CN102505930B

CN102505930B - 一种水基压裂与解堵复合工艺

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Publication number: CN102505930B
Application number: CN201110374921.0A
Authority: CN
Inventors: 王满学; 王建民; 陈丹玉
Original assignee: Xian Shiyou University
Current assignee: Xian Shiyou University
Priority date: 2011-11-22
Filing date: 2011-11-22
Publication date: 2014-04-09
Anticipated expiration: 2031-11-22
Also published as: CN102505930A

Abstract

本发明公开了一种水基压裂与解堵复合工艺，该工艺为：一、将复合解堵剂加入水中，搅拌均匀后依次加入粘土稳定剂和破乳助排剂，搅拌均匀后再加入羟丙基胍胶，搅拌10min～20min得到原胶液；二、将原胶液与交联剂按100∶6～10的体积比混合后搅拌均匀，得到压裂液；三、将压裂液、引发剂和常规压裂支撑剂一同注入油井内，通过引发剂的引发将复合解堵剂中的二氧化氯释放出来，在压裂的同时实现解堵。本发明的工艺具有施工工艺简单，作业效率高，成本低，解堵范围更广等特点，在不改变常规水基压裂工艺的同时，将压裂与解堵两个工艺有效结合，达到实施一个作业同时完成压裂和解堵双重作用的效果，减轻了作业对储层的损伤。

Description

一种水基压裂与解堵复合工艺

技术领域

本发明属于石油技术领域，具体涉及一种水基压裂与解堵复合工艺。

背景技术

压裂在提高油气井产能的同时给储层带来伤害。对于压裂液残渣和破脚不彻底引起的伤害，一般采取了微生物解堵、HRS复合解堵以及在压裂前后增注解堵剂进行解堵等技术。其中以HRS复合解堵技术作用效果最好。现有的HRS解堵技术是以酸为引发剂，当酸与HRS相遇后反应速度很快，一般采用“HRS+隔离水+盐酸”交替注入的工艺对目的层进行解堵。技术存在的问题是：当隔离层过厚，施工安全性得到了保证，但HRS和酸液的使用浓度下降，影响解堵效果；当隔离层过薄，解堵剂的浓度得以保证，但HRS和酸在井口迅速接触并发生剧烈反应，有爆炸的危险，增加了施工的不安全性；另外，HRS酸性解堵体系不适合酸敏性储层的改造，且在井下波及范围小，影响了解堵效果。总之，这种“先污染后治理”被动式复合解堵补救措施，背离了油田开发“可持续性发展”的目标。

发明内容

本发明所要解决的技术问题在于针对上述现有技术的不足，提供一种施工工艺简单，作业效率高，成本低，解堵范围更广的水基压裂与解堵复合工艺。该工艺在不改变常规水基压裂工艺的同时，将水基压裂与解堵两个工艺有效结合，达到实施一个作业同时完成压裂和解堵双重作用的效果，减轻了作业对储层的损伤。

为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：一种水基压裂与解堵复合工艺，其特征在于，该工艺包括以下步骤：

步骤一、将复合解堵剂加入水中，搅拌均匀后依次加入粘土稳定剂和破乳助排剂，搅拌均匀后再加入羟丙基胍胶，搅拌10min～20min得到原胶液；所述原胶液中羟丙基胍胶的质量浓度为0.1％～1％，粘土稳定剂的质量浓度为0.5％～2.5％，破乳助排剂的质量浓度为0.1％～1％，复合解堵剂的质量浓度为0.1％～0.5％；

步骤二、将步骤一中所述原胶液与交联剂按100∶6～10的体积比混合后搅拌均匀，得到压裂液；所述交联剂为四硼酸钠和过硫酸铵的混合水溶液；

步骤三、将引发剂、常规压裂支撑剂和步骤二中所述压裂液一同注入油井内，通过引发剂的引发将复合解堵剂中的二氧化氯在油井井筒内释放出来，在压裂的同时实现解堵；所述引发剂为三氯异氰尿酸钠或二氯异氰尿酸钠，引发剂的用量为压裂液体积的0.01％～0.5％。

