CN104342102A - 用于油田油气井增产的不交联压裂液、其制备及施工方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种用于油田油气井增产的不交联压裂液、其制备及施工方法，该不交联压裂液包括稠化剂与辅助添加剂；稠化剂为可天然降解的生物胶或植物胶，而不是人工化学合成聚合物；辅助添加剂中无交联剂。该压裂液体系虽然不交联，但可采用每分钟1到6方低排量、10％到50％高砂比的压裂工艺施工，与传统意义上使用非交联的瓜胶“基液”或“活性水”压裂施工时只能采用大排量、低砂比的压裂施工方法完全不同，因此可完全代替常规酸化压裂施工中常用的主要为瓜胶体系的交联压裂液作为“前置液”、“携砂液”和“顶替液”使用。使用该不交联压裂液进行压裂施工时，施工方法非常简单,还具有对储层损害低和返排液环保的优点。
Description
技术领域
本发明属于油田开采技术领域，具体涉及一种用于油田油气井增产的不交联压裂液、其制备及施工方法。
背景技术
压裂液在油气田开发储层改造中发挥着重要作用，其主要作用原理为：采用高压大排量的泵，利用液体传压的原理，将压裂液高压注入油层，并使井筒内压力逐渐升高，从而在井底憋起高压，当此压力大于井壁附近的地应力和地层岩石的抗张强度时，便在井底附近地层产生裂缝：继续注入压裂液，裂缝向前延伸并填以支撑剂，从而在井底附近地层内形成具有一定几何尺寸和高导流能力的填砂裂缝，达到石油开采增产增注的目的。
目前，压裂工艺常用的压裂液为改性胍胶等水基交联压裂液，因为压裂液如果不交联，虽然“基液”粘度有时也较大，但其完全不具备悬砂能力，因此施工时被迫采用交联的办法使其达到有效的携砂粘度后才能施工，又或者采用大排量，完全依靠水动力作用提高液体的携砂能力施工，但砂比一般低于10％；尽管如此，水基交联压裂液在60℃或以上地层温度下，交联压裂液中的支撑剂受热后会很快产生下沉且不能恢复悬浮的现象，因此交联压裂液本身存在携砂能力不高的问题，同时压裂液交联后会存在低温下破胶难和高温下交联不稳定，交联后压裂液形成的滤饼对裂缝导流能力造成伤害导致渗透率下降以及残胶对地层造成进一步堵塞伤害的问题，从而限制了水基交联压裂液的应用。
发明内容
针对现有技术存在的缺陷，本发明提供一种用于油田油气井增产的不交联压裂液、其制备及施工方法，该不交联压裂液为一种不包含交联剂的压裂液，且具有较高的携砂能力，在排量小于每分钟6方的情况下，砂比可达到10％到50％，与传统意义上使用非交联的瓜胶“基液”或“活性水”压裂施工时只能采用大排量、低砂比的压裂施工方法完全不同，因此可完全代替常规酸化压裂施工中常用的主要为瓜胶体系的交联压裂液作为“前置液”、“携砂液”和“顶替液”使用。还具有对储层损害低的优点；使用该不交联压裂液进行压裂施工时，施工方法非常简单。
本发明采用的技术方案如下：
本发明提供一种用于油田油气井增产的不交联压裂液，包括稠化剂与辅助添加剂；其中，所述稠化剂为可天然降解的生物胶或植物胶，而不是人工化学合成的聚合物；所述辅助添加剂中无交联剂。
优选的，所述稠化剂为黄原胶(xanthan gum)、香豆胶和韦兰胶(welan gum)。
优选的，所述辅助添加剂包括粘土稳定剂、破乳剂、助排剂和水。
优选的，所述不交联压裂液中所述稠化剂的质量分数为0.2-0.55％，其在酸化压裂工艺中作为前置液使用。
优选的，所述不交联压裂液中所述稠化剂的质量分数为0.4-0.75％，其在酸化压裂工艺中作为携砂液使用。
