CN107418552A - 一种遇水膨胀纳米材料及基于此的控水增油压裂方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种遇水膨胀纳米材料及基于此的控水增油压裂方法，S1，进行射孔施工；S2，进行压裂施工，采用水基压裂液作为前置液注入使地层起裂造成人工裂缝，且前置液中携带有遇水膨胀纳米材料；S3，关井后遇水膨胀纳米材料遇水后膨胀发生形变胶结，形成高强度、无渗透性的封堵层；S4，注入携砂液，采用水基压裂液携带支撑剂进入裂缝；S5，注入顶替携砂液进入地层，其中，顶替液的用量等于施工管柱体积；S6，关井、放喷和求产。本发明通过封堵高含水孔道或区带，并提高封堵的耐压强度，不仅在加砂压裂时在油水层之间形成较高的应力差，而且对裂缝延伸进入水层起到控制作用，达到降低含水的目的。

Description

一种遇水膨胀纳米材料及基于此的控水增油压裂方法
技术领域
本发明涉及采油工程领域，具体涉及一种遇水膨胀纳米材料及基于此的控水增油压裂方法。
背景技术
低渗透高水饱油藏具有物性差、油水分异差、含水饱和度高等地质特点，如何避免沟通高含水孔道或区带是该类储层改造能否成功的关键因素。目前现有的改造方法存在如下主要问题，一是小规模控水压裂液量少、产油量低；二是大规模改造容易沟通高含水孔道或区带、导致生产含水高。
发明内容
本发明的目的在于提供一种遇水膨胀纳米材料及基于此的控水增油压裂方法，以克服现有技术存在的缺陷，本发明通过封堵高含水孔道或区带，并提高封堵的耐压强度，不仅在加砂压裂时在油水层之间形成较高的应力差，而且对裂缝延伸进入水层起到控制作用，达到降低含水的目的。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种遇水膨胀纳米材料，以质量份数计，其制备原料包括0.3-2.5份二氧化硅无机纳米粒子，0.6-1.5份聚丙烯酰胺-丙烯酸，0.2-0.8份延缓剂。
一种基于遇水膨胀纳米材料的控水增油压裂方法，包括以下步骤：
S1，进行射孔施工；
S2，进行压裂施工，采用水基压裂液作为前置液注入地层，使地层起裂造成人工裂缝，前置液质量占进入地层总液质量的15-20％，所述地层总液包括前置液和携砂液，且前置液中携带有遇水膨胀纳米材料，遇水膨胀纳米材料质量是携砂液中支撑剂质量的1.2-1.5倍；
S3，关井后遇水膨胀纳米材料遇水后膨胀发生形变胶结，形成高强度、无渗透性的封堵层；
S4，向人工裂缝中注入携砂液；
S5，注入顶替液进入地层，其中，顶替液的用量等于施工管柱体积；
S6，关井、放喷和求产。
进一步地，S1中射孔施工是采用火力射孔工艺或水力喷砂射孔工艺。
进一步地，当使用火力射孔工艺时，射孔段长度为1～2米、射孔密度为16孔/米、射孔相位角为60度。
进一步地，当使用水力喷砂射孔工艺时，喷砂射孔长度为0.3米，喷砂射孔长度上均布有6～8个孔眼。
进一步地，S2中压裂施工采用油管注入封隔器压裂工艺或水力喷砂压裂工艺。
进一步地，所述的水基压裂液包括：以质量份数计，4份羟丙基胍尔胶，8份稠化剂，1份交联剂，1份破胶剂。
进一步地，所述的遇水膨胀纳米材料为微球状，粒径为50nm～30μm。
进一步地，所述的遇水膨胀纳米材料包括：以质量份数计，0.3-2.5份二氧化硅无机纳米粒子，0.6-1.5份聚丙烯酰胺-丙烯酸，0.2-0.8份延缓剂。
进一步地，S3中关井时间为2～5小时；S6中关井时间为30分钟。
与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：