上述的一种水基压裂与解堵复合工艺，步骤一中所述原胶液中羟丙基胍胶的质量浓度为0.3％～0.6％，粘土稳定剂的质量浓度为1％～2％，破乳助排剂的质量浓度为0.3％～0.5％，复合解堵剂的质量浓度为0.2％～0.3％。

上述的一种水基压裂与解堵复合工艺，所述原胶液中羟丙基胍胶的质量浓度为0.5％，粘土稳定剂的质量浓度为1.5％，破乳助排剂的质量浓度为0.4％，复合解堵剂的质量浓度为0.25％。

上述的一种水基压裂与解堵复合工艺，所述复合解堵剂为复合解堵剂HRS。

上述的一种水基压裂与解堵复合工艺，所述粘土稳定剂为氯化钾。

上述的一种水基压裂与解堵复合工艺，所述破乳助排剂为破乳助排剂CF-5C。

上述的一种水基压裂与解堵复合工艺，步骤二中所述交联剂中四硼酸钠的质量浓度为0.4％～1％，过硫酸铵的质量浓度为0.01％～0.5％。

上述的一种水基压裂与解堵复合工艺，步骤三中所述引发剂的用量为压裂液体积的0.05％～0.1％。

上述的一种水基压裂与解堵复合工艺，所述引发剂的用量为压裂液体积的0.08％。

本发明的工艺将压裂和解堵合二为一，目的是改变压裂后“被动式解堵”为“主动防治”，实现“污染与治理”同步，最终达到“防治为主”，最大限度简化施工工艺，提高油井产量的目标，该工艺技术对低渗油田的开发具有重要的意义。

本发明与现有技术相比具有以下优点：

1、本发明的工艺具有施工工艺简单，作业效率高，成本低，解堵范围更广等特点，最大限度的降低了对储层的伤害。

2、本发明的工艺在不改变常规水基压裂工艺的同时，将水基压裂与解堵两个工艺有效结合，达到实施一个作业同时完成压裂和解堵双重作用的效果，减轻了作业对储层的损伤。

3、本发明的工艺采用主动预防式措施，能保证在完成压裂作业的同时将产生的污染进行有效消除，在不增加压裂施工工艺的情况下，使压裂效果达到最佳。

4、本发明的工艺将解堵剂混合在原胶液中，解堵剂可随压裂液波及到所能达到的任何地方，解堵效果更加有效。

5、本发明的工艺采用的引发剂可与复合解堵剂中的硫酸氢钠组合形成活化体系，在中性条件下即可活化复合解堵剂释放二氧化氯，不需额外加入隔离水和盐酸，不受储层敏感性矿物的制约，增大了作业范围。

下面通过实施例对本发明的技术方案作进一步的详细描述。

具体实施方式

实施例1

步骤一、将复合解堵剂HRS加入水中，搅拌均匀后依次加入粘土稳定剂氯化钾和破乳助排剂CF-5C(甘肃省庆阳长庆井下化工厂生产)，搅拌均匀后再加入羟丙基胍胶，搅拌10min得到原胶液；所述原胶液中羟丙基胍胶的质量浓度为0.1％，粘土稳定剂的质量浓度为0.5％，破乳助排剂的质量浓度为0.1％，复合解堵剂HRS的质量浓度为0.1％；

步骤二、将步骤一中所述原胶液与交联剂按100∶6的体积比混合后搅拌均匀，得到压裂液；所述交联剂为四硼酸钠和过硫酸铵的混合水溶液，交联剂中四硼酸钠的质量浓度为0.4％，过硫酸铵的质量浓度为0.01％；

步骤三、将步骤二中所述压裂液注入油井内，在注入压裂液的同时将引发剂三氯异氰尿酸钠和常规压裂支撑剂石英砂分别注入油井内，通过引发剂的引发将复合解堵剂HRS中的二氧化氯在油井井筒内释放出来，在压裂的同时实现解堵；所述引发剂的用量为压裂液体积的0.01％，压裂支撑剂的用量为常规用量，可根据现场情况进行调整。