本发明还提供一种用于油田油气井增产的不交联压裂液的制备方法，包括以下步骤：将所述稠化剂和所述辅助添加剂按设计量充分搅拌混合，即得到所述不交联压裂液。
本发明还提供一种用于油田油气井增产的不交联压裂液的压裂施工方法，包括以下步骤：
第一步：连接地面高、低压管汇，对井口装置试压检漏，保证井口和管汇均不刺漏；
第二步：在试压合格后，以0.5-1.5m3/min排量进行反洗井，连续循环两周以上，直到洗至合格；
第三步：将所述稠化剂和所述辅助添加剂完全混配成不交联的第一压裂液成品，其中，所述辅助添加剂中不包括破胶剂，所述第一压裂液成品中所述稠化剂的质量分数为0.2-0.55％；
将破胶剂粉末单独配制成破胶液；
第四步：同时使用所述第一压裂液成品和所述破胶液进行低替、坐封；其中，所述破胶液所使用的破胶剂粉末与所述第一压裂液成品的质量比为0.005～0.2：100；
第五步：配制前置液：将所述稠化剂和所述辅助添加剂完全混配成不交联的第二压裂液成品，其中，所述辅助添加剂中不包括破胶剂，所述第二压裂液成品中所述稠化剂的质量分数为0.2-0.55％，该第二压裂液成品即为所述前置液；
第六步：以1-6m3/min的排量向井内同时注入所述前置液和所述破胶液，破裂地层，造成一定几何尺寸的裂缝；其中，所述破胶液所使用的破胶剂粉末与所述前置液的质量比为0.005～0.2：1；
第七步：配制携砂液：将稠化剂和辅助添加剂完全混配成不交联的第三压裂液成品，其中，所述辅助添加剂中不包括破胶剂，所述第三压裂液成品中所述稠化剂的质量分数为0.4-0.75％，该第三压裂液成品即为携砂液；
第八步：以1-6m3/min的排量向已压开的裂缝中同时注入所述携砂液、所述破胶液以及支撑剂，通过所述携砂液将所述支撑剂携带入裂缝中，使所述支撑剂支撑裂缝，在储层形成具有一定导流能力的人工裂缝；其中，所述破胶液所使用的破胶剂粉末与所述携砂液的质量比为0.005～0.2：1；施工砂比范围为10％～50％；
第九步：施工结束后，关井0.5-3小时，开始放喷返排，高压自喷井放喷完后开始求产，低压井抽汲后再求产。
本发明还提供一种用于油田油气井增产的不交联压裂液的压裂施工方法，包括以下步骤：
第一步：连接地面高、低压管汇，对井口装置试压检漏，保证井口和管汇均不刺漏；
第二步：在试压合格后，以0.5-1.5m3/min排量进行反洗井，连续循环两周以上，直到洗至合格；
第三步：将所述稠化剂和所述辅助添加剂完全混配成不交联的第四压裂液成品，其中，所述辅助添加剂中包括破胶剂，所述第四压裂液成品中所述稠化剂的质量分数为0.2-0.55％，所述破胶剂的质量分数为0.005～0.2％；
第四步：使用所述第四压裂液成品进行低替、坐封；
第五步：配制前置液：所述前置液与所述第四压裂液成品组分与配置方式均相同；
第六步：以1-6m3/min的排量向井内注入所述前置液，破裂地层，造成一定几何尺寸的裂缝；
第七步：配制携砂液：将稠化剂和辅助添加剂完全混配成不交联的第五压裂液成品，其中，所述辅助添加剂中包括破胶剂，所述第五压裂液成品中所述稠化剂的质量分数为0.4-0.75％，所述破胶剂的质量分数为0.005～0.2％；该第五压裂液成品即为携砂液；
第八步：以1-6m3/min的排量向已压开的裂缝中同时注入所述携砂液以及支撑剂，通过所述携砂液将所述支撑剂携带入裂缝中，使所述支撑剂支撑裂缝，在储层形成具有一定导流能力的人工裂缝；施工砂比范围为10％～50％；
第九步：施工结束后，关井0.5-3小时，开始放喷返排，高压自喷井放喷完后开始求产，低压井抽汲后再求产。
