CN103045216A - 基于控制反应温度的重复压裂堵剂制备工艺 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于控制反应温度的重复压裂堵剂制备工艺，包括：(a)首先，制备聚丙烯酰胺；(b)然后，将制备的聚丙烯酰胺溶解；(c)接着，向其加入预交联剂；(d)再向其加入第二交联剂；(e)向其加入破胶剂；(f)将混合溶液放置于恒温箱中反应，且控制恒温箱温度为90℃～110℃，即得目标产品。本发明能成功制备现有油田所需的重复压裂堵剂，且制备过程简单，便于工人操作，制备出来的重复压裂堵剂的各项性能参数均优于现有的压力堵剂，为油田的开采奠定了基础；且通过控制反应温度，从而提高了产品的成胶时间及成胶强度。

Description

基于控制反应温度的重复压裂堵剂制备工艺

技术领域

本发明涉及基于控制反应温度的重复压裂堵剂制备工艺。

背景技术

低渗透油藏，在我国是一般指渗透率介于10-50×10-3μm2之间的油层所构成的油藏。随着勘探和开发程度的不断加深，我国低渗透率油藏在总探明储量和已动用储量中所占的比例越来越高，在保持和推动石油工业发展中所发挥的作用越来越大。如以中国石油天然气集团公司为例，至2001年底，探明石油地质储量145×108t，其中低渗透储量44×108t，占30％；动用石油地质储量110×108t，其中低渗透储量21×108t，占19％；剩余探明未动用石油地质储量35×108t，其中低渗透储量22×108t，占62％。近期当年探明的储量中，低渗透储量所占的比例更大，高达65％～70％。如何动用好和开发好低渗透油田储量，对我国石油工业的持续稳定发展和保证我国石油安全具有十分重要的意义。

低渗透油藏由于储层物性差，油井产量低，而且由于孔隙结构复杂，渗流状态异常，导致其油田开发特征与中高渗透油藏有很大的不同，甚至发生质的变化。低渗透油田开发具有如下基本特征：

(1)油井自然产能低，压裂改造后才具有工业开采价值；

(2)渗流规律不遵循达西定律，具有启动压力梯度；

(3)天然能量小，压力、产量下降快，一次采收率低；

(4)注水井吸水能力低，启动压力和注水压力上升快；

(5)油井见水后产液指数急剧下降，稳产难度很大。

水力压裂技术作为油气井增产、水井增注的主要措施已广泛应用在低渗透油气田的开发中，为油气田的稳产做出了重要贡献。通过水力压裂改善了井底附近的渗流条件，沟通油气储集区和改变油气流动方式，提高了油气井产能。国内低渗油气田的产量和通过水力压裂改造获得的产量都在逐年迅速增加。

经过水力压裂后的油、气、水井，由于受当时压裂工艺、材料、设备工具的限制，规模欠小，材料选用不当，设备功率有限等原因会导致水力裂缝导流能力大幅降低而逐渐失去作用；有些则因井层选择不当或作业方面原因也未能有效，同时经过长期开发，主要油气田已进入中、高含水期的开发阶段，高产稳产的难度越来越大；对这类油气井，为了获得高产和经济的开采效益，需要进行重复压裂。

1987年美国能源部在多井实验中进行改变应力的压裂实验，首先证明了地应力场受到邻井裂缝影响。Dowell公司根据实验和模拟地应力研究认为，地层中存在支撑裂缝将改变井眼附近应力分布，使重复压裂的起裂方位垂直于初次裂缝，离开井眼一定范围后再转向到平行于初次裂缝方位延伸。Chen & Minner等研究认为孔隙压力变化导致新裂缝近似垂直于前次裂缝或与前次裂缝成一锐角。Chevron石油技术公司在美国Lost Hill油田的测试表明，重复压裂裂缝方位与初次裂缝方向偏移30°；Unocal公司在Van油田的重复压裂测试证实了重复压裂裂缝可能与前次裂缝方位偏离60°。这些实验与研究有力的推动了重复压裂技术的发展，取得了极其显著的经济效益。例如，美国最早开发的油田之一Rangely油田，许多井重复压裂达4次，成功率达70-80％；美国阿拉斯加Kuparuk River油田的385口生产井中重复压裂185口，压后采油指数平均提高了两倍。

近年来国内大庆、胜利、长庆、大港、吉林等油田也进行了大量的重复压裂作业，并从理论和实践上作了一定的探索，取得了一些经验与认识。从1995年开始，西南石油大学先后与辽河油田、长庆油田、新疆油田和胜利油田开展了重复压裂技术研究，且与长庆油田、新疆油田合作中展开了高含水期堵老缝压新缝的改向重复压裂试验，取得了很好的增产效果，开辟了重复压裂研究的新方向。

堵压一体化技术的过程是先用堵剂长效封堵或暂时封堵老裂缝，然后用水力压裂工艺在地层其它方位压开新裂缝，以达到重新改造储层，提高油层采收率的目的。堵剂封堵裂缝后，后续压裂液必然对其有挤压和穿透作用，因此要求重复压裂堵剂具有比常规堵剂更高的性能。

