CN104747158A - 一种改造高泥质砂岩层的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种改造高泥质砂岩层的方法，首先用酸溶液对储层进行预处理，然后注入前置液和携砂液，并进行砂塞处理；所述酸溶液包括HCL、HF、破乳剂、粘土稳定剂、柠檬酸和缓蚀剂，各组分的质量百分数为10～12％HCL、3.0～6.0％HF、0.5％破乳剂、0.3％粘土稳定剂、0.1％柠檬酸和1.0％缓蚀剂，其余为水。本发明在注入前置液前利用酸溶液对储层进行预处理，有效的降低了施工压力，提高了高泥质砂岩压裂成功率与储层改造效果，对于改造物性较差的储层具有较明显的效果，提升了单井产量。
Description
技术领域
本发明涉及一种井下作业改造地层的方法，特别涉及一种改造高泥质砂岩层的方法。
背景技术
水力压裂是油气水井的增产增注措施，但是，目前各油田压裂设计仍不分地层条件，千篇一律的采用常规的“经验式”泵注程序。由于常规的“经验式”泵注程序的前置液量占携砂液量的20％左右，酸处理液未根据地层物性做出改变，导致泥质含量较高的砂岩层压不开而只能被放弃。
发明内容
本发明的目的在于提供一种改造高泥质砂岩层的方法，适用于高泥质砂岩储层的压裂。
本发明的技术方案是，一种改造高泥质砂岩层的方法，喷砂射孔后，首先注入酸溶液对储层进行预处理，然后注入前置液和携砂液；酸溶液包括HCL、HF、破乳剂、粘土稳定剂、柠檬酸和缓蚀剂，各组分的质量百分数为10～12％HCL、3.0～6.0％HF、0.5％破乳剂、0.3％粘土稳定剂、0.1％柠檬酸和1.0％缓蚀剂，其余为水。
上述酸溶液各组分的质量百分数优选为12％HCL、6.0％HF、0.5％破乳剂、0.3％粘土稳定剂、0.1％柠檬酸和1.0％缓蚀剂，其余为水。
上述前置液与携砂液的体积比为40～120:100。
注入酸溶液后关井反应30min～2h，再注入所述前置液和携砂液。
注入前置液量为总前置液量的80％时加入砂塞对储层进行打磨。
上述砂塞的砂浓度为15～80kg/m3，进给量为30～120kg/min，打磨时间为30～60s。
本发明具有如下有益效果：
1、本发明在注入前置液前利用酸溶液对井内的储层进行预处理，有效的降低了施工压力，提高了高泥质砂岩压裂成功率与储层改造效果。
2、本发明改造高泥质砂岩层的方法尤其适用于泥质含量达到15％以上，声波时差低于210μs/m的层段，对于改造这类物性较差的储层具有较明显的效果，提升了单井产量。
附图说明
图1为本发明实施例5，XP231-40井长7层第一段压裂施工曲线；
图2为本发明实施例6，HP307-10井第一段压裂施工曲线。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步说明。
实施例1，一种改造高泥质砂岩层的方法，施工过程中，喷砂射孔后，首先用酸溶液对储层进行预处理，然后注入前置液并进行砂塞处理，再注入携砂液，最终成功破开地层。酸溶液包括HCL、HF、破乳剂、粘土稳定剂、柠檬酸和缓蚀剂，各组分的质量百分数为10～12％HCL、3.0～6.0％HF、0.5％破乳剂、0.3％粘土稳定剂、0.1％柠檬酸和1.0％缓蚀剂，其余为水。
本实施例在注入前置液前利用酸溶液对井内的储层进行预处理，有效的降低了施工压力，最终成功破开地层，提高了高泥质砂岩压裂成功率与储层改造效果。
实施例2，本实施例是对GP33-21井高泥质砂岩层进行改造，该井第一段2368.0m物性数据：声波时差209.75μs/m，泥质含量23.33％。
本实施例施工过程中，射孔完毕后分两次注入酸溶液20m3进行预处理，酸溶液各组分质量百分数：12％HCl、6.0％HF、0.5％破乳剂(CF－5C，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)、0.3％粘土稳定剂(COP－1，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)、0.1％柠檬酸和1.0％缓蚀剂(HJF－94，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)，其余为水，关井反应2小时。前置液量220m3，前置液与携砂液的体积比为120:100，前置液阶段以砂浓度30kg/m3的砂塞打磨储层30～60s三次，施工压力下降后逐渐提排量(进液体的速度)和砂浓度，最终成功破开地层。
实施例3，本实施例是对HP3-11井高泥质砂岩层改造，该井第一段3176.0、3186.0m物性数据：声波时差205.57μs/m，泥质含量20.3％。
本实施例施工过程中，射孔完毕后注入酸溶液20m3进行预处理，酸溶液各组分质量百分数：10％HCl、3.0％HF、0.5％破乳剂(CF－5C，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)、0.3％粘土稳定剂(COP－1，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)、0.1％柠檬酸和1.0％缓蚀剂(HJF－94，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)，其余为水，关井反应2小时。前置液量216.5m3，与携砂液的体积比为100:100，前置液阶段以砂浓度15～50kg/m3的砂塞打磨储层30s三次，施工压力下降后逐渐提排量和砂浓度，最终成功破开地层。
实施例4，本实施例是对XP230-47井高泥质砂岩层改造，该井第三段2942.0、2962.0m物性数据：声波时差201.09μs/m，泥质含量19.97％。
本实施例施工过程中，射孔完毕后分两次替入酸溶液14m3，酸溶液各组分质量百分数：11％HCl、5.0％HF、0.5％破乳剂(CF－5C，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)、0.3％粘土稳定剂(COP－1，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)、0.1％柠檬酸和1.0％缓蚀剂(HJF－94，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)，其余为水，关井反应2h，前置液量241.2m3，与携砂液的体积比为80：100，前置液阶段以砂浓度40～50kg/m3的砂塞打磨储层30s一次，砂塞进入地层后无明显反应，后持续加入砂浓度30kg/m3的砂塞。施工压力下降后逐渐提排量和砂浓度，最终成功破开地层。
实施例5，本实施例是对XP231-40井高泥质砂岩层改造，该井的第一段物性显示较差，因此在第一段喷射射孔完成后直接顶替酸溶液10m3处理地层，加大了前置液量。射孔施工泵注程序表见表1。
表1射孔施工泵注程序表
该井第一段3670.0、3690.0m物性数据：声波时差196.63μs/m，泥质含量13.9％。
本实施例XP231-40井长7层第一段压裂施工曲线见图1。
本实施例施工过程中，射孔完毕后替入酸溶液10m3进行预处理，酸溶液各组分质量百分数：12％HCl、6.0％HF、0.5％破乳剂(CF－5C，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)、0.3％粘土稳定剂(COP－1，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)、0.1％柠檬酸和1.0％缓蚀剂(HJF－94，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)，其余为水，前置液量736m3(油563m3+套173m3)；然后注入前置液和携砂液进行压裂，压裂施工泵注程序表见表2。
表2压裂施工泵注程序表
前置液阶段以砂浓度30kg/m3的砂塞打磨储层1min一次，施工压力无明显波动后持续注入砂浓度30kg/m3的砂塞，直至施工压力下降后逐渐提排量和砂浓度，最终成功破开地层。
实施例6，本实施例是对HP307-10井高泥质砂岩层改造，该井第一段3084.0、3104.0m物性数据：声波时差206.98μs/m，泥质含量27.48％。
本实施例HP307-10井第一段压裂施工曲线见图2。
本实施例施工过程中，射孔完毕后替入酸溶液14m3，酸溶液各组分质量百分数：12％HCl、6.0％HF、0.5％破乳剂(CF－5C，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)、0.3％粘土稳定剂(COP－1，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)、0.1％柠檬酸(CA)和1.0％缓蚀剂(HJF－94，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)，其余为水，前置液量379m3(油162m3+套217m3)，前置液阶段以砂浓度30～50kg/m3的砂塞打磨储层30～60s三次，施工压力下降后逐渐提排量和砂浓度，最终成功破开地层。
实施例7，本实施例中，酸溶液各组分质量百分数为11％HCl、3.0％HF、0.5％破乳剂(CF－5C，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)、0.3％粘土稳定剂(COP－1，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)、0.1％柠檬酸(CA)和1.0％缓蚀剂(HJF－94，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)，其余为水。
施工过程中，注入酸溶液后关井反应30min，再注入前置液和携砂液，前置液与携砂液的体积比为40～80:100，前置液量为总前置液量的80％时加入砂浓度为30～80kg/m3的砂塞，以30～120kg/min的进给量打磨储层30～60s。最终成功破开岩层声波时差>210μs/m，泥质含量为10～15％的储层。
对于岩层声波时差>210μs/m，泥质含量>15％的储层，注入酸溶液后关井反应反应1h，再注入前置液和携砂液，前置液量与携砂液量的体积比为40～80：100，前置液量为总前置液量的80％时以30kg/m3的砂浓度预处理地层30s，最终成功破开储层。
实施例8，本实施例中，酸溶液各组分质量百分数为10％HCl、4.0％HF、0.5％破乳剂(CF－5C，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)、0.3％粘土稳定剂(COP－1，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)、0.1％柠檬酸(CA)和1.0％缓蚀剂(HJF－94，由西安长庆化工石油集团有限公司生产)，其余为水。
施工过程中，注入酸溶液后关井反应1h，再注入前置液和携砂液，前置液与携砂液的体积比为50～100:100；前置液量为总前置液量的80％时加入砂浓度≤30kg/m3的砂塞，以30～120kg/min的进给量预处理地层30s。
本实施例成功破开岩层声波时差200～210μs/m，泥质含量为10～15％的储层。
对于岩层声波时差200～210μs/m，泥质含量>15％的储层，注入酸溶液后关井反应2h，再注入前置液和携砂液，前置液量与携砂液量的体积比为80～120：100，前置液量为总前置液量的80％时以≤30kg/m3的砂浓度预处理地层30s。
采用本发明改造高泥质砂岩层的方法，如果砂塞进入储层后压力无明显变化，可重复多次，并延长砂塞打磨的时间和提高砂塞的浓度，具体为先延长砂塞打磨的时间，然后再提高砂塞的浓度进行打磨，直至可以按照设计正常加入支撑剂。
本发明改造高泥质砂岩层的方法有效的降低了施工压力，提高了高泥质砂岩压裂成功率与储层改造效果，尤其对于改造泥质含量达到15％以上，声波时差低于210μs/m的储层具有较明显的效果。
Claims (6)
1.一种改造高泥质砂岩层的方法，其特征在于，喷砂射孔后，首先注入酸溶液对储层进行预处理，然后注入前置液和携砂液；所述酸溶液包括HCL、HF、破乳剂、粘土稳定剂、柠檬酸和缓蚀剂，各组分的质量百分数为10～12％HCL、3.0～6.0％HF、0.5％破乳剂、0.3％粘土稳定剂、0.1％柠檬酸和1.0％缓蚀剂，其余为水。
2.如权利要求1所述的改造高泥质砂岩层的方法，其特征在于，所述酸溶液各组分的质量百分数为12％HCL、6.0％HF、0.5％破乳剂、0.3％粘土稳定剂、0.1％柠檬酸和1.0％缓蚀剂，其余为水。
3.如权利要求1所述的改造高泥质砂岩层的方法，其特征在于，所述前置液与携砂液的体积比为40～120:100。
4.如权利要求1所述的改造高泥质砂岩层的方法，其特征在于：注入酸溶液后关井反应30min～2h，再注入所述前置液和携砂液。
5.如权利要求1所述的改造高泥质砂岩层的方法，其特征在于：注入前置液量为总前置液量的80％时加入砂塞对储层进行打磨。
6.如权利要求5所述的改造高泥质砂岩层的方法，其特征在于：所述砂塞的砂浓度为15～80kg/m3，进给量为30～120kg/min，打磨时间为30～60s。
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