本发明人多年来致力于压裂液的研究，进行了大量的研究实验，该不交联压裂液采用生物胶或植物胶作为主要成分时，具有非常高的粘度，因而具有很强的携砂能力，可用于低排量高砂比的压裂工艺施工，其与胍胶压裂液的对比实验详见本发明比较例。与传统意义上使用非交联的瓜胶“基液”或“活性水”压裂施工时只能采用大排量、低砂比的压裂施工方法完全不同，因此可完全代替常规酸化压裂施工中常用的主要为瓜胶体系的交联压裂液作为“前置液”、“携砂液”和“顶替液”使用。另外，本发明还提供了上述对不交联压裂液进行压裂施工的方法，施工工艺简单、对储层伤害少，具有良好的应用前景。
具体实施方式
本发明提供一种用于油田油气井增产的不交联压裂液，包括稠化剂与辅助添加剂；其中，稠化剂为可天然降解的生物胶或植物胶，而不是人工化学合成聚合物；例如，黄原胶、香豆胶或韦兰胶。辅助添加剂中无交联剂，并且，辅助添加剂的组分及配比均可根据实际情况进行调整，本发明对此并不限制，凡使用生物胶或植物胶作为稠化剂、且辅助添加剂中不使用交联剂所制得的不交联压裂液均在本发明保护范围之内。以下仅列举几个不交联压裂液的具体组分，用于对本发明进行说明，但并不用于限定本发明。
实施例一(前置液)
制备方法：将稠化剂和辅助添加剂按设计量充分搅拌混合，即得到不交联压裂液，
实施例二(前置液)
制备方法：将稠化剂和辅助添加剂按设计量充分搅拌混合，即得到不交联压裂液。
实施例三(前置液)
制备方法：将稠化剂和辅助添加剂按设计量充分搅拌混合，即得到不交联压裂液。
实施例四(前置液)
制备方法：将稠化剂和辅助添加剂按设计量充分搅拌混合，即得到不交联压裂液，
实施例五(前置液)
制备方法：将稠化剂和辅助添加剂按设计量充分搅拌混合，即得到不交联压裂液。
实施例六(前置液)
制备方法：将稠化剂和辅助添加剂按设计量充分搅拌混合，即得到不交联压裂液。
实施例七(携砂液)
制备方法：将稠化剂和辅助添加剂按设计量充分搅拌混合，即得到不交联压裂液，
实施例八(携砂液)
制备方法：将稠化剂和辅助添加剂按设计量充分搅拌混合，即得到不交联压裂液。
实施例九(携砂液)
制备方法：将稠化剂和辅助添加剂按设计量充分搅拌混合，即得到不交联压裂液。
实施例十(携砂液)
制备方法：将稠化剂和辅助添加剂按设计量充分搅拌混合，即得到不交联压裂液，
实施例十一(携砂液)
制备方法：将稠化剂和辅助添加剂按设计量充分搅拌混合，即得到不交联压裂液。
实施例十二(携砂液)
制备方法：将稠化剂和辅助添加剂按设计量充分搅拌混合，即得到不交联压裂液。
试验例1
本试验例用于检测本发明实施例1-12制备得到的不交联压裂液在不同温度下的表观粘度，测量表观粘度所使用的设备为FANN-35型粘度计，实验结果见表1。
表1
比较例1
以本发明实施例2制备得到的不交联压裂液为样品1，以本发明实施例5制备得到的不交联压裂液为样品2，以本发明实施例10制备得到的不交联压裂液为样品3，以本发明实施例12制备得到的不交联压裂液为样品4，以中国昆山物资公司生产的胍胶不交联压裂液为样品5，以中国昆山物资公司生产的胍胶交联压裂液为样品6；其中，样品1为0.55％(香豆胶质量浓度)的不交联压裂液，样品2为0.55％(黄原胶质量浓度)的不交联压裂液，样品3为0.55％(黄原胶质量浓度)的不交联压裂液，样品4为0.55％(香豆胶质量浓度)的不交联压裂液，样品5为0.55％(胍胶质量浓度)的不交联胍胶压裂液，样品6为0.55％的胍胶交联压裂液，通过测量0.45-0.9毫米的陶粒在各种压裂液中的沉降速率来测量这几种样品的携砂能力，试验结果见表2。
表2
