CN101747886B

CN101747886B - 压裂液原液和全充填无前置加砂压裂方法及其压裂液交联液

Info

Publication number: CN101747886B
Application number: CN 200910113585
Authority: CN
Inventors: 张天翔; 刘炜; 袁峰; 张瑞瑞; 李彦林; 郑克祥; 李胜伟; 王艳芬
Original assignee: XINJIANG PETROLEUM ADMINISTRATION OIL-PRODUCTION TECHNOLOGY INST
Current assignee: XINJIANG PETROLEUM ADMINISTRATION OIL-PRODUCTION TECHNOLOGY INST
Priority date: 2009-12-21
Filing date: 2009-12-21
Publication date: 2013-03-13
Anticipated expiration: 2029-12-21
Also published as: CN101747886A

Abstract

本发明涉及石油开采技术领域，是一种压裂液原液和全充填无前置加砂压裂方法及其压裂液交联液，该压裂液原液组成有胍胶、粘土稳定剂、氯化钾、助排剂、杀菌剂、pH调节剂、降滤失剂、低温激活剂和水。本发明减少了压裂液入井液量，降低了压裂液对敏感地层的二次污染和伤害，缩短了占产周期，降低了作业成本，压裂液效率高；支撑裂缝充填饱满，近井地带形成宽缝；有效提高了近井裂缝的导流能力，提高了单井压后产能；工艺简单，无需特殊设备辅助即可完成，便于现场操作；可广泛应用于低渗、水敏储层油气区块的油层改造。

Description

压裂液原液和全充填无前置加砂压裂方法及其压裂液交联液

技术领域

本发明涉及石油开采技术领域，是一种压裂液原液和全充填无前置加砂压裂方法及其压裂液交联液。

背景技术

水力压裂是低渗、特低渗储层油气井增产、水井增注、提高油气井产能和采收率的重要增产措施之一。自1947年水力压裂在美国德可萨斯州实验成功后，至今已有60多年的历史了。它是通过地面高压泵组将高粘液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中，随即在井底附近形成高压。此压力在超过井底附近地应力及岩石的抗张强度后在地层形成裂缝，继续将带有支撑剂的压裂液注入缝中，使裂缝向前延伸并在缝中填以支撑剂，这样，在停泵后即可在地层中形成足够长的具有一定宽度和高度的填砂裂缝。它具有很高的渗透能力，从而显著地改善了油气层的导流能力，使油气畅流入生产并从而达到增产目的。主要用于低渗透、特低渗透油气藏，在高渗透砂岩油藏和部分地区碳酸岩油气藏也取得了成功应用。

随着新材料、新技术、新方法的应用，压裂工艺技术各方面都有显著进步，压裂施工成功率和有效率也逐步提高，国内外低渗、特低渗油气藏的储量和产量都占有越来越重要的地位。

对于稀油区块中的低渗透油田，例如目前所开发的新疆油田的稀油区块，区块普遍具有以下特点：储层具备较好的油气显示、低渗低孔、储层压力系数低，不经过储层改造难以获得工业油流。虽然压裂是作为改善油藏渗流能力、释放油井真实产能的最有效的途径，但即使压裂改造是以使用水基压裂液为主，对于具有低渗、水敏储层特点的油气田来说，压裂改造对储层潜在的水敏伤害也非常明显。

发明内容

本发明提供了一种压裂液原液和全充填无前置加砂压裂方法及其压裂液交联液，克服了现有技术之不足，解决了现有低渗油气田无法在降低对水敏储层的二次污染和伤害的前提下实施压裂增产改造的问题，其减少压裂液入井液量，降低了压裂液对敏感地层的二次污染和伤害，缩短了占产周期，降低了作业成本。

本发明的技术方案之一是通过以下措施来实现的：一种用于石油开采的压裂液原液，其按原料重量百分比组成为：0.4％至0.5％的胍胶、1％的粘土稳定剂、2％的氯化钾、0.15％的助排剂、0.3％至0.5％的杀菌剂、0.1％至0.3％的pH调节剂、0.8％的降滤失剂、0.5％的低温激活剂和余量的水。

本发明的技术方案之二是通过以下措施来实现的：一种利用上述压裂液原液的全充填无前置加砂压裂方法，其按下述步骤进行：先用压裂液原液低替满井筒，起泵泵入压裂液交联液3立方米至4立方米，随即在混砂设备中以体积比为5％至8％的砂比加入压裂砂使其与压裂液原液混合，在石英砂进入地层后，按体积比为10％、20％、30％、40％、50％的砂比渐进式加砂程序继续加压裂砂，最后注入顶替液结束施工；其中，上述压裂液交联液按原料重量百分比组成为：0.8％的交联剂、1.0％至1.2％的过硫酸铵和余量的水。