通过的遇水膨胀纳米材料，可以遇水膨胀但是遇油无变化，同时遇水变形胶结时间可以控制，用其封堵高含水孔道或区带，并提高封堵的耐压强度，不仅在加砂压裂时在油水层之间形成较高的应力差，而且对裂缝延伸进入水层起到控制作用，达到降低含水的目的。
本发明可解决现有的低渗透高水饱油藏压裂后含水高的问题，通过遇水膨胀纳米材料封堵高含水孔道或区带，并提高封堵的耐压强度，不仅在加砂压裂时在油水层之间形成较高的应力差，而且对裂缝延伸进入水层起到控制作用，达到降低含水的目的。
进一步地，通过设置水基压裂液配方，以便于携带纳米材料和支撑剂进入裂缝。
进一步地，通过设置关井时间控制裂缝的闭合。
附图说明
图1是本发明的纳米材料遇水膨胀变形胶结示意图。
其中：1、遇水膨胀纳米材料；2、膨胀形态；3、变形形态；4、胶结形态。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步详细描述：
一种遇水膨胀纳米材料，以质量份数计，其制备原料包括0.3-2.5份二氧化硅无机纳米粒子，0.6-1.5份聚丙烯酰胺-丙烯酸，0.2-0.8份延缓剂。
一种基于上述遇水膨胀纳米材料实现低渗透高含水油藏控水压裂的方法，采用遇水膨胀的纳米材料，遇油无变化，遇水后会膨胀变形胶结，且膨胀变形胶结时间是可控制的，最终封堵高含水孔道或区带，起到降低含水的作用。
参见图1，遇水膨胀纳米材料1在进入油藏地层后，遇水首先形成膨胀形态2，然后得到变形形态3，最后形成胶结形态4，最终封堵高含水孔道或区带，起到降低含水的作用。
具体包括如下步骤：
S1，采用火力射孔工艺(射孔段长度1～2米、射孔孔密16孔/米、射孔相位角60度)或水力喷砂射孔工艺(喷砂射孔长度0.3米、6～8个孔眼)进行射孔施工；
S2，采用油管注入封隔器加砂压裂或水力喷砂压裂工艺进行压裂施工，采用水基压裂液作为前置液注入使地层起裂并造的人工裂缝，水基压裂液主要配方为：以质量份数计，4份羟丙基胍尔胶，8份稠化剂，1份交联剂，1份破胶剂，前置液质量占进入地层总液质量的15-20％，所述地层总液包括前置液和携砂液，主要目的是为了携带纳米材料和支撑剂进入裂缝；
S3，在前置液中携带遇水膨胀纳米材料进入地层，遇水膨胀纳米材料质量是携砂液中支撑剂质量的1.2-1.5倍，关井2-5小时后该遇水膨胀纳米材料遇水后会膨胀发生形变胶结，形成高强度、无渗透性封堵层，同时遇油不会发生任何变化，所用遇水膨胀纳米材料呈微球状，粒径50nm～30μm，遇水膨胀纳米材料包括：以质量份数计，0.3-2.5份二氧化硅无机纳米粒子，0.6-1.5份聚丙烯酰胺-丙烯酸，0.2-0.8份延缓剂，遇水膨胀变形胶结时间可以控制；
S4，向人工裂缝中注入携砂液，携砂液由支撑剂和水基压裂液组成，采用常规携砂液即可；
S5，注入顶替液进入地层，其中，顶替液的用量相当于施工管柱体积；
S6，关井30分钟使裂缝强制闭合，然后放喷和求产。
下面结合具体实施例做进一步说明：
实施例1
S1，采用火力射孔工艺(射孔段长度1米、射孔孔密16孔/米、射孔相位角60度)进行射孔施工；
S2，采用油管注入封隔器加砂压裂或水力喷砂压裂工艺进行压裂施工，采用水基压裂液作为前置液注入使地层起裂并造的人工裂缝，水基压裂液主要配方为：以质量份数计，4份羟丙基胍尔胶，8份稠化剂，1份交联剂，1份破胶剂，前置液质量占进入地层总液质量的15％，所述地层总液包括前置液和携砂液，主要目的是为了携带纳米材料和支撑剂进入裂缝；
