明工藝方法壓裂的井主體施工排量可達到7.5-9.0m3/min；采用傳統全密閉式、應用傳統增稠劑的超臨界二氧化碳干法壓裂的井加砂量只可以達到3.2-6.2m3，而采用本發明工藝方法壓裂的井加砂量可達到14.9-30.6m3；采用傳統全密閉式、應用傳統增稠劑的超臨界二氧化碳干法壓裂的井最高砂比只可以達到10.0％左右，而采用本發明工藝方法壓裂的井最高砂比可達到16.0-24.0％。可見，利用本發明工藝方法進行超臨界二氧化碳干法壓裂的井，由于高效減阻增粘劑的添加和獨立的流程，在致密砂巖氣井的壓裂過施工中可以支持更高的排量、加砂量和砂比。
從產能效果角度來看：采用傳統全密閉式、應用傳統增稠劑的超臨界二氧化碳干法壓裂的2口井壓后天然氣產能為3.995×104-4.740×104m3/d，平均為4.368×104m3/d；而采用本發明工藝方法壓裂的4口井壓后天然氣產能可達到9.602×104-15.202×104m3/d，平均為11.635×104m3/d；本發明工藝方法相對于傳統方法提高產能1.66倍。
該發明工藝方法現場應用實例5
在EF油田25區AC致密油儲層行應用本發明提供的方法及實施例1提供的系統進行壓裂施工。該儲層平均深度為3133m，平均儲層壓力為40.2MPa，平均裂縫壓力梯度為0.002MPa/m。選取EF油田38區3口相同層位的井采用傳統全密閉式、應用傳統增稠劑的超臨界二氧化碳干法進行壓裂與3口應用本發明工藝方法進行壓裂的井，分別對施工參數(圖9)和壓后產能效果(圖10)進行對比。
從施工參數角度來看：在施工二氧化碳液量相當的情況下(平均為262.4-274.6m3)，采用傳統全密閉式、應用傳統增稠劑的超臨界二氧化碳干法壓裂的井主體施工排量只可以達到3.0-3.5m3/min，而采用本發明工藝方法壓裂的井主體施工排量可達到6.0-6.5m3/min；采用傳統全密閉式、應用傳統增稠劑的超臨界二氧化碳干法壓裂的井加砂量只可以達到5.36-9.24m3，而采用本發明工藝方法壓裂的井加砂量可達到19.5-29.3m3；采用傳統全密閉式、應用傳統增稠劑的超臨界二氧化碳干法壓裂的井最高砂比只可以達到5.0-7.5％左右，而采用本發明工藝方法壓裂的井最高砂比可達到15.0-21.0％。可見，利用本發明工藝方法進行超臨界二氧化碳干法壓裂的井，由于高效減阻增粘劑的添加和獨立的流程，在致密油井的壓裂施工中可以支持更高的排量、加砂量和砂比。
從產能效果角度來看：采用傳統全密閉式、應用傳統增稠劑的超臨界二氧化碳干法壓裂的3口井，壓后原油產能為5.889-16.321噸/天，平均為10.616噸/天；而采用本發明工藝方法壓裂的3口井，壓后產能可達到22.983-37.291噸/天，平均為31.812噸/天；本發明工藝方法相對于傳統方法提高產能接近2倍。
該發明工藝方法現場應用實例6
在SC氣田WY-2區LM頁巖氣儲層應用本發明提供的方法及實施例1提供的系統進行壓裂施工。該儲層平均深度為3300m，平均儲層壓力為56.7MPa，平均地層溫度超過100攝氏度。選取FL氣田4口相同層位采用傳統全密閉式、應用傳統增稠劑的超臨界二氧化碳干法壓裂的水平井(儲層平均深度為2780m，儲層平均壓力為39.8MPa，平均地層溫度為99攝氏度，且孔隙度、天然裂縫發育程度、含氣豐度均好于SC氣田WY-2區同層位儲層)與4口應用本發明工藝方法進行壓裂的水平井，分別對施工參數(圖11)和壓后產能效果(圖12)進行對比。
從施工參數角度來看：在單井(段數19-22段)二氧化碳施工液量相當的情況下(單井液量為3586.1-4033.9m3，單段平均液量為183.9-192.1m3)，采用傳統全密閉式、應用傳統增稠劑的超臨界二氧化碳干法壓裂的4口頁巖氣水平井主體施工排量只可以達到2.8-4.0m3/min，平均為3.0m3/min，單井加砂量只可以達到78.3-126.0m3，平均為98.5m3，單段加砂量為3.6-6.0m3，平均為4.7m3，最高施工砂比為7.0-10.5％；而采用本發明工藝方法壓裂的4口頁巖氣水平井主體施工排量可以達到6.2-6.5m3/min，平均為6.3m3/min，單井加砂量可以達到370.0-522.5m3，平均為433.2m3，單段加砂量為18.5-27.5m3，平均為22.3m3，最高施工砂比為18.0-24.0％。可見，利用本發明工藝方法進行超臨界二氧化碳干法壓裂的頁巖氣井，由于高效減阻增粘劑的添加和獨立的流程，可支撐的施工排量更高、全井/單段加砂量更大，可支撐的砂比更高。
從產能效果角度來看：采用傳統全密閉式、應用傳統增稠劑的超臨界二氧化碳干法壓裂的4口頁巖氣井，壓后天然氣產能為4.652×104-8.738×104m3/d，平均為6.381×104m3/d；而采用本發明工藝方法壓裂的4口頁巖氣井，壓后產能可達到10.324×104-18.723×104m3/d，平均為14.396×104m3/d；本發明工藝方法相對于傳統方法提高產能1.26倍。
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