CN104963672A - 一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法 - Google Patents
一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104963672A CN104963672A CN201510408961.0A CN201510408961A CN104963672A CN 104963672 A CN104963672 A CN 104963672A CN 201510408961 A CN201510408961 A CN 201510408961A CN 104963672 A CN104963672 A CN 104963672A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- acid
- diverting material
- produces
- fracturing fluid
- oil field
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000000463 material Substances 0.000 title claims abstract description 116
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 title abstract description 5
- 238000011426 transformation method Methods 0.000 title abstract 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 120
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 70
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 53
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 64
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 39
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 35
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 32
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 32
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 claims description 27
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 26
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 26
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 20
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 19
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 17
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 14
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 11
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 11
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 11
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 10
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 10
- 241000219112 Cucumis Species 0.000 claims description 9
- 235000015510 Cucumis melo subsp melo Nutrition 0.000 claims description 9
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- FJJCIZWZNKZHII-UHFFFAOYSA-N [4,6-bis(cyanoamino)-1,3,5-triazin-2-yl]cyanamide Chemical compound N#CNC1=NC(NC#N)=NC(NC#N)=N1 FJJCIZWZNKZHII-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 9
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- -1 alkyl phenol Chemical compound 0.000 claims description 8
- 239000002775 capsule Substances 0.000 claims description 8
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 8
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 7
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 claims description 7
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 7
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 7
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 6
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 claims description 6
- JECYNCQXXKQDJN-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methylhexan-2-yloxymethyl)oxirane Chemical compound CCCCC(C)(C)OCC1CO1 JECYNCQXXKQDJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 5
- 125000001153 fluoro group Chemical group F* 0.000 claims description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 5
- WTDHULULXKLSOZ-UHFFFAOYSA-N Hydroxylamine hydrochloride Chemical compound Cl.ON WTDHULULXKLSOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 4
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 3
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- KBIWNQVZKHSHTI-UHFFFAOYSA-N 4-n,4-n-dimethylbenzene-1,4-diamine;oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O.CN(C)C1=CC=C(N)C=C1 KBIWNQVZKHSHTI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 Chemical compound C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N 0.000 claims description 2