重复压裂堵剂工作液进入老裂缝后形成凝胶，在后续压裂液作用下，堵剂将受到压裂液的挤压和穿透作用，因此重复压裂堵剂的性能要满足两个方面的要求：一是堵剂-裂缝壁面之间的强粘附性，阻止压裂液往初次人工裂缝穿透；二是堵剂自身具有高强度，可抵抗压裂液的挤压。总之堵剂不仅具有高的强度和粘附性，而且要有一定的应力形变能力。这就要求堵剂的突破压力要高于受到的挤压力。

重复压裂裂缝转向机理的出现是复压技术的重大进展，大致经过了三个阶段：

(1)20世纪90年代前期，首先是重复压裂裂缝方位发生转向的认识，在现场得到了验证：Chevron石油技术公司在美国LostHill油田，利用倾斜仪测量重复压裂裂缝方位，然后与第一次压裂裂缝方位相比较，结果167井次的重复压裂平均裂缝方位为N25°E，而100多井次的初次压裂裂缝方位为N55°E，二者相差30°，由此说明重复压裂形成的裂缝方位不同于初次压裂裂缝方位；而且重复压裂裂缝转向的机理也得到了进一步发展，人们逐渐认识到生产过程储层孔隙压力变化最终会改变储层的应力状态。

由于储层各方向压力衰减不均衡，在含垂直裂缝储层中形成椭圆形衰减区，其纵向裂缝轴比垂向裂缝轴要长得多，平行于人工裂缝的水平总应力的下降就比垂直(最小)应力分量要大，这是应力重定向的关键。如果产生的应力变化足够大，足以抵消初始水平偏应力的影响，那么最小水平应力的方向就会局部旋转90°，在这种情形下，重复压裂裂缝应该垂直于原始裂缝生长，但重复压裂重定向取决于许多因素，包括原始偏应力、原生裂缝长度、储层的渗透率以及产量变化情况，所以实际的裂缝重定向也不一定垂直于原裂缝。

(2)20世纪90年代后期，认识到转向重复压裂会有效沟通储层富含剩余油区而极大地提高产量和可采储量，刺激了国内外学者对转向重复压裂的研究。因为重复压裂裂缝延伸方式依然取决于储层应力状态，不以人们主观意志为转移而受客观应力条件控制。其间，国外提出了可模拟多井(包括油井和水井)和变产量条件下就地应力场的变化模型。研究结果表明，就地应力场的变化主要取决于距油水井的距离、整个油气田投入开发的时间、注采井别、原始水平主应力差、渗透率的各向异性和产注量等。并进一步开展重复压裂选井选层技术，人们期望综合应用专家经验、人工神经网络技术和模糊逻辑等技术，开发出重复压裂选井选层的模型，以找出那些有可能转向的油层来实施重复压裂。

(3)进入21世纪后，转向重复压裂技术进一步发展，西南石油大学一些专家学者提出了一种强迫裂缝转向的新技术，即堵老裂缝压新裂缝重复压裂技术。经过一段时间的开采，油田的低渗透层已处于高含水期，原有裂缝控制的原油已接近全部采出，裂缝成了水的主要通道，但某些井在现有采出条件下尚控制有一定的剩余可采储量。这时如果采取延伸原有裂缝的常规重复压裂肯定不会有好的效果，最好的办法是将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，这样既可堵水，又可增加采油量。即研究一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝，当堵剂泵入井内后有选择性地进入并封堵原有裂缝，但不能渗入地层孔隙而堵塞岩石孔隙，同时在井筒周围能够有效地封堵射孔孔眼；然后采用定向射孔技术重新射孔以保证在不同于原有裂缝的方位(最佳方位是垂直于原有裂缝的方位)重新定向射孔而促使裂缝转向，即形成新的裂缝，从而采出最小主应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的油气，实现控水增油。

重复压裂是指对已经采取过一次或几次压裂施工措施的井层再实施压裂改造。早在20世纪50年代，国外就已经进行了重复压裂，经过50多年的发展，在重复压裂前储层重评估、选井选层新技术、压裂液、压裂井动态预测、重复压裂裂缝转向机理、重复压裂优化设计与工艺技术研究、裂缝诊断与效果评价等方面均得到快速发展，不但成为油气藏的增产增注手段，也成为经济有效开发低渗、特低渗透储层的关键技术。

在制备重复压裂堵剂的工艺过程中，反应温度的大小将直接影响到重复压裂堵剂的成胶时间及成胶强度，如何选择一个合适的反应温度，对制备重复压裂堵剂显得尤为重要。

发明内容

本发明的目的在于克服上述现有技术的缺点和不足，提供一种基于控制反应温度的重复压裂堵剂制备工艺，该制备方法能成功制备现有油田所需的重复压裂堵剂，且制备过程简单，便于工人操作，制备出来的重复压裂堵剂的各项性能参数均优于现有的压力堵剂，为油田的开采奠定了基础；且通过控制反应温度，从而提高了产品的成胶时间及成胶强度。

