CN101994504B

CN101994504B - 连续混配型酸化压裂联作工艺

Info

Publication number: CN101994504B
Application number: CN 201010515324
Authority: CN
Inventors: 任雁鹏; 刘贵喜; 马托
Original assignee: Engineering Technology Research Institute of CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co ltd
Current assignee: Engineering Technology Research Institute of CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co ltd
Priority date: 2009-10-12
Filing date: 2010-10-12
Publication date: 2013-05-29
Anticipated expiration: 2030-10-12
Also published as: CN101994504A

Abstract

本发明涉及一种油、气井，注水井水力压裂增产增注改造工艺，特别是连续混配型酸化压裂联作工艺，其特征是它结合了酸化和水力压裂两种进攻性措施工艺。该工艺技术特点表现为，一方面施工前不用配液；另一方面，通过酸化和压裂两种工艺的结合，在储层形成裂缝的同时，对于老井能有效解除老裂缝内的部分垢类，对于新井能改善裂缝壁面的孔渗性，提高裂缝的导流能力。

Description

连续混配型酸化压裂联作工艺

技术领域

本发明涉及一种油、气井，注水井水力压裂增产增注改造工艺，特别是连续混配型酸化压裂联作工艺。

背景技术

在低渗透油田开发过程中，常规水力压裂工艺需要在施工前把压裂液提前配制好，施工后要处理剩余的压裂液，增加人力和设备的负担;且常规压裂措施能突破堵塞带但又无法解除结垢堵塞，常规酸化措施仅能对近井地带进行有效改造，因此多功能复合型压裂工艺技术对低渗储层可进行全面改造。现有技术中已经存在连续混配型压裂工艺技术，但是该工艺是以设备为依托，即在常用压裂设备的基础上，增添一部连续混配车，通过该车的多次连续强制搅拌达到既混即配施工,这样增加了生产成本。

发明内容

本发明的目的是提供连续混配型酸化压裂联作工艺，它采用现场混配工艺，并且不增加混配装置，它操作简便，生产成本低；而且结合酸化和压裂两种工艺，对于老井能有效解除老裂缝内的部分垢类，对于新井能改善裂缝壁面的孔渗性，提高裂缝的导流能力。

本发明的目的是通过下述技术方案实现的，设计连续混配型酸化压裂联作工艺，其特征是：该连续混配型酸化压裂联作工艺是按下述步骤实施的：

1）、按下述重量份称取原料：

取稠化水酸性清洁压裂液稠化剂5份-10份，清水100份或盐酸100份；所述的盐酸浓度为0.5%—4.0%；所述稠化水酸性清洁压裂液稠化剂是由下述质量百分比为50%C₁₅H₃₄NCl、10%C₈H₆O₄、10%KCl、30%H₂O组成的混合物；

2）、将步骤1）中上述重量份的稠化水酸性清洁压裂液稠化剂和中上述重量份的清水或盐酸一起通入混砂车，混合后即为稠化水酸性清洁压裂液；

3）、在温度0℃－75℃下将步骤2）混合的稠化水酸性清洁压裂液压进油水井地层压开的裂缝中。

其中所述稠化水酸性清洁液压裂液施工泵注压力25MPa-60MPa，压裂时间控制在2-3小时。

该连续混配型酸化压裂联作最佳工艺是按下述步骤实施的：

1）、按下述重量份称取原料：

取稠化水酸性清洁压裂液稠化剂7份，清水100份或盐酸100份，其中所述的盐酸浓度为2.0%；所述稠化水酸性清洁压裂液稠化剂是由下述质量百分比为50%C₁₅H₃₄NCl、10%C₈H₆O₄、10%KCl、30%H₂O组成的混合物；

3）、在温度35℃下将步骤2）混合的稠化水酸性清洁压裂液压进油水井地层压开的裂缝中。

其中所述稠化水酸性清洁液压裂液施工泵注压力45MPa，压裂时间控制在2.5小时。

所述的稠化水酸性清洁压裂液稠化剂加清水或盐酸，对于新井加水，对于老井加盐酸。

本发明的特点是通过酸化和压裂两种工艺的结合，不需添加新设备；酸化和压裂统一的压裂技术也普遍存在于储层的改造，其主体技术为耐酸冻胶携砂压裂工艺，由于酸冻胶在储层破胶后产生大量残渣，造成较大的储层伤害，因此该技术在碳酸岩储层应用较多，而砂岩储层应用较少，且效果差。而本发明工艺技术采用的是稠化水酸性清洁压裂液，无固相、无残渣、低伤害，适合低渗储层的碳酸岩和砂岩储层的改造。

本发明在常规水力压裂的基础上进行了三方面的创新。

1．连续混配技术

通过对压裂液性能的改进，依靠液体稠化剂遇水快速稠化携砂的性能实现连续混配压裂而无需添加新设备。

工艺对比

2．酸化压裂技术的结合

通过在耐酸性清洁压裂液中加入配伍性的酸液，形成稠化水酸性清洁压裂液，在压裂施工过程中，可在储层形成裂缝的同时，对于老井能有效解除老裂缝内的部分垢类，对于新井能改善裂缝壁面的孔渗性，提高裂缝的导流能力，且该液体破胶后无残渣，不会影响裂缝的导流能力。

