CN102071919A - 一种油气井纤维辅助控水压裂方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种油气井纤维辅助控水压裂方法，属于石油开采技术领域。它包括：(1)向水中搅拌加入具有控水功能的稠化剂，然后加入添加剂，得到压裂前置液；(2)将步骤(1)制得的压裂前置液体积的一部分与纤维混合均匀，制得压裂携砂液；(3)向步骤(2)制得的压裂携砂液中加入支撑剂，制得混砂液；(4)向油气井中的目的层先泵入步骤(1)制得的剩余的压裂前置液，然后泵入步骤(3)制得的混砂液。本发明所述方法采用稠化剂不仅具有常规稠化剂造缝、携砂功能，而且可以改变油气层中油(气)水比，大幅降低水相渗透率。

Description

一种油气井纤维辅助控水压裂方法
技术领域
本发明涉及一种油气井纤维辅助控水压裂方法，尤其涉及一种用于近水或高含水低渗油气藏油气井纤维辅助控水压裂方法，属于石油开采技术领域。
背景技术
在近水和高含水储层进行控水压裂改造并有效控制水的产出，一直是个难题。生产井产出大量水，通常会导致产油量迅速下降且采油耗能增加，大量水处理带来生产成本的增加，还会引起出砂、腐蚀和结垢等其他一些问题，使生产井因无经济开采价值而被迫提前关井停产。目前，具有边底水低渗油气田比重越来越大。在这类油气层压裂增产改造过程中，裂缝经常成为无效注入水或边底水的循环通道，压裂后含水急剧上升甚至水淹，为油气井压裂增产改造带来很大风险。国内外技术一般采用：一种是在压裂施工时加入转向剂或暂堵剂，形成人工遮挡层，人为增加应力差异和改变界面性质，使裂缝在压裂目的层内部延伸扩展，来阻止水力裂缝向下延伸进入底部水层；一种是采用冻胶体系选择性封堵底水；另一种就是以遇底水自动降粘的冻胶体系为压裂液以及以覆蜡砂为部分支撑剂的油气井控水压裂增产方法。但上述技术均存在如下缺点：1、人工遮挡层具有一定的渗透性，不能有效防止底水锥进进入井筒，不能有效避免油气井水淹的问题；2、携带转向剂或者暂堵剂的压裂液遇水基本不降粘，故携带的转向剂或者暂堵剂沉降速度较慢；3、遇底水自动降粘的冻胶体系以及冻胶体系对于低渗特低渗近水油气藏压裂施工容易造成储层伤害。
如公开号为CN101476452A(申请号200910020940.6)的中国专利公开了一种以遇底水自动降粘的冻胶体系为压裂液以及以蜡覆砂为部分支撑剂的控水压裂工艺技术。该发明采用在压裂施工时，通过稠化剂和交联剂携带石蜡和石英砂混合成的包被支撑剂在地下进行化学降解包覆堵塞，形成封堵层。该专利需要先加热将石蜡或微晶蜡熔化，然后在包衣机内降温形成包被支撑剂，该工艺能耗高且不利于现场操作，因此，在实际应用中非常不方便。
发明内容
本发明针对现有技术的不足，提供一种油气井纤维辅助控水压裂方法。
为达到上述发明目的，本发明采取了如下技术方案：
一种油气井纤维辅助控水压裂方法，步骤如下，均为重量份：
(1)向100份水中搅拌加入具有控水功能的稠化剂0.1～0.4份，得混合液，然后加入1.3～4.2份的添加剂，使液体充分溶胀混合，得到压裂前置液；
(2)将步骤(1)制得的压裂前置液体积的1/2～4/5与0.4～0.8份纤维混合均匀，制得压裂携砂液；
(3)向步骤(2)制得的压裂携砂液中加入支撑剂15～40份，混合均匀，制得混砂液；
(4)向油气井中的目的层先泵入步骤(1)制得的剩余的压裂前置液，然后泵入步骤(3)制得的混砂液。
所述步骤(1)中的使液体充分溶胀混合，是指用搅拌器或循环泵混合20～40分钟。
所述步骤(1)中的稠化剂是一种丙烯酰胺为主体的三元共聚物，具有如下分子结构：
Figure BDA0000041168950000021
其中，x＝1000-5000，y＝10000-100000，z＝1000-5000。
该稠化剂具有大幅降低水相渗透率60％以上，而对油(气)相渗透率影响较小的性质。
所述步骤(3)中的纤维选自玻璃纤维、碳纤维、尼龙纤维、聚酯纤维或金属纤维之一；优选的，所述的纤维单丝直径为10～15微米、长度8～12毫米。
所述步骤(3)中的支撑剂是陶粒或石英砂；优选的，陶粒或石英砂的粒径为20-40目。
所述步骤(1)中添加剂的各组分重量份如下：
pH调节剂0.2～0.8份、粘土稳定剂0.5～2份、压裂液杀菌剂0.2～0.6份、助排剂0.4～0.8份。
有益效果
(1)本发明所述方法采用稠化剂不仅具有常规稠化剂造缝、携砂功能，而且可以改变油气层中油(气)水比，大幅降低水相渗透率；
(2)本发明所述方法构建的低粘度压裂液体系可以控制裂缝在垂向上快速延伸，降低裂缝延伸至边底水层的几率；
(3)本发明所述方法采用纤维辅助压裂液可以提高低粘度压裂液携砂性能，同时可以预防砂堵以及支撑剂回流。
(4)本发明操作简便，只需要搅拌混匀即可以达到发明目的，便于推广应用。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步说明，但本发明所保护范围不限于此。
实施例中的pH调节剂、粘土稳定剂、压裂液杀菌剂、助排剂以及稠化剂均购自长庆井下助剂公司。
实施例1
一种油气井纤维辅助控水压裂方法，步骤如下：
(1)在带有泵循环或搅拌器的容器中加入10000kg水，然后开启泵循环，缓慢加入20kg具有控水功能稠化剂，再加入100kg粘土稳定剂、30kg pH调节剂、30kg压裂液杀菌剂、50kg助排剂后，继续循环30分钟，使液体充分溶胀混合，形成一种低粘度液体，即为压裂液；
(2)将步骤(1)制得的压裂液的1/2与40kg纤维(纤维单丝直径为10-15微米、长度为8-12毫米)混合均匀，得到压裂携砂液；
(3)将步骤(2)制得的压裂携砂液与2000kg支撑剂混合，搅拌均匀形成混砂液；
(4)向油气井中的目的层先泵入步骤(1)制得的压裂液的1/2，然后泵入步骤(3)制得的混砂液，即得。
按石油部颁标准SY/T 6339-1998《油气相对渗透率测定非稳态法》和SY/T 5345-1999《油水相对渗透率测定》，经实际检测，可以降低水相渗透率60％以上，而对油、气相渗透率降低率控制在10％以内，并且降低裂缝延伸至边底水层距离的80％以上。
实施例2
如实施例1所述的油气井纤维辅助控水压裂方法，不同之处在于，
步骤(1)中的稠化剂的加入量为30kg；
步骤(2)中的压裂液的2/3与60kg纤维(纤维单丝直径为10-15微米、长度为8-12毫米)混合；
步骤(3)中的支撑剂的加入量为3000kg。
按石油部颁标准SY/T 6339-1998《油气相对渗透率测定非稳态法》和SY/T 5345-1999《油水相对渗透率测定》，，经实际检测，可以降低水相渗透率70％以上，而对油、气相渗透率降低率控制在15％以内，并且降低裂缝延伸至边底水层距离的70％以上。
实施例3
如实施例1所述的油气井纤维辅助控水压裂方法，不同之处在于，
步骤(1)中的稠化剂的加入量为40kg；
步骤(2)中的压裂前置液的3/4与纤维(纤维单丝直径为10-15微米、长度为8-12毫米)混合，纤维的加入量为80kg；
步骤(3)中的支撑剂的加入量为4000kg。
按石油部颁标准SY/T 6339-1998《油气相对渗透率测定非稳态法》和SY/T 5345-1999《油水相对渗透率测定》，经实际检测，可以降低水相渗透率80％以上，而对油、气相渗透率降低率控制在20％以内，并且降低裂缝延伸至边底水层距离的60％以上。

