CN102562021A

CN102562021A - 中低温油气井压裂液快速破胶工艺

Info

Publication number: CN102562021A
Application number: CN2012100531548A
Authority: CN
Inventors: 吴金桥; 雷晓岚; 高瑞民; 高志亮; 乔红军; 张军涛; 段玉秀; 朱容婷; 梁小兵; 申峰
Original assignee: Shaanxi Yanchang Petroleum Group Co Ltd
Current assignee: Shaanxi Yanchang Petroleum Group Co Ltd
Priority date: 2012-03-02
Filing date: 2012-03-02
Publication date: 2012-07-11
Anticipated expiration: 2032-03-02
Also published as: CN102562021B

Abstract

本发明公开了一种中低温油气井压裂液快速破胶工艺，它至少包括以下步骤：1）在预前置液阶段加入足量的破胶剂；2）在施工现场降低交联剂使用浓度，形成一种弱交联或者欠交联的压裂液冻胶；3）在携砂液阶段后期即加砂快要结束的时候，将破胶剂尾追楔形加入到压裂液中。本发明的优点：（1）本发明所述的破胶工艺使水基压裂液快速、破胶彻底，返排率高。（2）本发明所述的破胶工艺简单，易于掌握，便于现场操作。（3）本发明所述的破胶工艺适用范围广，不仅适用于常规的胍胶压裂液体系，而且还适用于其他使用破胶剂的水基聚合物压裂液体系。（4）本发明所述的破胶工艺在20℃-60℃的中低温油气井压裂都可使用。

Description

中低温油气井压裂液快速破胶工艺

技术领域

本发明涉及到油气井增产改造过程中的破胶工艺，具体地说，是一种中低温油气井压裂液的快速破胶工艺。

背景技术

压裂是低渗透油气井主要的增产措施之一，压裂液是压裂施工过程中的工作液，它起着传递压力、压开地层、携带支撑剂进入裂缝以及压后破胶至低粘度、保证大部分压裂液能返排到地面的作用。可见，压裂液破胶返排效果的好坏是决定压裂成功与否的一个关键环节。在保证施工顺利的基础上，压裂液快速、彻底地破胶返排能够减少压裂液在储层中停留时间，降低压裂液对储层的伤害程度，改善压裂支撑裂缝的导流能力，提高压裂改造效果。

20～60℃的中低温油气井在我国油气田中占较大比例，95%以上的压裂施工都使用水基胍胶压裂液，破胶剂主要是过硫酸铵（或胶囊型过硫酸铵）、生物破胶酶等。由于过硫酸铵在低于60℃后水解速度慢，活性降低，影响了破胶速度和破胶效率，温度越低，影响程度越大，甚至可能无法破胶；另外，胍胶压裂液在滤失过程中会在裂缝面形成滤饼，聚合物浓度高，按照配方设计的破胶剂浓度不足以使它彻底破胶。针对以上常规压裂液破胶工艺的问题，本发明提出一种适用中低温油气井压裂液的快速破胶工艺。

中国专利200610138776.5公开了一种水力压裂井破胶剂追加方法。该水力压裂井破胶剂追加方法包括下列方法：破胶剂浓度由小到大，前置液阶段加入破胶剂浓度为y₁，携砂液阶段加入破胶剂浓度为y₂，顶替液阶段加入破胶剂浓度为y₃，破胶剂的浓度按下式计算：y=0.0019e^0.349x，其中y——破胶剂浓度（w/w%），质量百分比；x——累积压裂时间（分钟）。该方法能减少压裂液对储层的伤害，提高压裂效果。但是该方法并未考虑到井温对压裂液破胶过程的影响，单纯地依靠施工时间来决定破胶剂的加量，不能合理有效的分配和利用破胶剂使压裂液冻胶得到快速彻底地破胶返排。

中国专利201110115949.2公开了一种酸酯配合定向破胶方法，所述方法包括在前置液中添加酸的步骤和在携砂液中添加酯的步骤。所述酸酯配合定向破胶方法不仅不会影响携砂液的携砂能力，而且还能够合理地控制释酸速度和释酸能力，从而为多羟基醇体系压裂液营造出pH≤7.5的环境，使得多羟基醇体系冻胶完全水化但不出现返胶现象。该方法只适合多羟基醇压裂液体系的破胶，不适用于常规压裂液体系油气井的破胶返排，推广价值不大。

因此，需要一种在保证携砂液携砂能力不受到影响的前提下，既能合理分配和利用破胶剂，又能有效提高中低温油气井的快速返排能力，并且适合于常规压裂液体系的破胶工艺。

发明内容

本发明的目的是提供一种提高中低温油气井增产改造过程中压裂液快速返排的破胶工艺。

本发明的技术方案是设计一种中低温油气井压裂液快速破胶工艺，其特征是：它至少包括以下步骤：1）在预前置液阶段加入足量的破胶剂；2）在施工现场降低交联剂使用浓度，形成一种弱交联或者欠交联的压裂液冻胶；3）在携砂液阶段后期即加砂快要结束的时候，将破胶剂尾追楔形加入到压裂液中。