S3，在前置液中携带遇水膨胀纳米材料进入地层，遇水膨胀纳米材料质量是携砂液中支撑剂质量的1.2倍，关井2小时后该遇水膨胀纳米材料遇水后会膨胀发生形变胶结，形成高强度、无渗透性封堵层，同时遇油不会发生任何变化，所用遇水膨胀纳米材料呈微球状，粒径50nm，遇水膨胀纳米材料包括：以质量份数计，2.5份二氧化硅无机纳米粒子，1.5份聚丙烯酰胺-丙烯酸，0.8份延缓剂，遇水膨胀变形胶结时间可以控制；
S4，向人工裂缝中注入携砂液，携砂液由支撑剂和水基压裂液组成，采用常规携砂液即可；
S5，注入顶替液进入地层，其中，顶替液的用量相当于施工管柱体积；
S6，关井30分钟使裂缝强制闭合，然后放喷和求产。
实施例2
S1，采用火力射孔工艺(射孔段长度2米、射孔孔密16孔/米、射孔相位角60度)进行射孔施工；
S2，采用油管注入封隔器加砂压裂或水力喷砂压裂工艺进行压裂施工，采用水基压裂液作为前置液注入使地层起裂并造的人工裂缝，水基压裂液主要配方为：以质量份数计，4份羟丙基胍尔胶，8份稠化剂，1份交联剂，1份破胶剂，前置液质量占进入地层总液质量的20％，所述地层总液包括前置液和携砂液，主要目的是为了携带纳米材料和支撑剂进入裂缝；
S3，在前置液中携带遇水膨胀纳米材料进入地层，遇水膨胀纳米材料质量是携砂液中支撑剂质量的1.5倍，关井5小时后该遇水膨胀纳米材料遇水后会膨胀发生形变胶结，形成高强度、无渗透性封堵层，同时遇油不会发生任何变化，所用遇水膨胀纳米材料呈微球状，粒径30μm，遇水膨胀纳米材料包括：以质量份数计，0.3份二氧化硅无机纳米粒子，0.6份聚丙烯酰胺-丙烯酸，0.2份延缓剂，遇水膨胀变形胶结时间可以控制；
S4，向人工裂缝中注入携砂液，携砂液由支撑剂和水基压裂液组成，采用常规携砂液即可；
S5，注入顶替液进入地层，其中，顶替液的用量相当于施工管柱体积；
S6，关井30分钟使裂缝强制闭合，然后放喷和求产。
实施例3
S1，采用水力喷砂射孔工艺(喷砂射孔长度0.3米、6个孔眼)进行射孔施工；
S2，采用油管注入封隔器加砂压裂或水力喷砂压裂工艺进行压裂施工，采用水基压裂液作为前置液注入使地层起裂并造的人工裂缝，水基压裂液主要配方为：以质量份数计，4份羟丙基胍尔胶，8份稠化剂，1份交联剂，1份破胶剂，前置液质量占进入地层总液质量的17％，所述地层总液包括前置液和携砂液，主要目的是为了携带纳米材料和支撑剂进入裂缝；
S3，在前置液中携带遇水膨胀纳米材料进入地层，遇水膨胀纳米材料质量是携砂液中支撑剂质量的1.3倍，关井3小时后该遇水膨胀纳米材料遇水后会膨胀发生形变胶结，形成高强度、无渗透性封堵层，同时遇油不会发生任何变化，所用遇水膨胀纳米材料呈微球状，粒径200nm，遇水膨胀纳米材料包括：以质量份数计，1.5份二氧化硅无机纳米粒子，1.0份聚丙烯酰胺-丙烯酸，0.5份延缓剂，遇水膨胀变形胶结时间可以控制；
S4，向人工裂缝中注入携砂液，携砂液由支撑剂和水基压裂液组成，采用常规携砂液即可；
S5，注入顶替液进入地层，其中，顶替液的用量相当于施工管柱体积；
S6，关井30分钟使裂缝强制闭合，然后放喷和求产。
实施例4
S1，采用水力喷砂射孔工艺(喷砂射孔长度0.3米、8个孔眼)进行射孔施工；
S2，采用油管注入封隔器加砂压裂或水力喷砂压裂工艺进行压裂施工，采用水基压裂液作为前置液注入使地层起裂并造的人工裂缝，水基压裂液主要配方为：以质量份数计，4份羟丙基胍尔胶，8份稠化剂，1份交联剂，1份破胶剂，前置液质量占进入地层总液质量的18％，所述地层总液包括前置液和携砂液，主要目的是为了携带纳米材料和支撑剂进入裂缝；