从表2可以看出，本发明制备得到的不交联压裂液的携砂能力优于市售常规的胍胶交联压裂液，胍胶压裂液不交联不具备悬砂能力。
对本发明其他实施例也进行了相同的实验，实验结果相似。
比较例2
本比较例用于比较本发明施工工艺与常规施工工艺对于油田油气井产量的影响：
井A为一口气井，该井气层井段为1588.3m-1601.1m，厚度为12.8m，岩性为致密裂缝性细粉砂岩，孔隙度为10％-15％，渗透率为0.05md-0.2md，即0.05毫达西-0.2毫达西。
该气井的临井首先使用常规瓜尔胶压裂技术，压裂液中瓜尔胶质量浓度为0.45％，由于压裂液对气层和支撑带的损害，压裂效果不理想，压裂后5mm气嘴生产，日产气约5.23*104m3。
然后采用本发明提供的压裂施工方法，具体为：
第一步：连接地面高、低压管汇，对井口装置试压检漏，保证井口和管汇均不刺漏；
第二步：在试压合格后，以1.0m3/min排量进行反洗井，连续循环两周以上，直到洗至合格；
第三步：将所述稠化剂和所述辅助添加剂完全混配成不交联的第四压裂液成品，其中，所述辅助添加剂中包括破胶剂，所述第四压裂液成品中所述稠化剂的质量分数为0.45％，所述破胶剂的质量分数为0.2％；
第四步：使用所述第四压裂液成品进行低替、坐封；
第五步：配制前置液：所述前置液与所述第四压裂液成品组分与配置方式均相同；
第六步：以3m3/min的排量向井内注入所述前置液，破裂地层，造成一定几何尺寸的裂缝；
第七步：配制携砂液：将稠化剂和辅助添加剂完全混配成不交联的第五压裂液成品，其中，所述辅助添加剂中包括破胶剂，所述第五压裂液成品中所述稠化剂的质量分数为0.45％，所述破胶剂的质量分数为0.2％；该第五压裂液成品即为携砂液；
第八步：以4m3/min的排量向已压开的裂缝中同时注入所述携砂液以及支撑剂，通过所述携砂液将所述支撑剂携带入裂缝中，使所述支撑剂支撑裂缝，在储层形成具有一定导流能力的人工裂缝；施工砂比范围为45％；
第九步：施工结束后，关井2小时，开始放喷返排，高压自喷井放喷完后开始求产，低压井抽汲后再求产。
结果表明，本发明的施工方法，5mm气嘴生产，日产气约9.23*104m3，明显高于常规施工方法。另外，由于本发明不需要使用交联剂，降低了压裂液的制备成本，减少了对储层和支撑带的损害。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视本发明的保护范围。
Claims (8)
1.一种用于油田油气井增产的不交联压裂液，其特征在于，包括稠化剂与辅助添加剂；其中，所述稠化剂为可天然降解的生物胶或植物胶；所述辅助添加剂中无交联剂。
2.根据权利要求1所述的用于油田油气井增产的不交联压裂液，其特征在于，所述稠化剂为黄原胶、香豆胶和韦兰胶。
3.根据权利要求1所述的用于油田油气井增产的不交联压裂液，其特征在于，所述辅助添加剂包括粘土稳定剂、破乳剂、助排剂和水。
4.根据权利要求1所述的用于油田油气井增产的不交联压裂液，其特征在于，所述不交联压裂液中所述稠化剂的质量分数为0.2-0.55％，其在酸化压裂工艺中作为前置液使用。
5.根据权利要求1所述的用于油田油气井增产的不交联压裂液，其特征在于，所述不交联压裂液中所述稠化剂的质量分数为0.4-0.75％，其在酸化压裂工艺中作为携砂液使用。
6.一种权利要求1-5任一项所述用于油田油气井增产的不交联压裂液的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：将所述稠化剂和所述辅助添加剂按设计量充分搅拌混合，即得到所述不交联压裂液。
7.一种权利要求1-5任一项所述用于油田油气井增产的不交联压裂液的压裂施工方法，其特征在于，包括以下步骤：
第一步：连接地面高、低压管汇，对井口装置试压检漏，保证井口和管汇均不刺漏；
第二步：在试压合格后，以0.5-1.5m3/min排量进行反洗井，连续循环两周以上，直到洗至合格；
第三步：将所述稠化剂和所述辅助添加剂完全混配成不交联的第一压裂液成品，其中，所述辅助添加剂中不包括破胶剂，所述第一压裂液成品中所述稠化剂的质量分数为0.2-0.55％；
将破胶剂粉末单独配制成破胶液；
第四步：同时使用所述第一压裂液成品和所述破胶液进行低替、坐封；其中，所述破胶液所使用的破胶剂粉末与所述第一压裂液成品的质量比为0.005～0.2：100；
第五步：配制前置液：将所述稠化剂和所述辅助添加剂完全混配成不交联的第二压裂液成品，其中，所述辅助添加剂中不包括破胶剂，所述第二压裂液成品中所述稠化剂的质量分数为0.2-0.55％，该第二压裂液成品即为所述前置液；
第六步：以1-6m3/min的排量向井内同时注入所述前置液和所述破胶液，破裂地层，造成一定几何尺寸的裂缝；其中，所述破胶液所使用的破胶剂粉末与所述前置液的质量比为0.005～0.2：1；
第七步：配制携砂液：将稠化剂和辅助添加剂完全混配成不交联的第三压裂液成品，其中，所述辅助添加剂中不包括破胶剂，所述第三压裂液成品中所述稠化剂的质量分数为0.4-0.75％，该第三压裂液成品即为携砂液；
第八步：以1-6m3/min的排量向已压开的裂缝中同时注入所述携砂液、所述破胶液以及支撑剂，通过所述携砂液将所述支撑剂携带入裂缝中，使所述支撑剂支撑裂缝，在储层形成具有一定导流能力的人工裂缝；其中，所述破胶液所使用的破胶剂粉末与所述携砂液的质量比为0.005～0.2：1；施工砂比范围为10％～50％；
第九步：施工结束后，关井0.5-3小时，开始放喷返排，高压自喷井放喷完后开始求产，低压井抽汲后再求产。
8.一种权利要求1-5任一项所述用于油田油气井增产的不交联压裂液的压裂施工方法，其特征在于，包括以下步骤：
第一步：连接地面高、低压管汇，对井口装置试压检漏，保证井口和管汇均不刺漏；
第二步：在试压合格后，以0.5-1.5m3/min排量进行反洗井，连续循环两周以上，直到洗至合格；
第三步：将所述稠化剂和所述辅助添加剂完全混配成不交联的第四压裂液成品，其中，所述辅助添加剂中包括破胶剂，所述第四压裂液成品中所述稠化剂的质量分数为0.2-0.55％，所述破胶剂的质量分数为0.005～0.2％；
第四步：使用所述第四压裂液成品进行低替、坐封；
第五步：配制前置液：所述前置液与所述第四压裂液成品组分与配置方式均相同；
第六步：以1-6m3/min的排量向井内注入所述前置液，破裂地层，造成一定几何尺寸的裂缝；
第七步：配制携砂液：将稠化剂和辅助添加剂完全混配成不交联的第五压裂液成品，其中，所述辅助添加剂中包括破胶剂，所述第五压裂液成品中所述稠化剂的质量分数为0.4-0.75％，所述破胶剂的质量分数为0.005～0.2％；该第五压裂液成品即为携砂液；
第八步：以1-6m3/min的排量向已压开的裂缝中同时注入所述携砂液以及支撑剂，通过所述携砂液将所述支撑剂携带入裂缝中，使所述支撑剂支撑裂缝，在储层形成具有一定导流能力的人工裂缝；施工砂比范围为10％～50％；
第九步：施工结束后，关井0.5-3小时，开始放喷返排，高压自喷井放喷完后开始求产，低压井抽汲后再求产。
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