所述的在预前置液阶段加入足量的破胶剂是依据油气井温度，在封隔器坐封之后，前置液阶段之前加入破胶剂，破胶剂用量为交联液中所用破胶剂用量的8-10倍。

所述的形成一种弱交联或者欠交联的压裂液冻胶是依据油气井的温度情况，在保证不影响携砂液携砂能力和施工安全的前提下，在施工现场配制交联剂溶液时，将交联剂的质量百分比浓度从原来的0.6~0.8%降低为0.3%~0.5%，或者将压裂液的交联比从原来的100:5~100:8降至100:3~100:5，形成一种弱交联或者欠交联的压裂液冻胶。

所述的破胶剂尾追楔形加入，在携砂液阶段后期即加砂快要结束的时候，在压裂液中按照由小到大的顺序依楔形方式加入0.03%-0.05%-0.08%-0.1%的质量百分比浓度的破胶剂。

所述的破胶剂是常规压裂液体系中的过硫酸铵、过硫酸钾中的一种、或者是生物压裂液体系中的生物酶破胶剂。

本发明的优点：

（1）本发明所述的破胶工艺使水基压裂液快速、破胶彻底，返排率高；

（2）本发明所述的破胶工艺简单，易于掌握，便于现场操作；

（3）本发明所述的破胶工艺适用范围广，不仅适用于常规的胍胶压裂液体系，而且还适用于其他使用破胶剂的水基聚合物压裂液体系；

（4）本发明所述的破胶工艺在20℃-60℃的中低温油气井压裂都可使用。

具体实施方式

实施例1

一种中低温油气井压裂液快速破胶工艺，它至少包括以下步骤：1）在预前置液阶段加入足量的破胶剂；2）在施工现场降低交联剂使用浓度，形成一种弱交联或者欠交联的压裂液冻胶；3）在携砂液阶段后期即加砂快要结束的时候，将破胶剂尾追楔形加入到压裂液中。

实施例2

依据油气井的温度情况，在保证不影响携砂液携砂能力和施工安全的前提下，在预前置液阶段（即在封隔器坐封之后，前置液阶段之前），按照压裂设计加入与井温匹配的足量破胶剂（破胶剂用量为交联液中破胶剂用量的10倍），所述破胶剂是常规压裂液体系中的过硫酸铵，上述工艺有利于裂缝远端的压裂液快速破胶返排；在施工现场配制交联剂溶液时，将交联剂的质量百分比浓度降低由0.6%降为0.4%，形成欠交联的压裂液冻胶，这种欠交联的压裂液冻胶中形成的化学键少，交联密度较低，在压裂施工结束之后压裂液更易快速破胶返排；在携砂液阶段后期即加砂快要结束的时候，在压裂液中按照由小到大的顺序依楔形次加入0.03%-0.05%-0.08%-0.1%的质量百分比浓度的破胶剂，由于压裂液对储层的冷却效应，使得不同时间进入裂缝内的流体所处的温度场不同。初始阶段进入的压裂液温度相对较高，前期加入的少量破胶剂可以借助于高温使压裂液破胶，而后面进入的压裂液温度则相对较低，所以要提高破胶剂浓度来达到提高破胶效果的目的。其次楔形加入可以使最后进入地层的压裂液尽早破胶，使压裂液破胶时间和施工时间相一致。这种技术既有利于携砂液阶段压裂液保持高粘度，以便于压裂液的造缝和携砂，又有利于压后裂缝缝口附近的压裂液快速破胶、彻底返排，降低了压裂液对地层的伤害，提高了压裂效果。

实施例3

同实施例2基本相同，不同之处是在预前置液阶段（即在封隔器坐封之后，前置液阶段之前），按照压裂设计加入与井温匹配的足量破胶剂（破胶剂用量为交联液中所用破胶剂用量的8倍），所述的破胶剂是常规压裂液体系中的过硫酸钾；在施工现场配制交联剂溶液时，在原有配方基础上将交联剂的质量百分比浓度由0.7%降低为0.5%，形成欠交联的压裂液冻胶；在携砂液阶段后期即加砂快要结束的时候，在压裂液中按照由小到大的顺序依楔形次加入0.03%-0.05%-0.08%-0.1%的质量百分比浓度的破胶剂。

实施例4

同实施例2基本相同，不同之处是在预前置液阶段（即在封隔器坐封之后，前置液阶段之前），按照压裂设计加入与井温匹配的足量破胶剂（破胶剂用量为交联液中所用破胶剂用量的8倍），所述的破胶剂是生物压裂液体系中的生物酶破胶剂；在施工现场配制交联液时，在原有配方基础上将交联剂的百分比浓度由0.6%降低为0.3%，形成欠交联的压裂液冻胶；在携砂液阶段后期即加砂快要结束的时候，在压裂液中按照由小到大的顺序依楔形次加入0.03%-0.05%-0.08%-0.1%的质量百分比浓度的破胶剂。

实施例5

同实施例2基本相同，不同之处是在预前置液阶段（即在封隔器坐封之后，前置液阶段之前），按照压裂设计加入与井温匹配的足量破胶剂（破胶剂用量为交联液中交联剂用量的9倍）；在施工现场配制压裂液时，将压裂液冻胶的交联比由100:6降至100:4（交联比从原来的100:5-100:8降至100:3-100:5范围内都适用），形成欠交联的压裂液冻胶；在携砂液阶段后期即加砂快要结束的时候，在压裂液中按照由小到大的顺序依楔形次加入0.03%-0.05%-0.08%-0.1%的百分比浓度的破胶剂。

实施例6

×××是延长油田杏子川采油厂的一口生产井，位于安塞县化子坪镇，拟通过常规压裂改造进行求产，该井压裂层位长6，属于延长组低渗油层，压裂井段1296-1300m。压裂液用生物压裂液体系，破胶工艺选用本发明的中低温油气井压裂液快速破胶工艺，压后返排率高，达到86.63%，增油效果好，初产为邻井的2-5倍。

本试验井的具体实施方法：预前置液阶段加入355g破胶剂（该破胶剂用量为交联液中配置交联剂时所用破胶剂用量的8倍）；在施工现场配制压裂液时，将交联比由原配方的100:8降至100:5；携砂液阶段，在压裂液中按照由小到大的顺序依楔形次加入0.03%-0.05%-0.08%-0.1%的质量百分比浓度的破胶剂，破胶剂为生物酶破胶剂，其用量396g（该破胶剂用量为交联液中所用破胶剂用量的10倍），其他加量按照原配方保持不变。

表1 试验井压后返排率

表2 试验井压裂效果

实施例7

×××井是延长油田杏子川采油厂的另一口生产井，位于安塞县建华镇，拟通过常规压裂改造进行求产，该井压裂层位长6，属于延长组低渗油层，压裂井段1261.6-1266.6m。压裂液用生物压裂液体系，破胶工艺选用本发明的中低温油气井压裂液快速破胶工艺，压后返排率高，达到88.32%，增油效果好，初产为邻井的2-3倍。

本试验井的具体实施方法：预前置液阶段加入400g生物酶破胶剂；交联剂质量百分比浓度由0.8%降至0.5%，交联比保持100:8不变；携砂液阶段，在压裂液中按照由小到大的顺序依楔形次加入0.03%-0.05%-0.08%-0.1%质量百分比浓度的破胶剂，破胶剂为生物酶破胶剂，其用量412g（该破胶剂用量为交联液中所用破胶剂用量的10倍），其他加量按照原配方保持不变。

表3 试验井压后返排率

表4 试验井压裂效果

上述实施例中的交联液（交联液为交联剂溶液的简称）的原配方是由下述质量百分数的原料组成：0.6-0.8%硼砂、0.3-0.8%破胶剂、余量为水。交联比为胍胶基液与交联液之比。

采用实施例２－５的工艺参数进行实施例６或实施例７的试验，其试验井压后返排率和试验井压裂效果同实施例６或实施例７效果基本一致。

本发明所述的破胶工艺在20℃-60℃的中低温油气井压裂都可使用。

Claims

1.中低温油气井压裂液快速破胶工艺，其特征是：它至少包括以下步骤：1）在预前置液阶段加入足量的破胶剂；2）在施工现场降低交联剂使用浓度，形成一种弱交联或者欠交联的压裂液冻胶；3）在携砂液阶段后期即加砂快要结束的时候，将破胶剂尾追楔形加入到压裂液中。

2.根据权利要求1所述的中低温油气井压裂液快速破胶工艺，其特征是：所述的在预前置液阶段加入足量的破胶剂是依据油气井温度，在封隔器坐封之后，前置液阶段之前加入破胶剂，破胶剂用量为交联液中所用破胶剂用量的8-10倍。

3.根据权利要求1所述的中低温油气井压裂液快速破胶工艺，其特征是：所述的形成一种弱交联或者欠交联的压裂液冻胶是依据油气井的温度情况，在保证不影响携砂液携砂能力和施工安全的前提下，在施工现场配制交联剂溶液时，将交联剂的质量百分比浓度从原来的0.6-0.8%降低为0.3%-0.5%，或者将压裂液的交联比从原来的100:5-100:8降至100:3-100:5，形成一种弱交联或者欠交联的压裂液冻胶。

4.根据权利要求1所述的中低温油气井压裂液快速破胶工艺，其特征是：所述的破胶剂尾追楔形加入，在携砂液阶段后期即加砂快要结束的时候，在压裂液中按照由小到大的顺序依楔形方式加入0.03%-0.05%-0.08%-0.1%的质量百分比浓度的破胶剂。

5.根据权利要求2所述的中低温油气井压裂液快速破胶工艺，其特征是：所述的破胶剂是常规压裂液体系中的过硫酸铵、过硫酸钾中的一种、或者是生物压裂液体系中的生物酶破胶剂。