S3，在前置液中携带遇水膨胀纳米材料进入地层，遇水膨胀纳米材料质量是携砂液中支撑剂质量的1.4倍，关井4小时后该遇水膨胀纳米材料遇水后会膨胀发生形变胶结，形成高强度、无渗透性封堵层，同时遇油不会发生任何变化，所用遇水膨胀纳米材料呈微球状，粒径1000nm，遇水膨胀纳米材料包括：以质量份数计，0.5份二氧化硅无机纳米粒子，1份聚丙烯酰胺-丙烯酸，0.4份延缓剂，遇水膨胀变形胶结时间可以控制；
S4，向人工裂缝中注入携砂液，携砂液由支撑剂和水基压裂液组成，采用常规携砂液即可；
S5，注入顶替液进入地层，其中，顶替液的用量相当于施工管柱体积；
S6，关井30分钟使裂缝强制闭合，然后放喷和求产。
以长庆油田70℃储层条件下室内实验为例，采用实施例4中所用的遇水膨胀纳米材料，量取纳米材料100ml，与水基压裂液500ml(质量份数：4份羟丙基胍尔胶，8份稠化剂，1份交联剂，1份破胶剂)搅拌混合并置于70℃水浴装置中反应，53min时开始膨胀变形，106min时开始胶结，142min时完全胶结。采用万能试验机对尺寸为：直径为2.55cm，长度为4.90cm的试样进行受力测试，改胶结试样轴向抗压强度14.2MPa，径向抗压强度8.7MPa。

Claims (10)

1.一种遇水膨胀纳米材料，其特征在于，以质量份数计，其制备原料包括0.3-2.5份二氧化硅无机纳米粒子，0.6-1.5份聚丙烯酰胺-丙烯酸，0.2-0.8份延缓剂。
2.一种基于遇水膨胀纳米材料的控水增油压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1，进行射孔施工；
S2，进行压裂施工，采用水基压裂液作为前置液注入地层，使地层起裂造成人工裂缝，前置液质量占进入地层总液质量的15-20％，所述地层总液包括前置液和携砂液，且前置液中携带有遇水膨胀纳米材料，遇水膨胀纳米材料质量是携砂液中支撑剂质量的1.2-1.5倍；
S3，关井后遇水膨胀纳米材料遇水后膨胀发生形变胶结，形成高强度、无渗透性的封堵层；
S4，向人工裂缝中注入携砂液；
S5，注入顶替液进入地层，其中，顶替液的用量等于施工管柱体积；
S6，关井、放喷和求产。
3.根据权利要求2所述的一种基于遇水膨胀纳米材料的控水增油压裂方法，其特征在于，S1中射孔施工是采用火力射孔工艺或水力喷砂射孔工艺。
4.根据权利要求3所述的一种基于遇水膨胀纳米材料的控水增油压裂方法，其特征在于，当使用火力射孔工艺时，射孔段长度为1～2米、射孔密度为16孔/米、射孔相位角为60度。
5.根据权利要求3所述的一种基于遇水膨胀纳米材料的控水增油压裂方法，其特征在于，当使用水力喷砂射孔工艺时，喷砂射孔长度为0.3米，喷砂射孔长度上均布有6～8个孔眼。
6.根据权利要求2所述的一种基于遇水膨胀纳米材料的控水增油压裂方法，其特征在于，S2中压裂施工采用油管注入封隔器压裂工艺或水力喷砂压裂工艺。
7.根据权利要求2所述的一种基于遇水膨胀纳米材料的控水增油压裂方法，其特征在于，所述的水基压裂液包括：以质量份数计，4份羟丙基胍尔胶，8份稠化剂，1份交联剂，1份破胶剂。
8.根据权利要求2所述的一种基于遇水膨胀纳米材料的控水增油压裂方法，其特征在于，所述的遇水膨胀纳米材料为微球状，粒径为50nm～30μm。
9.根据权利要求8所述的一种基于遇水膨胀纳米材料的控水增油压裂方法，其特征在于，所述的遇水膨胀纳米材料包括：以质量份数计，0.3-2.5份二氧化硅无机纳米粒子，0.6-1.5份聚丙烯酰胺-丙烯酸，0.2-0.8份延缓剂。
10.根据权利要求1所述的一种基于遇水膨胀纳米材料的控水增油压裂方法，其特征在于，S3中关井时间为2～5小时；S6中关井时间为30分钟。
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