实施例2

步骤一、将复合解堵剂HRS加入水中，搅拌均匀后依次加入粘土稳定剂氯化钾和破乳助排剂CF-5C(甘肃省庆阳长庆井下化工厂生产)，搅拌均匀后再加入羟丙基胍胶，搅拌20min得到原胶液；所述原胶液中羟丙基胍胶的质量浓度为1％，粘土稳定剂的质量浓度为2.5％，破乳助排剂的质量浓度为1％，复合解堵剂HRS的质量浓度为0.5％；

步骤二、将步骤一中所述原胶液与交联剂按100∶10的体积比混合后搅拌均匀，得到压裂液；所述交联剂为四硼酸钠和过硫酸铵的混合水溶液，交联剂中四硼酸钠的质量浓度为1％，过硫酸铵的质量浓度为0.5％；

步骤三、将步骤二中所述压裂液注入油井内，在注入压裂液的同时将引发剂二氯异氰尿酸钠和常规压裂支撑剂石英砂分别注入油井内，通过引发剂的引发将复合解堵剂HRS中的二氧化氯在油井井筒内释放出来，在压裂的同时实现解堵；所述引发剂的用量为压裂液体积的0.5％，压裂支撑剂的用量为常规用量，可根据现场情况进行调整。

实施例3

步骤一、将复合解堵剂HRS加入水中，搅拌均匀后依次加入粘土稳定剂氯化钾和破乳助排剂CF-5C(甘肃省庆阳长庆井下化工厂生产)，搅拌均匀后再加入羟丙基胍胶，搅拌10min得到原胶液；所述原胶液中羟丙基胍胶的质量浓度为0.3％，粘土稳定剂的质量浓度为1％，破乳助排剂的质量浓度为0.3％，复合解堵剂HRS的质量浓度为0.2％；

步骤二、将步骤一中所述原胶液与交联剂按100∶6的体积比混合后搅拌均匀，得到压裂液；所述交联剂为四硼酸钠和过硫酸铵的混合水溶液，交联剂中四硼酸钠的质量浓度为0.6％，过硫酸铵的质量浓度为0.2％；

步骤三、将引发剂三氯异氰尿酸钠和常规压裂支撑剂陶粒在混砂车上混合，将步骤二中所述压裂液注入油井内，在注入压裂液的同时，将混合后的引发剂和常规压裂支撑剂注入油井内，通过引发剂的引发将复合解堵剂HRS中的二氧化氯在油井井筒内释放出来，在压裂的同时实现解堵；所述引发剂的用量为压裂液体积的0.05％，压裂支撑剂的用量为常规用量，可根据现场情况进行调整。

实施例4

步骤一、将复合解堵剂HRS加入水中，搅拌均匀后依次加入粘土稳定剂氯化钾和破乳助排剂CF-5C(甘肃省庆阳长庆井下化工厂生产)，搅拌均匀后再加入羟丙基胍胶，搅拌15min得到原胶液；所述原胶液中羟丙基胍胶的质量浓度为0.6％，粘土稳定剂的质量浓度为2％，破乳助排剂的质量浓度为0.5％，复合解堵剂HRS的质量浓度为0.3％；

步骤二、将步骤一中所述原胶液与交联剂按100∶10的体积比混合后搅拌均匀，得到压裂液；所述交联剂为四硼酸钠和过硫酸铵的混合水溶液，交联剂中四硼酸钠的质量浓度为0.7％，过硫酸铵的质量浓度为0.3％；

步骤三、将步骤二中所述压裂液注入油井内，在注入压裂液的同时将引发剂二氯异氰尿酸钠和常规压裂支撑剂石英砂分别注入油井内，通过引发剂的引发将复合解堵剂HRS中的二氧化氯在油井井筒内释放出来，在压裂的同时实现解堵；所述引发剂的用量为压裂液体积的0.1％，压裂支撑剂的用量为常规用量，可根据现场情况进行调整。

实施例5

步骤一、将复合解堵剂HRS加入水中，搅拌均匀后依次加入氯化钾和破乳助排剂CF-5C(甘肃省庆阳长庆井下化工厂生产)，搅拌均匀后再加入羟丙基胍胶，搅拌18min得到原胶液；所述原胶液中羟丙基胍胶的质量浓度为0.5％，粘土稳定剂的质量浓度为1.5％，破乳助排剂的质量浓度为0.4％，复合解堵剂HRS的质量浓度为0.25％；