工艺对比

3．稠化水酸性清洁压裂液性能

本发明采用的稠化水酸性清洁压裂液主要成分为多种特殊表面活性剂以及酸液的复合体，当该稠化剂接触到水溶液后，表面活性剂分子快速扩散，形成空间网状结构冻胶。当压裂液冻胶遇大量地层水和油气时，会引起空间网状结构破坏，使冻胶体系破胶。稠化水酸性清洁压裂液与胍胶压裂液主要性能对比见下表：

酸性清洁压裂液与胍胶压裂液性能对比

项目	稠化水酸性清洁压裂液	胍胶
			密度（20℃±1℃），g/cm³	1.00～1.10	1.00～1.10
pH值	3～5	8～9
			表观粘度（20℃±1℃、170S^-1），mPa.s≥	100	100
水不溶物，%≤	0.1	8
			耐温能力，℃≥	40	40

从上表可看出，稠化水酸性清洁压裂液pH远低于胍胶压裂液，水不溶物含量也远低于胍胶，综合性能优于胍胶压裂液体系。

稠化剂加量与压裂液粘度关系

稠化剂加量(g)

3

4

5

6

7

8

9

10

12

14

粘度(mPa.s)	40	48	78	94	121	131	134	38	18	5
											是否达到要求	否	否	是	是	是	是	是	否	否	否

在100g水中，当稠化剂加量超过5g时即可达到压裂携砂要求（压裂液携砂要求粘度大于50mPa.s），但是当稠化剂加量超过7g以后压裂液粘度趋于稳定，考虑到成本及效果问题，稠化剂加量7g为最佳，即压裂液浓度为7%为最佳浓度。

盐酸浓度与压裂液粘度关系

盐酸浓度(%)	0.5	1.0	1.5	2.0	2.5	3.0	3.5	4.0	4.5	5.0
											粘度(mPa.s)	132	136	135	139	125	121	107	86	45	36
是否达到要求	是	是	是	是	是	是	是	是	否	否

当压裂液体系中盐酸浓度小于等于4.0%时，压裂液粘度满足施工要求，考虑到盐酸浓度越高对储层改造效果越好，确定盐酸浓度为2.0%最佳。与稠化水酸性清洁压裂液稠化剂配比的比例与对水的比例一样。