本发明的目的通过下述技术方案实现：基于控制反应温度的重复压裂堵剂制备工艺，包括以下步骤：

(a)首先，制备聚丙烯酰胺；

(b)然后，将制备的聚丙烯酰胺溶解；

(c)接着，向其加入预交联剂；

(d)再向其加入第二交联剂；

(e)向其加入破胶剂；

(f)将混合溶液放置于恒温箱中反应，且控制恒温箱温度为90℃～110℃，即得目标产品。

所述步骤(a)中，制备聚丙烯酰胺的环境温度为常温。

所述步骤(b)中，通过清水将聚丙烯酰胺溶解。

所述步骤(c)中，预交联剂为铬离子。

所述步骤(d)中，第二交联剂为有机酚醛。

所述步骤(e)中，所述破胶剂为过硫酸铵。

所述步骤(f)中，控制恒温箱温度为100℃。

综上所述，本发明的有益效果是：能成功制备现有油田所需的重复压裂堵剂，且制备过程简单，便于工人操作，制备出来的重复压裂堵剂的各项性能参数均优于现有的压力堵剂，为油田的开采奠定了基础；且通过控制反应温度，从而提高了产品的成胶时间及成胶强度。

附图说明

图1为反应温度对成胶时间的影响示意图。

具体实施方式

下面结合实施例，对本发明作进一步的详细说明，但本发明的实施方式不仅限于此。

实施例：

本发明涉及的基于控制反应温度的重复压裂堵剂制备工艺，其具体步骤如下：

(a)首先，制备聚丙烯酰胺；

(b)然后，将制备的聚丙烯酰胺溶解；

(c)接着，向其加入预交联剂；

(d)再向其加入第二交联剂；

(e)向其加入破胶剂；

(f)将混合溶液放置于恒温箱中反应，且控制恒温箱温度为90℃～110℃，即得目标产品。

所述步骤(a)中，制备聚丙烯酰胺的环境温度为常温。

所述步骤(b)中，通过清水将聚丙烯酰胺溶解。

所述步骤(c)中，预交联剂为铬离子。

所述步骤(d)中，第二交联剂为有机酚醛。

所述步骤(e)中，所述破胶剂为过硫酸铵。

所述步骤(f)中，控制恒温箱温度为100℃。

为了得到合适的预交联聚交比，本发明了做了不同反应温度比对产品的影响实验，实验结果如下表以及图1所示：

由上表以及图1可知：随着温度的增加，体系的成胶时间缩短，这是因为当温度升高时，分子的热运动加剧，分子间的碰撞加剧，有足够的能量克服交联反应的活化能，因而交联反应得以进行。而且，随着温度的升高，分子间的碰撞加剧，聚合物分子与交联剂之间的交联反应更剧烈，反应速度也会加快，但体系的成胶强度变化不大，如果在低温情况下需要尽快成胶，可以加入促进剂；同时也发现，温度越低，体系破胶时间越慢，甚至无法破胶，这是因为随着温度的降低，分子间的碰撞减少，破胶剂的活性也越来越低，因此破胶反应也会减慢，但最终破胶后的粘度均小于100mpa·s。综上：预交联聚交比应控制为110∶1～110∶1，且最佳为115∶1。

综上，本发明的反应温度应控制在90℃～110℃，且最佳为100℃。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例，并非对本发明做任何形式上的限制，凡是依据本发明的技术实质，对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化，均落入本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.基于控制反应温度的重复压裂堵剂制备工艺，其特征在于，包括以下步骤：

(a)首先，制备聚丙烯酰胺；

(b)然后，将制备的聚丙烯酰胺溶解；

(c)接着，向其加入预交联剂；

(d)再向其加入第二交联剂；

(e)向其加入破胶剂；

(f)将混合溶液放置于恒温箱中反应，且控制恒温箱温度为90℃～110℃，即得目标产品。

2.根据权利要求1所述的基于控制反应温度的重复压裂堵剂制备工艺，其特征在于，所述步骤(a)中，制备聚丙烯酰胺的环境温度为常温。

3.根据权利要求1所述的基于控制反应温度的重复压裂堵剂制备工艺，其特征在于，所述步骤(b)中，通过清水将聚丙烯酰胺溶解。

4.根据权利要求1所述的基于控制反应温度的重复压裂堵剂制备工艺，其特征在于，所述步骤(c)中，预交联剂为铬离子。

5.根据权利要求1所述的基于控制反应温度的重复压裂堵剂制备工艺，其特征在于，所述步骤(d)中，第二交联剂为有机酚醛。

6.根据权利要求1所述的基于控制反应温度的重复压裂堵剂制备工艺，其特征在于，所述步骤(e)中，所述破胶剂为过硫酸铵。

7.根据权利要求1～6中任一项所述的基于控制反应温度的重复压裂堵剂制备工艺，其特征在于，所述步骤(f)中，控制恒温箱温度为100℃。

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