- 101000832256 Dromaius novaehollandiae Dromaiocalcin-1 Proteins 0.000 claims description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims description 2
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Natural products OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 230000001458 anti-acid effect Effects 0.000 claims description 2
- KVBCYCWRDBDGBG-UHFFFAOYSA-N azane;dihydrofluoride Chemical compound [NH4+].F.[F-] KVBCYCWRDBDGBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 claims description 2
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 2
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000011499 joint compound Substances 0.000 claims description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 2
- 235000010378 sodium ascorbate Nutrition 0.000 claims 1
- PPASLZSBLFJQEF-RKJRWTFHSA-M sodium ascorbate Substances [Na+].OC[C@@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1[O-] PPASLZSBLFJQEF-RKJRWTFHSA-M 0.000 claims 1
- 229960005055 sodium ascorbate Drugs 0.000 claims 1
- PPASLZSBLFJQEF-RXSVEWSESA-M sodium-L-ascorbate Chemical group [Na+].OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1[O-] PPASLZSBLFJQEF-RXSVEWSESA-M 0.000 claims 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 abstract 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 25
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 23
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 16
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 11
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000001802 infusion Methods 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 5
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 4
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000009418 renovation Methods 0.000 description 4
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 description 3
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000007634 remodeling Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 206010010149 Complicated fracture Diseases 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000007548 Guanine Nucleotide-Releasing Factor 2 Human genes 0.000 description 1
- 108010085877 Guanine Nucleotide-Releasing Factor 2 Proteins 0.000 description 1
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005498 polishing Methods 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 210000000664 rectum Anatomy 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
本发明提供了一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法。该方法包括以下步骤:a、将压裂液注入地层;b、将活性液注入地层;c、将酸液或压裂液注入地层;d、将含有清洁转向材料液的携带液注入地层,暂堵步骤a中压开的人工裂缝;e、将含有清洁转向材料液的携带液注入地层,暂堵步骤a中压开的人工裂缝对应的炮眼;f、将酸液或压裂液注入地层;g、当需深度改造时,重复上述步骤c-f;h、使用压裂液顶替,完成对储层的分段缝网改造。该方法不用工具即可实现分段缝网改造,减小了井下工具的复杂程度,降低了工程风险,降低了作业难度,并且缩短了作业周期,降低了成本。
Description
技术领域
本发明涉及一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法,属于石油天然气开采领域。
背景技术
我国低渗透油气资源丰富,随着勘探开发的深入,低渗透油气藏产量的比例逐步上升,如何实现低渗透油气藏的高效开发至关重要。低渗透油气藏储层品质差,一般均需要压裂或酸压改造。但较多的低渗透储层厚度较大,部分油气藏纵向上存在多个产层、跨度较大、且储层物性、破裂压力不同,其开发井的改造难以同时将整个产层全部改造,常规的改造方法是采用封隔器等井下工具进行分段压裂或酸压改造。工具分段压裂或分段酸压改造存在以下缺点:
①单支分段工具费用高昂,实现多段的工具分段改造成本高;
②井下改造工具串加入多个分层工具后,下入难度大,作业周期长;
③机械分层工具影响管柱强度,工程风险大,尤其深井施工时易导致油气井报废;
④由于技术限制,带有多个分层工具的井下工具串通径大幅变小,影响后续作业;
⑤分段工具的隔离作用易失效,会导致分段失败,效果风险大。
针对现有分段压裂或分段酸压改造技术的不足,新的分段改造技术应具备以下特点:一是分段效果要保证;二是降低改造技术的工程风险;三是缩短作业周期,减小作业难度;四是不给后续作业遗留难题;五是大幅降低成本。
因此,提供一种更好的分段改造技术是本领域亟待解决的问题。
发明内容
为解决上述技术问题,本发明的目的在于提供一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法,能够利用携带液携带清洁转向材料暂堵已压开的人工裂缝及人工裂缝对应的炮眼,对压开井段及炮眼形成“双重”暂堵,迫使裂缝纵向转向,形成新一级的人工裂缝,然后根据改造的需要进行重复操作,使得储层内部形成裂缝网络。