由于老井时间长有油垢所以调配加盐酸，而新井一般调配加水。

具体实施方式

下面通过给出的具体实施例进一步清楚的说明本发明，但不作为对本发明的限定。

实施例1用于某新井的现场，每口井的配比如下：

1）取稠化水酸性清洁压裂液稠化剂共计7吨，该稠化剂为液态工业品，施工前不需要配制，井底温度60℃，加砂规模30m³；

2）将7吨稠化水酸性清洁压裂液稠化剂和100吨清水一起通入混砂车，混合后即为稠化水酸性清洁压裂液；

3）在常温35℃下将步骤2）混合的稠化水酸性清洁压裂液压进油水井地层压开的裂缝中。

稠化水酸性清洁液压裂液施工泵注压力为45Mpa，压裂时间是2.5小时。

实施例2用于某老井的现场，每口井的配比如下：

1）取稠化水酸性清洁压裂液稠化剂共计7吨，该稠化剂为液态工业品，施工前不需要配制，井底温度50℃，加砂规模25m³；

2）将7吨稠化水酸性清洁压裂液稠化剂和100吨2.0%浓度的盐酸一起通入混砂车，混合后即为稠化水酸性清洁压裂液；

3）在温度35℃下将步骤2）混合的稠化水酸性清洁压裂液压进油水井地层压开的裂缝中。

实施例3用于某新井的现场，每口井的配比如下：

1）取稠化水酸性清洁压裂液稠化剂共计5吨，该稠化剂为液态工业品，施工前不需要配制，井底温度70℃，加砂规模45m³；

2）将5吨g稠化水酸性清洁压裂液稠化剂和100吨清水一起通入混砂车，混合后即为稠化水酸性清洁压裂液；

3）在地面温度0℃下将步骤2）混合的稠化水酸性清洁压裂液压进油水井地层压开的裂缝中。

稠化水酸性清洁液压裂液施工泵注压力为25Mpa，压裂时间是2.0小时。

实施例4用于某新井的现场，每口井的配比如下：

1）取稠化水酸性清洁压裂液稠化剂共计10吨，该稠化剂为液态工业品，施工前不需要配制，井底温度40℃，加砂规模15m³；

2）将10吨稠化水酸性清洁压裂液稠化剂和100吨清水一起通入混砂车，混合后即为稠化水酸性清洁压裂液；

3）在常温75℃下将步骤2）混合的稠化水酸性清洁压裂液压进油水井地层压开的裂缝中。

稠化水酸性清洁液压裂液施工泵注压力为60Mpa，压裂时间是3.0小时。

实施例5用于某老井的现场，每口井的配比如下：

1）取稠化水酸性清洁压裂液稠化剂共计5吨，该稠化剂为液态工业品，施工前不需要配制，井底温度65℃，加砂规模28m³；

2）将5吨稠化水酸性清洁压裂液稠化剂和100吨0.5%浓度的盐酸一起通入混砂车，混合后即为稠化水酸性清洁压裂液；

3）在温度0℃下将步骤2）混合的稠化水酸性清洁压裂液压进油水井地层压开的裂缝中。

稠化水酸性清洁液压裂液施工泵注压力为25Mpa，压裂时间是2小时。

实施例6用于某老井的现场，每口井的配比如下：

1）取稠化水酸性清洁压裂液稠化剂共计10吨，该稠化剂为液态工业品，施工前不需要配制，井底温度53℃，加砂规模18m³；

2）将10吨稠化水酸性清洁压裂液稠化剂和100吨4.0%浓度的盐酸一起通入混砂车，混合后即为稠化水酸性清洁压裂液；

3）在温度75℃下将步骤2）混合的稠化水酸性清洁压裂液压进油水井地层压开的裂缝中。

稠化水酸性清洁液压裂液施工泵注压力为60Mpa，压裂时间是3小时。

实施例7在某油田同一井场进行了6口新井连续混配酸化压裂施工试验，分两天进行压裂施工，每次压裂3口井。

压裂队到达井场后，连管线逐口施工，不配液，一天3口井压裂时间总计不到6个小时。压后冲砂放喷，试油周期3天。

试油队于某日移架子到同一井场上的另外三口老井，进行了压裂（压裂程序同上）。冲砂放喷，2.5天即完井。

上述实施例中所述稠化水酸性清洁压裂液稠化剂是由下述质量百分比为50%C₁₅H₃₄NCl、10%C₈H₆O₄、10%KCl、30%H₂O组成的混合物；C₁₅H₃₄NCl化学名称为十二烷基三甲基氯化铵，上述化学试剂市场均有售。

采用连续混配酸化压裂施工一次进行3口井试油作业，不仅能够较好的保证施工效果，还能够有效的缩短作业周期。以往一个井场上试油6口井，最快也要10-15天，采用连续混配酸化压裂施工仅需要5天，缩短作业周期，有效提高作业效率。

现场施工时间对比

（2）措施效果

采用连续混配酸化压裂施工3口井（X-1、X-2、X-3），同比邻井常规压裂井施工改造规模偏小，措施井的平均砂量只有20.3m³，对比邻井的平均砂量为40m³，改造规模为常规的一半，但从试油产量来看，基本反映了该区块实际的产能，平均试油产量为26吨，高出邻井1.1吨，显示了技术的优势。

措施效果对比

该发明适合于埋藏深度800m—2800m的所有低渗透油层。应用该发明可有效地解决低渗透储层增产、稳产，提高油层采收率的技术问题。该发明已在长庆油田应用100余口井，有效率大于90%，单井产油量由压裂前的1.2t/d提高至2.5t/d。该发明为低渗透油田新井投产改造及老井重复改造开创了一项新的水力压裂技术，对低渗透油田开发提供采收率、提高经济效益提供了有力的保障。

Claims

1.连续混配型酸化压裂联作工艺，其特征是：该连续混配型酸化压裂联作工艺是按下述步骤实施的：

1）、按下述重量份称取原料：

取稠化水酸性清洁压裂液稠化剂5份-10份，清水100份或盐酸100份；所述的盐酸浓度为0.5%—4.0%；所述稠化水酸性清洁压裂液稠化剂是由下述质量百分比为50%十二烷基三甲基氯化铵、10%C₈H₆O₄、10%KCl、30%H₂O组成的混合物；

3）、在温度0℃－75℃下将步骤2）混合的稠化水酸性清洁压裂液压进油水井地层压开的裂缝中；

2.根据权利要求1所述的连续混配型酸化压裂联作工艺，其特征是：该连续混配

型酸化压裂联作工艺是按下述步骤实施的：

1）、按下述重量份称取原料：取稠化水酸性清洁压裂液稠化剂7份，清水100份或盐酸100份，其中所述的盐酸浓度为2.0%；所述稠化水酸性清洁压裂液稠化剂是由下述质量百分比为50%十二烷基三甲基氯化铵、10%C₈H₆O₄、10%KCl、30%H₂O组成的混合物；

3）、在温度35℃下将步骤2）混合的稠化水酸性清洁压裂液压进油水井地层压开的裂缝中；

3.根据权利要求1所述的连续混配型酸化压裂联作工艺，其特征是：所述的稠化水酸性清洁压裂液稠化剂加清水或盐酸，对于新井加水，对于老井加盐酸。