Claims (8)

1.一种油气井纤维辅助控水压裂方法，其特征在于，步骤如下，均为重量份：
(1)向100份水中搅拌加入具有控水功能的稠化剂0.1～0.4份，得混合液，然后加入1.3～4.2份的添加剂，使液体充分溶胀混合，得到压裂前置液；
(2)将步骤(1)制得的压裂前置液体积的1/2～4/5与0.4～0.8份纤维混合均匀，制得压裂携砂液；
(3)向步骤(2)制得的压裂携砂液中加入支撑剂15～40份，混合均匀，制得混砂液；
(4)向油气井中的目的层先泵入步骤(1)制得的剩余的压裂前置液，然后泵入步骤(3)制得的混砂液。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(1)中的使液体充分溶胀混合为用搅拌器或循环泵混合20～40分钟。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(1)中的稠化剂，具有如下分子结构：
Figure FDA0000041168940000011
其中，x＝1000-5000，y＝10000-100000，z＝1000-5000。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(3)中的纤维选自玻璃纤维、碳纤维、尼龙纤维、聚酯纤维或金属纤维之一。
5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(3)中的纤维单丝直径为10～15微米、长度8～12毫米。
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(3)中的支撑剂是陶粒或石英砂。
7.如权利要求6所述的方法，其特征在于，陶粒或石英砂的粒径为20～40目。
8.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(1)中添加剂的各组分重量份如下：
pH调节剂0.2～0.8份、粘土稳定剂0.5～2份、压裂液杀菌剂0.2～0.6份、助排剂0.4～0.8份。
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