步骤二、将步骤一中所述原胶液与交联剂按100∶8的体积比混合后搅拌均匀，得到压裂液；所述交联剂为四硼酸钠和过硫酸铵的混合水溶液，交联剂中四硼酸钠的质量浓度为0.8％，过硫酸铵的质量浓度为0.4％；

步骤三、将引发剂三氯异氰尿酸钠和常规压裂支撑剂陶粒在混砂车上混合，将步骤二中所述压裂液注入油井内，在注入压裂液的同时，将混合后的引发剂和常规压裂支撑剂注入油井内，通过引发剂的引发将复合解堵剂HRS中的二氧化氯在油井井筒内释放出来，在压裂的同时实现解堵；所述引发剂的用量为压裂液体积的0.08％，压裂支撑剂的用量为常规用量，可根据现场情况进行调整。

对本发明的复合工艺与常规压裂工艺的性能、施工费用和施工效果进行了比较，结果分别见表1、表2和表3：

表1两种工艺综合性能比较结果

表2两种工艺的施工费用比较结果

表3两种工艺施工效果比较结果

从表1、表2和表3中可以看出：本发明的复合工艺与常规压裂和解堵工艺相比较，破胶液残渣下降50.6％，岩心伤害下降47.2％，支撑剂伤害下降55.4％，并且每口井施工总费用降低近31％。

本发明采用水基压裂与解堵复合工艺对延长油田5口井进行了试验，并采用常规压裂工艺作为对照对延长油田3口井进行了试验，改造层位均为长2层，试验压裂液均为100m³。结果如下：

表4本发明复合工艺与常规水基压裂工艺在长2层的试验效果比较

综上所述，采用本发明的复合工艺压裂比常规工艺压裂平均产油效率显著提高。本发明的水基压裂与解堵复合工艺改变了常规压裂后“被动式解堵”为“主动防治”，实现“污染与治理”同步，最终达到“防治为主”，最大限度简化施工工艺，提高油井产量的目标，该工艺技术对低渗油田的开发具有重要的意义。

Claims

1.一种水基压裂与解堵复合工艺，其特征在于，该工艺包括以下步骤：

步骤三、将引发剂、常规压裂支撑剂和步骤二中所述压裂液一同注入油井内，通过引发剂的引发将复合解堵剂中的二氧化氯释放出来，在压裂的同时实现解堵；所述引发剂为三氯异氰尿酸钠或二氯异氰尿酸钠，引发剂的用量为压裂液体积的0.01％～0.5％。

2.根据权利要求1所述的一种水基压裂与解堵复合工艺，其特征在于，步骤一中所述原胶液中羟丙基胍胶的质量浓度为0.3％～0.6％，粘土稳定剂的质量浓度为1％～2％，破乳助排剂的质量浓度为0.3％～0.5％，复合解堵剂的质量浓度为0.2％～0.3％。

3.根据权利要求2所述的一种水基压裂与解堵复合工艺，其特征在于，所述原胶液中羟丙基胍胶的质量浓度为0.5％，粘土稳定剂的质量浓度为1.5％，破乳助排剂的质量浓度为0.4％，复合解堵剂的质量浓度为0.25％。

4.根据权利要求1至3中任一权利要求所述的一种水基压裂与解堵复合工艺，其特征在于，所述复合解堵剂为复合解堵剂HRS。

5.根据权利要求1至3中任一权利要求所述的一种水基压裂与解堵复合工艺，其特征在于，所述粘土稳定剂为氯化钾。

6.根据权利要求1至3中任一权利要求所述的一种水基压裂与解堵复合工艺，其特征在于，所述破乳助排剂为破乳助排剂CF-5C。

7.根据权利要求1所述的一种水基压裂与解堵复合工艺，其特征在于，步骤二中所述交联剂中四硼酸钠的质量浓度为0.4％～1％，过硫酸铵的质量浓度为0.01％～0.5％。

8.根据权利要求1所述的一种水基压裂与解堵复合工艺，其特征在于，步骤三中所述引发剂的用量为压裂液体积的0.05％～0.1％。

9.根据权利要求8所述的一种水基压裂与解堵复合工艺，其特征在于，所述引发剂的用量为压裂液体积的0.08％。