为达到上述目的,本发明提供的方法包括以下步骤:
a、使用30-500立方米的压裂液,以1.0-15.0立方米/分钟的排量注入地层,在长井段最薄弱处压开第一级人工裂缝并使裂缝延伸(在实际应用中压裂液的用量和排量可根据储层的类型确定);
b、以2.0-15.0立方米/分钟的排量向地层注入5-500立方米的活性液体,激活储层的微裂缝;
c、使用30-500立方米的酸液或压裂液,以2.0-15.0立方米/分钟的排量注入地层(对第一级裂缝进行改造);
d、使用5-100立方米的含有清洁转向材料的携带液,以0.5-15.0立方米/分钟的排量注入地层,暂堵步骤a中压开的第一级人工裂缝(含清洁转向材料的携带液的用量和排量可根据分段技术和炮眼的数量确定,可大可小);
e、使用5-100立方米的含有清洁转向材料的携带液,以0.5-15.0立方米/分钟的排量注入地层,暂堵步骤a中压开的第一级人工裂缝对应的炮眼,迫使裂缝纵向转向,压开第二级人工裂缝;清洁转向材料进入裂缝和炮眼后形成双重暂堵,井下憋压后自然选择压开破裂压力较低的储层(多对应物性较好的储层),分段可靠,效果好;
f、使用30-500立方米的酸液或压裂液,以2.0-15.0立方米/分钟的排量注入地层(对第二级裂缝进行改造);
g、当需深度改造(即纵向射孔段改造范围更大(2-10段),形成裂缝缝长(100-200米),裂缝条数更多(2-10条),以至于形成复杂的裂缝网络)时,重复上述c-f步骤2-10次,能够获得不用工具实现分段改造,减小井下工具的复杂程度,降低工程风险、减小作业难度的有益效果,对于高温深井尤其适用;
h、使用压裂液顶替(该压裂液的用量可以为一个施工管柱体积),完成对储层的分段缝网改造。
该方法是一种无分层工具的缝网改造方法,既可用于非均质碳酸盐的酸压裂施工,也可用于砂岩的水力加砂压裂施工(包括重复加砂压裂施工),因此其形成的各级裂缝可以通过酸液的酸蚀进行改造,也可以通过加入支撑剂实现改造。
在上述方法中,优选地,在步骤a中:所述压裂液中还包括胶囊破胶剂,更优选地,所述胶囊破胶剂的质量与所述压裂液的体积之比为0.01%t/m3-0.1%t/m3(胶囊破胶剂在高温深井中可延迟破胶,防止携砂过程中出现压裂液破胶、携砂效果不佳等问题)。
在上述方法中,优选地,在步骤a中:将压裂液注入地层时,还包括加入1-10段40-100目的支撑剂(段塞打磨孔眼,减少近井弯曲摩阻,使后续加砂顺利进行)并尾追过硫酸铵的步骤,其中,所述支撑剂的质量与所述压裂液的体积之比为1%t/m3-5%t/m3,所述过硫酸铵的质量与所述压裂液的体积之比为0.01%t/m3-0.2%t/m3。
在上述方法中,优选地,在步骤c中:当使用30-500立方米的压裂液注入地层时,还包括加入过硫酸铵和/或支撑剂的步骤,其中,以所述压裂液的体积计,所述支撑剂的加入量为50-1000公斤/立方米(加入过硫酸铵可以使压裂液在施工结束后快速破胶),过硫酸铵的加入量可以由室内破胶实验确定,本发明中过硫酸铵的质量与压裂液的体积之比更优选为0.1%t/m3。
在上述方法中,优选地,在步骤f中:当使用30-500立方米的压裂液注入地层时,还包括加入过硫酸铵和/或支撑剂的步骤,其中,以所述压裂液的体积计,所述支撑剂的加入量为50-1000公斤/立方米(加入过硫酸铵可以使压裂液在施工结束后快速破胶),过硫酸铵的加入量可以由室内破胶实验确定,本发明中过硫酸铵的质量与压裂液的体积之比更优选为0.01%t/m3-0.1%t/m3。
本发明中的清洁转向材料为在储层条件下可完全溶解、或完全降解的清洁转向材料,该种清洁转向材料不会在井筒内有任何残留,确保改造的通道顺畅。
在上述方法中,优选地,所述清洁转向材料包括水溶性清洁转向材料、油溶性清洁转向材料、温度降解清洁转向材料和生物降解清洁转向材料中的一种或几种的组合;更优选地,所述清洁转向材料包括由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的石油工程纤维FCL、压裂用新型转向剂DCF-1、柔性转向剂SR-3、压裂用转向剂DCF-2中的一种或几种的组合;进一步优选地,所述清洁转向材料的几何形状包括颗粒状、片状、纤维状和球状中的一种或几种的组合;更进一步优选地,所述颗粒状清洁转向材料的性能指标为:粒径为1-3mm、真实密度为1.10-1.35g/cm3、耐温温度为20-200℃;所述片状清洁转向材料为圆形和/或类似圆形的片状物,其性能指标为:厚度为0.1-3mm和/或5-10mm、真实密度为1.10-1.35g/cm3、耐温温度为20-200℃;所述纤维状清洁转向材料的性能指标为:纤维的直径为10-20μm、纤维的长度为4-8mm、真实密度为1.10-1.35g/cm3、耐温温度为20-200℃;所述球状清洁转向材料的性能指标为:球的直径为6-70mm、真实密度为1.10-1.35g/cm3、耐温温度为20-200℃,不同性能的清洁转向材料能够适应不同的改造井深度和射孔孔径。
在上述方法中,优选地,在步骤d中,所述清洁转向材料的几何形状包括颗粒状、片状和纤维状中的一种或几种的组合;在步骤e中,所述清洁转向材料的几何形状包括球状。
在上述方法中,优选地,当颗粒状清洁转向材料与纤维状清洁转向材料组合应用时,颗粒状清洁转向材料与纤维状清洁转向材料的重量比为(0.3-0.7)∶(0.7-0.3);
当片状清洁转向材料与纤维状清洁转向材料组合应用时,片状清洁转向材料与纤维状清洁转向材料的重量比为(0.2-0.8)∶(0.8-0.2);
当颗粒状清洁转向材料与片状清洁转向材料组合应用时,颗粒状清洁转向材料与片状清洁转向材料的重量比为(0.4-0.6)∶(0.4-0.6);
当颗粒状清洁转向材料、片状清洁转向材料和纤维状清洁转向材料组合应用时,颗粒状清洁转向材料、片状清洁转向材料和纤维状清洁转向材料的重量比为(0.1-0.5)∶(0.2-0.4)∶(0.7-0.1)。
本发明中携带清洁转向材料的携带液在地面条件下具有一定的粘度(1-30mPa·s),能够悬浮和携带清洁转向材料,并且当携带液携带清洁转向材料进入裂缝后,携带液的粘度降低,携带能力降低,能够使清洁转向材料在裂缝缝口附近和/或裂缝内聚集形成桥堵。
在上述方法中,优选地,所述携带液包括低粘度胍胶液、清洁压裂液(VES液)或酸液;更优选地,以重量份计,所述低粘度瓜胶液的组成包括:100份淡水、0.1-0.5份瓜胶或超级瓜胶、2-20份氯化钾、0.01-0.06份氢氧化钠、0.03-0.12份碳酸氢钠、0.08-0.12份甲醛、0.5-1份破乳剂、0.5-1份高效助排剂;其中,所述破乳剂为烷基酚与环氧乙烷的缩合物和/或阳离子表面活性剂,所述高效助排剂为含氟表面活性剂;以重量份计,所述清洁压裂液的组成包括:100份淡水、1-5份稠化剂、0.5-2份交联剂;在上述方法中,优选地,所述破乳剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4型破乳剂;所述高效助排剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的HSC-25型高效助排剂;所述稠化剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产VES-50A型稠化剂;所述交联剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的VES-50B型交联剂。
在上述方法中,优选地,所述清洁转向材料和携带液的重量比为(1-10)∶100。
在上述方法中,所用的活性液体具有酸性和润滑性,优选地,以重量份计,所述活性液体的组成包括:100份淡水、0.001-0.1份减阻剂(FR-800)、0.1-1.0份粘土稳定剂(AS-55)、0.01-0.2份破乳剂、0.01-0.1份高效助排剂;其中,所述减阻剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FR-800型减阻剂;所述粘土稳定剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的AS-55型粘土稳定剂;所述破乳剂为烷基酚与环氧乙烷的缩合物和/或阳离子表面活性剂,更优选为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4型破乳剂;所述高效助排剂为含氟表面活性剂,更优选为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的HSC-25型高效助排剂;进一步优选地,以重量份计,所述活性液体的组成还包括1-10份酸;其中,所述酸包括无机酸、有机酸、潜在酸中的一种或几种的组合;所述无机酸包括盐酸、磷酸、土酸和氟硅酸中的一种或几种的组合;所述有机酸包括甲酸、乙酸和乙二酸中的一种或几种的组合;所述潜在酸包括盐酸羟胺和/或氟化氢铵。