下面是对上述发明技术方案之二的进一步优化或/和改进：

上述压裂液原液与压裂液交联液的体积比可为8∶1至12∶1。

上述压裂砂可为20目至40目的石英砂。

上述压裂液原液、压裂液交联液、顶替液的注液方式可为油管注液方式。

本发明的技术方案之三是通过以下措施来实现的：一种上述全充填无前置加砂压裂方法中的压裂液交联液，其按原料重量百分比组成为：0.8％的交联剂、1.0％至1.2％的过硫酸铵和余量的水。

本发明减少了压裂液入井液量，降低了压裂液对敏感地层的二次污染和伤害，缩短了占产周期，降低了作业成本，压裂液效率高；支撑裂缝充填饱满，近井地带形成宽缝；有效提高了近井裂缝的导流能力，提高了单井压后产能；工艺简单，无需特殊设备辅助即可完成，便于现场操作；可广泛应用于低渗、水敏储层油气区块的油层改造。

具体实施方式

本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。

下面结合实施例对本发明作进一步描述：

对新疆油田公司乌尔禾油田乌33井区克下组油藏WD3285井采用本发明，该WD3285井为乌33井区的一口开发井，目的层为克下组油藏，射开段为1323.5米至1339.5米，射开11.5米，油层跨度16.0米。本井为定向斜井，造斜点450米，斜度41度，斜深990米。

该全充填无前置加砂压裂方法按下述步骤进行：先用压裂液原液低替满井筒，起泵泵入压裂液交联液3立方米或4立方米(或者3立方米至4立方米)，随即在混砂设备中以体积比为5％或8％(或者5％至8％)的砂比加入压裂砂使其与压裂液原液混合，在石英砂进入地层后，按体积比为10％、20％、30％、40％、50％的砂比渐进式加砂程序继续加压裂砂，最后注入顶替液结束施工；其中：

压裂液原液按原料重量百分比组成为：0.4％或0.5％(或者0.4％至0.5％)的胍胶、1％的粘土稳定剂、2％的氯化钾、0.15％的助排剂、0.3％或0.5％(或者0.3％至0.5％)的杀菌剂、0.1％或0.3％(或者0.1％至0.3％)的pH调节剂、0.8％的降滤失剂、0.5％的低温激活剂和余量的水。

压裂液交联液按原料重量百分比组成为：0.8％的交联剂、1.0％或1.2％(或者1.0％至1.2％)的过硫酸铵和余量的水。

压裂液原液与压裂液交联液的体积比为8∶1或10∶1或12∶1(或者8∶1至12∶1)。

压裂砂采用20目或40目(或者20目至40目)的石英砂。

压裂液原液、压裂液交联液和顶替液的注液方式为油管注液方式。

以上技术特征构成了本发明的最佳实施例，其具有较强的适应性和最佳实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。

在本发明中：胍胶、粘土稳定剂、氯化钾、助排剂、杀菌剂、pH调节剂、降滤失剂、低温激活剂、交联剂、过硫酸铵、顶替液、压裂砂、石英砂都采用市场上公开销售的产品。

经过上述实施例证明本发明的具体效果有以下几点：减少了压裂液入井液量，降低了压裂液对敏感地层的二次污染和伤害，缩短了占产周期，降低了作业成本，压裂液效率高；支撑裂缝充填饱满，近井地带形成宽缝；有效提高了近井裂缝的导流能力，提高了单井压后产能；工艺简单，无需特殊设备辅助即可完成，便于现场操作；可广泛应用于低渗、水敏储层油气区块的油层改造。

Claims

1.一种用于石油开采的压裂液原液，其特征在下按原料重量百分比组成为：0.4 %至0.5 %的胍胶、1%的粘土稳定剂、2%的氯化钾、0.15%的助排剂、0.3%至0.5%的杀菌剂、0.1%至0.3%的pH调节剂、0.8％的降滤失剂、0.5％的低温激活剂和余量的水。

2.一种利用权利要求1所述压裂液原液的全充填无前置加砂压裂方法，其特征在于按下述步骤进行：先用压裂液原液低替满井筒，起泵泵入压裂液交联液3立方米至4立方米，随即在混砂设备中以体积比为5%至8％的砂比加入压裂砂使其与压裂液原液混合，在石英砂进入地层后，按体积比为10%、20%、30%、40%、50%的砂比渐进式加砂程序继续加压裂砂，最后注入顶替液结束施工；其中，上述压裂液交联液按原料重量百分比组成为：0.8%的交联剂、1.0%至1.2%的过硫酸铵和余量的水；其中,压裂液原液与压裂液交联液的体积比为8：1至12：1。

3.根据权利要求2所述的全充填无前置加砂压裂方法，其特征在于压裂砂采用20目至40目的石英砂。

4.根据权利要求2所述的全充填无前置加砂压裂方法，其特征在于压裂液原液、压裂液交联液和顶替液的注液方式为油管注液方式。

5.根据权利要求3所述的全充填无前置加砂压裂方法，其特征在于压裂液原液、压裂液交联液和顶替液的注液方式为油管注液方式。