在上述方法中,优选地,所述酸液包括胶凝酸、温控变粘酸、地面交联酸、DCA转向酸、乳化酸、泡沫酸和有机土酸中的一种;
更优选地,以重量份计,所述胶凝酸的组成包括100份基础酸、0.3-1.0份酸液胶凝剂、1-4份高温酸液缓蚀剂、0.5-1份破乳剂、0.5-2份铁离子稳定剂、0.5-1份高效助排剂;其中,所述基础酸包括盐酸;所述酸液胶凝剂包括抗酸阳离子聚合物;所述高温酸液缓蚀剂包括醛酮胺类缩合物;所述破乳剂包括烷基酚与环氧乙烷缩合物和/或阳离子表面活性剂;所述助排剂包括含氟表面活性剂;更优选地,所述酸液胶凝剂包括KMS-50(该KMS-50也可以作为下述的变粘酸胶凝剂),所述高温酸液缓蚀剂KMS-6,所述破乳剂包括FRZ-4,所述铁离子稳定剂包括KMS-7;所述高效助排剂包括HSC-25(所用化学助剂均由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产);
以质量百分比计,所述地面交联酸的组成包括20.0%HCl、0.8%稠化剂(DMJ-130A)、1.0%破乳剂(DJ-10)、1.0%助排剂(DJ-02)、2.0%缓蚀剂(DJ-04)、1.0%铁离子稳定剂(DJ-07)、0.5%调理剂(DMJ-130BⅡ)、8%交联剂(DMJ-130BⅠ与DMJ-130BⅡ的质量比为1:1,交联比为0.8%)、余量为水(所述稠化剂、破乳剂、助排剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、调理剂和交联剂由库尔勒新凯特油田化学技术公司生产);
以质量百分比计,所述DCA转向酸的组成包括:20%HCl、10%清洁转向酸主剂(DCA-1)、0.2%酸液降阻剂(KMS-50(粉末状))、2%缓蚀剂(DCA-6)、余量为水(所述清洁转向酸主剂、酸液降阻剂和缓蚀剂由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产);
以质量百分比计,所述温控变粘酸(TCA)的组成包括20%HCl、0.6-1.2%变粘酸胶凝剂(KMS-50)、1-6%缓蚀剂(KMS-6)、1-4%高效助排剂(HSC-25)、1-4%防乳抗渣剂(FRZ-4)、1-4%铁离子稳定剂(KMS-7)、0.5-0.8%变粘酸活化剂(KMS-50H)、余量为水(所用化学助剂由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产);
以重量份计,所述有机土酸的组成包括100份混合酸液、1-4份粘稳剂、1-4份缓蚀剂主剂、1-3份缓蚀剂辅剂、1-4份高效助排剂、1-4份铁离子稳定剂、1-4份破乳剂、0.2-0.4份胶凝剂、3-6份甲醇;其中,以所述混合酸的重量百分比计,所述混合酸的组成包括9%盐酸、3%醋酸,余量为水;进一步优选地,所述混合酸的组成还包括2.0%氢氟酸。
在上述方法中,所述乳化酸和泡沫酸可以为本领域的常规酸液。
在上述方法中,优选地,所述压裂液包括瓜胶压裂液、合成基高分子聚合压裂液、乳化压裂液、泡沫压裂液和有机压裂液中的一种(所述压裂液可以为本领域的常规压裂液,在本发明中所使用的压裂液不限于上述列举的压裂液,对于本领域技术人员来说,在实施过程中,可以根据实际情况,自行进行调配得到想要的压裂液)。
在上述方法中,优选地,所述胶囊破胶剂的囊芯包括过硫酸铵,但不限于此。
在上述方法中,优选地,所述支撑剂包括石英砂和/或陶粒,其数目和类型视地层具体情况而定。
本发明提供的一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法可应用于油气井开采领域。
本发明提供的技术方案针对现有分段压裂或分段酸压改造技术的不足,以及新的分段改造技术应具备的特点,结合储层压裂裂缝与酸压裂缝形成的规律,提出了“无工具”的分段压裂或分段酸压改造的技术思路,该思路的核心是:长井段水力压裂或酸压时,人工裂缝会首先在长施工井段的最薄弱处开裂,继续施工使该处裂缝延伸;然后使用含有清洁转向材料的携带液,该携带液在进入已压开层段的炮眼和缝口时,携带液会进入已压开的裂缝,而清洁转向材料或座落和/或封堵在进液炮眼处,大幅降低开裂层段炮眼的进液流量,导致井底憋起更高压强,迫使长井段中次一级薄弱层被压开;继续施工使次一级薄弱层形成的裂缝延伸。以上过程可多次进行,使长井段的产层被全部压开、延伸,施工后清洁转向材料降解,通道重新恢复,达到全部产层被压裂动用的目的。
本发明提供的技术方案具有以下有益效果:
①清洁转向材料进入炮眼后形成封堵,井下憋压后自然选择压开破裂压力较低的储层(多对应物性较好的储层),分段可靠,效果好。
②不用工具实现分段改造,减小了井下工具的复杂程度,降低了工程风险、减小了作业难度,对于高温深井尤其适用。
③减少了多套机械分段工具的下入,缩短了作业周期,可大幅降低成本。
④不改变井下管柱内径,在井筒内无任何遗留,不会给后续作业遗留难题。
⑤既适用于碳酸盐岩油气藏的酸压裂施工,也适用于致密砂岩、煤岩和页岩等常规储层或非常规储层的水力加砂压裂施工;既能用于长井段直井,也可用于水平井中。
附图说明
图1为清洁转向材料封堵炮眼纵向转向分段改造过程的示意图;
图2为清洁转向材料的降解率与时间的关系曲线图;
图3为酸压管柱的结构示意图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解,现对本发明的技术方案进行以下详细说明,但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
大北克深是塔里木油田天然气上产的主力区块,是我国西气东输的主力区块。但该区块井深大(平均为6800米),建井周期长、建井成本高,必须提高单井产量实现高效开发。大北克深区块基质物性差、裂缝发育且储层跨度大(100-300米),储层增产施工必须在纵向上实现分段改造,提高厚层动用程度,才能最大幅度地提高产能。受井深大、压力高(压力系数1.53-1.82)、温度高(150-180℃)的条件制约,纵向工具分段费用高(实现每段转向需增费用约100万元)、工程风险大且给后续作业带来难题。实现纵向上无工具分段改造是大北克深区块高效改造的难点与关键。
下述实施例中,以塔里木盆地大北克深区带的克深A井为实施例油井进行分段酸压改造。克深A井是塔里木盆地大北克深区带的一口预探井,目的层:古近系砂砾岩段,白垩系巴什基奇克组。本井要改造的7445.0-7552.0米井段,测井解释:气层33.0米/15层,孔隙度6.9-9.2%,平均孔隙度8.0%,含油饱和度56.0-77.0%,平均含油饱和度68.1%;差气层37.5米/15层,孔隙度4.0-5.8%,平均孔隙度5.0%,含油饱和度51.0-71.0%,平均含油饱和度62.1%;干层8.0米/7层;成像测井解释裂缝40条。
由对克深A井的测井解释可知,如果不采用分段改造酸压改造方法,难以使较厚的储层得到全部动用,影响井的产能。酸压改造目的层段跨度107米,射孔段53米/10层,设计射孔总数1060孔,实际射孔总数1060孔。由于储层跨度较大,酸压施工排量4.0-4.5立方米每分钟下模拟缝高不能完全覆盖储层有效厚度,酸压改造时需要进行纵向转向提高分段效果,尽可能的提高储层改造程度。
为实现分段酸压,本井设计进行三级暂堵转向工艺。由于储层天然裂缝较发育,但多被充填或半充填,酸压时考虑加入纤维状清洁转向材料在已张开裂缝内形成暂堵,提高缝内净压力,促使更多天然裂缝张开,形成复杂缝网。本井射孔炮眼直径为8毫米,采用粒径为6毫米和3-4毫米的球状和颗粒状清洁转向材料进行架桥,结合纤维状清洁转向材料填充,实现炮眼和与之连接的主裂缝的暂堵。
酸压管柱结构如图3所示,从上至下为:油管挂+双公短节+斜坡油管+SP井下安全阀+斜坡油管+THT封隔器+斜坡油管+投捞式堵塞器+斜坡油管+分层压裂滑套+直连油管+球座。
实施例
本实施例提供了一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的分段酸压改造施工方法,其包括以下步骤:
1)使用80立方米非交联压裂液(该非交联压裂液也可以属于常规压裂液中的一种),以1.0-4.0立方米/分钟排量注入地层,压开第一级裂缝;本步骤还可以加入胶囊破胶剂,所述胶囊破胶剂的质量与所述压裂液的体积之比为0.01%t/m3;或者,可以加入1-10段40-100目的支撑剂并尾追过硫酸铵;
2)以2.0-4.0立方米/分钟的排量向地层注入100立方米的活性液体以激活储层的微裂缝;
3)使用70立方米的有机土酸(40立方米前置酸和30立方米主体酸),以4.2立方米/分钟排量注入地层,酸蚀改造第一级人工裂缝;
4)使用75立方米含有清洁转向材料的携带液(纤维状直径12微米、长度6毫米,真实密度为1.15g/cm3,耐温温度为180℃;颗粒状直径2毫米,真实密度为1.15g/cm3,耐温温度为180℃;二者重量比为7:3),以4.2立方米/分钟排量泵注暂堵第一级裂缝;
5)使用75立方米含有清洁转向材料的携带液(该清洁转向材料由直径为3-4毫米的颗粒状清洁转向材料(真实密度为1.15g/cm3,耐温温度为180℃)和直径为6毫米的球状清洁转向材料(真实密度为1.16g/cm3,耐温温度为180℃)混合而成,混合时可根据实际裂缝宽度,采用相应的混合比例进行混合),以4.2立方米/分钟排量泵注暂堵第一级裂缝处对应炮眼,迫使裂缝纵向转向形成第二级主裂缝并充分延伸;
6)使用30立方米前置酸和20立方米主体酸,以4.2立方米/分钟排量泵注,酸蚀改造第二级人工裂缝;
7)使用70立方米含清洁转向材料的携带液(该清洁转向材料的直径为3-4毫米的颗粒状清洁转向材料和直径为6毫米的球状清洁转向材料混合而成,混合时可根据实际裂缝宽度,采用相应的混合比例进行混合),以4.2立方米/分钟排量泵注暂堵第二级裂缝处对应炮眼,迫使裂缝纵向转向形成第三级主裂缝并充分延伸;
8)使用30立方米前置酸和18立方米主体酸,以4.2立方米/分钟排量泵注,酸蚀改造第三级人工裂缝;在泵注主体酸过程中加入20公斤的纤维状清洁转向材料(100目),辅助裂缝内部暂堵转向,迫使第三级裂缝形成更复杂缝网;使用31立方米后置酸,以2.5立方米/分钟排量泵注,保持储层的低pH值,避免反应产物的沉淀产生;
9)使用55立方米非交联压裂液,以4立方米/分钟排量泵注,将已注入酸液推入地层深部,避免近井形成二次损害,并减小酸液在停泵阶段或返排阶段对管柱的腐蚀;
10)停泵关井30分钟,使酸液与储层反应后,放喷、排液求产;其中:
以重量份计,所述非交联压裂液包括100份淡水、0.42份GRF-1H(稠化剂)、0.3份ZJFA-1(流动促进剂)、0.3份KMS-7(离子稳定剂,北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、0.25份GRF-2(增效剂)、1份氯化钾、0.015份过硫酸铵。
上述携带液为低粘度瓜胶溶液,以质量份计,其组成包括100份淡水、0.15份瓜胶、2份氯化钾、0.015份氢氧化钠、0.03份碳酸氢钠、0.1份甲醛、1份破乳剂、1份高效助排剂,其中,所述破乳剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4型破乳剂;所述高效助排剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的HSC-25型高效助排剂。
上述清洁转向材料与携带液的重量比为100:2。
以重量份计,上述活性液体的组成包括:100份淡水、0.001-0.1份减阻剂(FR-800)、0.1-1.0份粘土稳定剂(AS-55)、0.01-0.2份破乳剂、0.01-0.1份高效助排剂;其中,所述破乳剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4型破乳剂;所述高效助排剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的HSC-25型高效助排剂。
以重量份计,上述前置酸(特定参数的有机土酸)包括100份混合酸液(以混合酸液的质量百分比计,该混合酸液包括9%盐酸、3%醋酸、余量为水)、2份粘稳剂AS-100(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、3份缓蚀剂主剂KMS-6主剂(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、1.5份缓蚀剂辅剂KMS-6辅剂(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、1份高效助排剂HSC-25(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、2份铁离子稳定剂KMS-7(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、1份破乳剂FRZ-4(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、0.3份胶凝剂KMS-50(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、5份甲醇。
以重量份计,上述主体酸(特定参数的有机土酸)包括100份混合酸液(以混合酸液的质量百分比计,该混合酸液包括9%盐酸、3%醋酸、2.0%氢氟酸、余量为水)、2份粘稳剂AS-100(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、2.4份缓蚀剂主剂KMS-6主剂(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、1.2份缓蚀剂辅剂KMS-6辅剂(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、1份高效助排剂HSC-25(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、2份铁离子稳定剂KMS-7(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、1份破乳剂FRZ-4(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、0.3份胶凝剂KMS-50(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、5份甲醇。
上述后置酸由上述前置酸和清水按体积比1:1混合得到。
本实施例中,注入有机土酸也可以用压裂液配合支撑剂的方式替代,以所述压裂液的体积计,支撑剂的加入量为50-1000公斤/立方米,支撑剂为常规陶粒。
清洁转向材料封堵炮眼纵向转向分段改造的过程如图1所示,从图1中可以看出改造时首先进行第一级注入造缝、改造、然后注入清洁转向材料,封堵已压开层段的进液炮眼,迫使其它层段被压开,实现纵向上的转向改造,重复以上过程可实现多段分段改造。
克深A井在进行清洁转向材料封堵炮眼纵向转向分段酸压过程中,清洁转向材料纵向转向效果明显,一级转向压力为19.7兆帕,二级转向压力为16.9兆帕。
施工后清洁转向材料可以降解(如图2所示),确保改造的通道顺畅,不会在井筒内有任何遗留,从图2中可以看出在150℃下,约400min后,清洁转向材料的降解程度达到95%以上,降解后通道重新恢复,达到全部产层被压裂动用的目的。
克深A井使用清洁转向材料封堵炮眼纵向转向分段酸压裂施工后,用10毫米油咀求产,油压96兆帕,日产气1134714立方米。
Claims (12)
1.一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法,其包括:
a、使用30-500立方米的压裂液,以1.0-15.0立方米/分钟的排量注入地层,压开第一级人工裂缝;
b、以2.0-15.0立方米/分钟的排量向地层注入5-500立方米的活性液体;
c、使用30-500立方米的酸液或压裂液,以2.0-15.0立方米/分钟的排量注入地层;
d、使用5-100立方米的含有清洁转向材料的携带液,以0.5-15.0立方米/分钟的排量注入地层,暂堵步骤a中压开的第一级人工裂缝;
e、使用5-100立方米的含有清洁转向材料的携带液,以0.5-15.0立方米/分钟的排量注入地层,暂堵步骤a中压开的第一级人工裂缝对应的炮眼,迫使裂缝纵向转向,压开第二级人工裂缝;
f、使用30-500立方米的酸液或压裂液,以2.0-15.0立方米/分钟的排量注入地层;
g、当需深度改造时,重复上述步骤c-f;
h、使用压裂液顶替,完成对储层的分段缝网改造。
2.根据权利要求1所述的方法,其中:在步骤a中,所述压裂液中还包括胶囊破胶剂;优选地,所述胶囊破胶剂的质量与所述压裂液的体积之比为0.01%t/m3-0.1%t/m3。
3.根据权利要求1或2所述的方法,其中:在步骤a中,将压裂液注入地层时,还包括加入1-10段40-100目的支撑剂并尾追过硫酸铵的步骤,其中,所述支撑剂的质量与所述压裂液的体积之比为1%t/m3-5%t/m3,所述过硫酸铵的质量与所述压裂液的体积之比为0.01%t/m3-0.2%t/m3。
4.根据权利要求1所述的方法,其中:在步骤c中:
当使用30-500立方米的压裂液注入地层时,还包括加入过硫酸铵和/或支撑剂的步骤,其中,以所述压裂液的体积计,所述支撑剂的加入量为50-1000公斤/立方米。
5.根据权利要求1所述的方法,其中:在步骤f中:
当使用30-500立方米的压裂液注入地层时,还包括加入过硫酸铵和/或支撑剂的步骤,其中,以所述压裂液的体积计,支撑剂的加入量为50-1000公斤/立方米。
6.根据权利要求1所述的方法,其中:所述清洁转向材料为在储层条件下可完全溶解、或完全降解的清洁转向材料;
优选地,所述清洁转向材料包括水溶性清洁转向材料、油溶性清洁转向材料、温度降解清洁转向材料和生物降解清洁转向材料中的一种或几种的组合;
更优选地,所述清洁转向材料包括由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的石油工程纤维FCL、压裂用新型转向剂DCF-1、柔性转向剂SR-3、压裂用转向剂DCF-2中的一种或几种的组合;
进一步优选地,所述清洁转向材料的几何形状包括颗粒状、片状、纤维状和球状中的一种或几种的组合;
更进一步优选地,所述颗粒状清洁转向材料的性能指标为:粒径为1-3mm、真实密度为1.10-1.35g/cm3、耐温温度为20-200℃;所述片状清洁转向材料为圆形和/或类似圆形的片状物,其性能指标为:厚度为0.1-3mm和/或5-10mm、真实密度为1.10-1.35g/cm3、耐温温度为20-200℃;所述纤维状清洁转向材料的性能指标为:纤维的直径为10-20μm、纤维的长度为4-8mm、真实密度为1.10-1.35g/cm3、耐温温度为20-200℃;所述球状清洁转向材料的性能指标为:球的直径为6-70mm、真实密度为1.10-1.35g/cm3、耐温温度为20-200℃。
7.根据权利要求6所述的方法,其中:
当颗粒状清洁转向材料与纤维状清洁转向材料组合应用时,颗粒状清洁转向材料与纤维状清洁转向材料的重量比为(0.3-0.7)∶(0.7-0.3);
当片状清洁转向材料与纤维状清洁转向材料组合应用时,片状清洁转向材料与纤维状清洁转向材料的重量比为(0.2-0.8)∶(0.8-0.2);
当颗粒状清洁转向材料与片状清洁转向材料组合应用时,颗粒状清洁转向材料与片状清洁转向材料的重量比为(0.4-0.6)∶(0.4-0.6);
当颗粒状清洁转向材料、片状清洁转向材料和纤维状清洁转向材料组合应用时,颗粒状清洁转向材料、片状清洁转向材料和纤维状清洁转向材料的重量比为(0.1-0.5)∶(0.2-0.4)∶(0.7-0.1)。
8.根据权利要求1所述的方法,其中:所述携带液包括低粘度瓜胶液、清洁压裂液或酸液;
优选地,以重量份计,所述低粘度瓜胶液的组成包括:100份淡水、0.1-0.5份瓜胶或超级瓜胶、2-20份氯化钾、0.01-0.06份氢氧化钠、0.03-0.12份碳酸氢钠、0.08-0.12份甲醛、0.5-1份破乳剂、0.5-1份高效助排剂;其中,所述破乳剂为烷基酚与环氧乙烷的缩合物和/或阳离子表面活性剂,所述高效助排剂为含氟表面活性剂;
以重量份计,所述清洁压裂液的组成包括:100份淡水、1-5份稠化剂、0.5-2份交联剂;
更优选地,所述破乳剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4型破乳剂,所述高效助排剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的HSC-25型高效助排剂,所述稠化剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产VES-50A型稠化剂;所述交联剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的VES-50B型交联剂。
9.根据权利要求1所述的方法,其中:所述清洁转向材料和携带液的重量比为(1-10)∶100。
10.根据权利要求1所述的方法,其中:
以重量份计,所述活性液体的组成包括:100份淡水、0.001-0.1份减阻剂、0.1-1.0份粘土稳定剂、0.01-0.2份破乳剂、0.01-0.1份高效助排剂;其中,所述破乳剂为烷基酚与环氧乙烷的缩合物和/或阳离子表面活性剂,所述高效助排剂为含氟表面活性剂;
优选地,以重量份计,所述活性液体的组成还包括1-10份酸;其中,所述酸包括无机酸、有机酸、潜在酸中的一种或几种的组合;所述无机酸包括盐酸、磷酸、土酸和氟硅酸中的一种或几种的组合;所述有机酸包括甲酸、乙酸和乙二酸中的一种或几种的组合;所述潜在酸包括盐酸羟胺和/或氟化氢铵;
更优选地,所述减阻剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FR-800型减阻剂,所述粘土稳定剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的AS-55型粘土稳定剂,所述破乳剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4型破乳剂,所述高效助排剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的HSC-25型高效助排剂。
11.根据权利要求1或8所述的方法,其中:所述酸液包括胶凝酸、温控变粘酸、地面交联酸、DCA转向酸、乳化酸、泡沫酸和有机土酸中的一种;
优选地,以重量份计,所述胶凝酸的组成包括:100份基础酸液、0.3-1.0份酸液胶凝剂、1-4份高温酸液缓蚀剂、0.5-1份破乳剂、0.5-2份铁离子稳定剂、0.5-1份高效助排剂;其中,所述基础酸包括盐酸,所述酸液胶凝剂为抗酸阳离子聚合物,所述高温酸缓蚀剂为醛酮胺类缩合物,所述破乳剂为烷基酚与环氧乙烷的缩合物和/或阳离子表面活性剂,所述铁离子稳定剂为抗坏血酸钠,所述高效助排剂为含氟表面活性剂;
以质量百分比计,所述地面交联酸的组成包括:20.0%HCl、0.8%稠化剂、1.0%破乳剂、1.0%助排剂、2.0%缓蚀剂、1.0%铁离子稳定剂、0.5%调理剂、8%交联剂、余量为水;
以质量百分比计,所述DCA转向酸的组成包括:20%HCl、10%清洁转向酸主剂、0.2%酸液降阻剂、2%缓蚀剂、余量为水;
以质量百分比计,所述温控变粘酸的组成包括:20%HCl、0.6-1.2%变粘酸胶凝剂、1-6%缓蚀剂、1-4%高效助排剂、1-4%防乳抗渣剂、1-4%铁离子稳定剂、0.5-0.8%变粘酸活化剂、余量为水;
以重量份计,所述有机土酸的组成包括:100份混合酸液、1-4份粘稳剂、1-4份缓蚀剂主剂、1-3份缓蚀剂辅剂、1-4份高效助排剂、1-4份铁离子稳定剂、1-4份破乳剂、0.2-0.4份胶凝剂、3-6份甲醇;其中,以所述混合酸的重量百分比计,所述混合酸的组成包括9%盐酸、3%醋酸,余量为水;
更优选地,在所述胶凝酸中,所述酸液胶凝剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的KMS-50,所述高温酸液缓蚀剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的KMS-6,所述破乳剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4,所述铁离子稳定剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的KMS-7,所述高效助排剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的HSC-25;
在所述地面交联酸中,所述稠化剂为库尔勒新凯特油田化学技术公司生产的DMJ-130A,所述破乳剂为库尔勒新凯特油田化学技术公司生产的DJ-10,所述助排剂为库尔勒新凯特油田化学技术公司生产的DJ-02,所述缓蚀剂为库尔勒新凯特油田化学技术公司生产的DJ-04,所述铁离子稳定剂为库尔勒新凯特油田化学技术公司生产的DJ-07,所述调理剂为库尔勒新凯特油田化学技术公司生产的DMJ-130BⅡ,所述交联剂是为库尔勒新凯特油田化学技术公司生产的DMJ-130BⅠ和DMJ-130BⅡ,其中,所述DMJ-130BⅠ与DMJ-130BⅡ的质量比为1:1,交联比为0.8%;
在所述DCA转向酸中,所述清洁转向酸主剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的DCA-1,所述酸液降阻剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的KMS-50,所述缓蚀剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的DCA-6;
在所述温控变粘酸中,所述变粘酸胶凝剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的KMS-50,所述缓蚀剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的KMS-6,所述高效助排剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的HSC-25,所述防乳抗渣剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4,所述铁离子稳定剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的KMS-7,所述变粘酸活化剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的KMS-50H。
12.根据权利要求1-5任一项所述的方法,其中:所述压裂液包括瓜胶压裂液、合成基高分子聚合压裂液、乳化压裂液、泡沫压裂液和有机压裂液中的一种。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201510408961.0A CN104963672B (zh) | 2015-07-13 | 2015-07-13 | 一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201510408961.0A CN104963672B (zh) | 2015-07-13 | 2015-07-13 | 一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN104963672A true CN104963672A (zh) | 2015-10-07 |
CN104963672B CN104963672B (zh) | 2016-09-21 |
Family
ID=54217733
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201510408961.0A Active CN104963672B (zh) | 2015-07-13 | 2015-07-13 | 一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN104963672B (zh) |
Cited By (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106050213A (zh) * | 2016-06-30 | 2016-10-26 | 中国海洋石油总公司 | 一种砂岩储层自转向分流酸化方法 |
CN107446566A (zh) * | 2016-05-31 | 2017-12-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于深层页岩气水平井压裂的前置酸液及酸预处理方法 |
CN107859508A (zh) * | 2016-09-22 | 2018-03-30 | 北京九尊能源技术股份有限公司 | 一种低温煤层气井压裂裂缝转向方法 |
CN108505982A (zh) * | 2018-02-27 | 2018-09-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种采用液体胶塞实现暂堵转向的老井重复压裂增产方法 |
CN108547596A (zh) * | 2018-04-07 | 2018-09-18 | 陕西靖瑞能源科技股份有限公司 | 一种油田用气相屏蔽转向清洁解堵工艺 |
CN108570314A (zh) * | 2018-05-22 | 2018-09-25 | 河北峻极化工科技有限公司 | 应用于注水井砂岩解堵的解堵液及其制备方法 |
CN109458168A (zh) * | 2018-09-12 | 2019-03-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高砂岩储层气井产能的复合暂堵转向压裂方法 |
CN109611062A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-04-12 | 中国石油大学(北京) | 一种细分切割结合暂堵转向技术提高储层改造体积新方法 |
CN109751028A (zh) * | 2017-11-01 | 2019-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种针对碳酸盐岩的压裂方法以及施工流程 |
CN112696184A (zh) * | 2021-03-24 | 2021-04-23 | 四川省威沃敦化工有限公司 | 一种油气井压裂施工方法 |
CN113622893A (zh) * | 2020-05-07 | 2021-11-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层改造方法 |
CN113638725A (zh) * | 2020-04-27 | 2021-11-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于断溶体储层的酸压方法 |
CN117287173A (zh) * | 2023-11-27 | 2023-12-26 | 中国矿业大学 | 一种碳酸盐岩地热储层压裂工艺方法 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7571767B2 (en) * | 2004-09-09 | 2009-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures |
CN102159791A (zh) * | 2008-08-21 | 2011-08-17 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 水力压裂支撑剂 |
CN103590803A (zh) * | 2012-08-13 | 2014-02-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种固体酸酸压裂工艺方法 |
CN104727798A (zh) * | 2015-03-30 | 2015-06-24 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种低渗透气藏转向重复压裂工艺方法 |
-
2015
- 2015-07-13 CN CN201510408961.0A patent/CN104963672B/zh active Active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7571767B2 (en) * | 2004-09-09 | 2009-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures |
CN102159791A (zh) * | 2008-08-21 | 2011-08-17 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 水力压裂支撑剂 |
CN103590803A (zh) * | 2012-08-13 | 2014-02-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种固体酸酸压裂工艺方法 |
CN104727798A (zh) * | 2015-03-30 | 2015-06-24 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种低渗透气藏转向重复压裂工艺方法 |
Cited By (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107446566A (zh) * | 2016-05-31 | 2017-12-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于深层页岩气水平井压裂的前置酸液及酸预处理方法 |
CN107446566B (zh) * | 2016-05-31 | 2020-09-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于深层页岩气水平井压裂的前置酸液及酸预处理方法 |
CN106050213A (zh) * | 2016-06-30 | 2016-10-26 | 中国海洋石油总公司 | 一种砂岩储层自转向分流酸化方法 |
CN106050213B (zh) * | 2016-06-30 | 2019-08-06 | 中国海洋石油总公司 | 一种砂岩储层自转向分流酸化方法 |
CN107859508A (zh) * | 2016-09-22 | 2018-03-30 | 北京九尊能源技术股份有限公司 | 一种低温煤层气井压裂裂缝转向方法 |
CN107859508B (zh) * | 2016-09-22 | 2019-12-06 | 北京九尊能源技术股份有限公司 | 一种低温煤层气井压裂裂缝转向方法 |
CN109751028A (zh) * | 2017-11-01 | 2019-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种针对碳酸盐岩的压裂方法以及施工流程 |
CN108505982A (zh) * | 2018-02-27 | 2018-09-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种采用液体胶塞实现暂堵转向的老井重复压裂增产方法 |
CN108547596A (zh) * | 2018-04-07 | 2018-09-18 | 陕西靖瑞能源科技股份有限公司 | 一种油田用气相屏蔽转向清洁解堵工艺 |
CN108570314A (zh) * | 2018-05-22 | 2018-09-25 | 河北峻极化工科技有限公司 | 应用于注水井砂岩解堵的解堵液及其制备方法 |
CN109458168A (zh) * | 2018-09-12 | 2019-03-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高砂岩储层气井产能的复合暂堵转向压裂方法 |
CN109611062A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-04-12 | 中国石油大学(北京) | 一种细分切割结合暂堵转向技术提高储层改造体积新方法 |
CN109611062B (zh) * | 2018-10-19 | 2023-09-29 | 中国石油大学(北京) | 一种细分切割结合暂堵转向技术提高储层改造体积新方法 |
CN113638725A (zh) * | 2020-04-27 | 2021-11-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于断溶体储层的酸压方法 |
CN113622893A (zh) * | 2020-05-07 | 2021-11-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层改造方法 |
CN112696184A (zh) * | 2021-03-24 | 2021-04-23 | 四川省威沃敦化工有限公司 | 一种油气井压裂施工方法 |
CN117287173A (zh) * | 2023-11-27 | 2023-12-26 | 中国矿业大学 | 一种碳酸盐岩地热储层压裂工艺方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN104963672B (zh) | 2016-09-21 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN104963672B (zh) | 一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法 | |
CN105089603B (zh) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 | |
CN105041289B (zh) | 一种暂堵缝口强制平面转向形成多缝的方法 | |
CN110761765B (zh) | 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法 | |
CN105089596B (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
CN109113703B (zh) | 一种深层页岩气“v”型压力曲线的压裂方法 | |
CN107313762B (zh) | 一种页岩水力压裂方法 | |
CN104120999B (zh) | 两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏co2驱过程中发生窜逸的采油方法 | |
CN104989361B (zh) | 一种辅助水平井人工裂缝转向改造的方法 | |
CN105089600B (zh) | 暂堵转向材料辅助水平井进行拖动式水力喷射改造的方法 | |
CN109958411B (zh) | 一种水平井簇射孔分段压裂方法 | |
CN106567702A (zh) | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 | |
CN105041288A (zh) | 一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法 | |
CN110318674B (zh) | 一种巷道顶板致裂防突的方法 | |
CN106030030A (zh) | 在地层中提供多个裂缝的方法 | |
CN101353958A (zh) | 一种油气井开采温控变粘酸酸压裂方法 | |
CN103967472A (zh) | 一种煤层气分段压裂水平井强化抽采方法 | |
CN110159239B (zh) | 一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法 | |
CN106761606A (zh) | 对称式布缝的异井异步注co2采油方法 | |
CN105199685A (zh) | 一种诱导性裂缝防漏堵漏的水基钻井液 | |
US9624419B2 (en) | Methods for producing fluid migration resistant cement slurries | |
CN112943185A (zh) | 一种基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺 | |
CN100489053C (zh) | 一种封堵大孔道的凝胶 | |
CN112443306B (zh) | 一种深层页岩气井增大裂缝复杂性的控压压裂方法 | |
CN110118079B (zh) | 一种高含蜡油层的压裂开采方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant |