CN107558981B - 一种多粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺 - Google Patents
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Abstract
一种多粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺，通过压裂液携带的具有粒径级差刚性暂堵剂组合物对初次人工裂缝深部实施暂堵，提升缝内净压力，开启侧向新缝的压裂工艺。本发明由可降解聚乳酸树脂类纤维压裂液携带四种粒径级差组合的刚性暂堵剂，按照350‑500‑650g/cm3的混砂浓度快速注入，实施裂缝深部暂堵，提升缝内净压力，开启侧向天然裂缝，实现侧向剩余油的有效动用，提高油井单井产量和最终采收率。本发明具有施工工艺可操作性强，压裂形成复杂裂缝系统，扩大老井侧向剩余油动用程度，成本低，大幅度提高油田开发效益的优点，解决了低渗透油藏重复压裂效果差的难题。
Description
技术领域
本发明涉及油田勘探开发井下作业技术中的一种油井重复压裂工艺，具体涉及一种多粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺。
背景技术
长庆油气田具有典型的低压、低渗、低产特征，且大部分油田生产已达10年以上，一部分特渗透油藏、超低渗透油藏先后进入开发中后期。由于油藏开采初期采取常规加砂压裂的开发模式，形成了单一的人工裂缝，经过长时间的生产之后，早期压裂裂缝所控制的原油已基本采尽，由于储层物性较差，主裂缝带侧向(或较远)区域原油无法及时补充。由于天然裂缝发育，注水方向性明显，呈条带性分布，主向油井易见水，侧向油井长期受效较慢，因此，油藏开发面临主向裂缝采出程度较高，侧向剩余油富集难以有效动用的技术难题，形成了一批低产低效井，呈现“低采出程度、低采油速度、高递减率”的现状，治理难度大。前期采取常规老裂缝充填完善重复压裂技术，由于难以实现侧向剩余油的有效动用，措施效果差、递减较大。因此急需针对侧向油井开展新的重复压裂技术研究与试验，形成能够延伸到侧向剩余油区域的复杂裂缝网络系统，提高油井产量和最终采收率。
发明内容
本发明的目的是提供一种多粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
一种多粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺，包括以下步骤：
1)施工准备：使用活性水进行低替出井筒内的液体，并坐封封隔器；
2)暂堵方法：注入降阻水10-40m3，开启初次人工裂缝；再将具有粒径级差的暂堵剂组合物加入到可降解聚乳酸树脂类纤维压裂液中，按照350g/cm3、500g/cm3、650g/cm3的混砂浓度注入后运移到裂缝深部形成桥堵，提升缝内净压力2-3MPa，达到开启侧向天然裂缝的条件；
3)采用活性水或滑溜水按照130-200g/cm3的砂浓度携带石英砂，充填开启的天然裂缝；
4)泵注胍胶交联液，按照240-567g/cm3的砂浓度携带石英砂对主裂缝进行有效充填，确保形成复杂裂缝系统；
5)用活性水顶替井筒内的携砂液进入地层，完成复杂裂缝的压裂。
本发明进一步的改进在于，步骤1)中以0.5m3/min的施工排量进行低替出井筒内的液体，以0.5-3.0m3/min的施工排量坐封封隔器。
本发明进一步的改进在于，步骤2)中以大于3.0m3/min的施工排量注入降阻水。
本发明进一步的改进在于，步骤2)中具有粒径级差的暂堵剂组合物通过以下方法制得：将粒径为2.36-3.35mm、0.85-2.00mm、0.21-0.45mm及0.12-0.15mm四种刚性暂堵剂按照1:1:2:4的质量比进行混合均匀，形成具有粒径级差的暂堵剂组合物。
本发明进一步的改进在于，步骤2)中可降解聚乳酸树脂类纤维压裂液通过以下方法制得：先配制质量浓度为0.25-0.3％的胍胶基液，以胍胶基液为母液配制质量浓度为0.5-0.65％的可降解聚乳酸树脂类纤维压裂液。
本发明进一步的改进在于，步骤3)中石英砂粒径为40-70目。
本发明进一步的改进在于，步骤4)中石英砂粒径为20-40目。
本发明进一步的改进在于，步骤3)、4)和5)中的施工排量均为4.0-6.0m3/min。
与现有技术相比，本发明的有益效果：本发明是采用纤维压裂液携带的具有粒径级差的暂堵剂组合物对初次人工裂缝深部实施暂堵，提升缝内净压力，开启侧向新缝的压裂工艺，该工艺是将暂堵方法、体积压裂和重复改造结合而成的一项技术，通过不同粒径级差组合物暂堵提升缝内净压力的方法，重点解决单一粒径暂堵剂提升净压力效果较差的问题，通过净压力的提升，开启侧向新缝，形成复杂的裂缝系统，扩大侧向剩余油的动用程度，取得了较好的效果。现场实施20口井，井下压力计测试显示暂堵升压3MPa以上，净压力达到5MPa以上，达到了开启侧向新缝的力学条件。试验井单井产量由措施前的0.5t提高到2.0t以上，有效的提高了单井产量，在含水稳定的基础上，有效的提高了油井的采收率。该工艺过程简单易行，成本较低，能大幅度提高油田生产效益，可应用于低渗透油层提高老井单井产量的压裂工艺。
进一步的，步骤1)中将粒径为2.36-3.35mm、0.85-2.00mm、0.21-0.45mm及0.12-0.15mm四种刚性暂堵剂按照1:1:2:4的质量比进行混合均匀，形成具有粒径级差的暂堵剂组合物；四种不同粒径级差按照合理的组合实施暂堵，改善暂堵提升裂缝净压力的效果。
进一步的，步骤1)中采用四种不同粒径级差的暂堵剂是根据长庆油田砂岩油藏的需求加工而成的以石英质为主的刚性暂堵剂，在裂缝内发挥暂堵和支撑双重作用。
进一步的，步骤3)中利用较大排量和低粘液体，在较高净压力的基础上，利用40-70目小粒径支撑剂对开启的天然裂缝进行支撑，形成有利的泄油通道。
进一步的，步骤4)中利用较大排量和高粘液体携带20-40目大粒径支撑剂对主裂缝进行充填，形成以“主缝为主、支缝为辅”的复杂裂缝系统。
附图说明
图1为多种粒径级差暂堵开启侧向新缝示意图。
图2为试验井1多种粒径级差组合暂堵提升净压力的Nolt-Smith曲线。
图3为试验井2多种粒径级差组合暂堵提升净压力的Nolt-Smith曲线。
具体实施方式
下面结合附图对本发明进行详细说明。
根据长庆油田低渗透油藏特征、地应力和岩石力学及重复压裂工艺等对堵剂粒径组合、加入时机和泵注参数进行了优化。在暂堵阶段，将配制好的纤维携带液和多种粒径级差的暂堵剂组合物由地面混砂设备混合快速注入，上述多种粒径级差的暂堵剂组合物为粒径2.36-3.35mm、0.85-2.00mm、0.21-0.45mm及0.12-0.15mm的刚性暂堵剂，上述不同粒径的刚性暂堵剂为将石英岩加工成规定粒径(2.36-3.35mm、0.85-2.00mm、0.21-0.45mm及0.12-0.15mm)的刚性颗粒，可降解聚乳酸树脂类纤维为适合于鄂尔多斯盆地延长组地层温度的可降解纤维产品，通过以下方法制得：将适应地层温度60～90℃的可降解聚乳酸树脂材料，加工为细丝状，长度10mm。泵注过程中主要利用纤维压裂液与暂堵剂颗粒相互作用形成网状结构，阻止不同粒径支撑剂的下沉，更好将其整体携带到裂缝中形成桥堵，提高缝内净压力，达到天然裂缝的开启条件，从而产生复杂的裂缝系统，如图1中所示。
为了提高侧向剩余油的动用程度，本发明提供一种多粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺。该工艺在初次人工裂缝的基础上，通过对原有裂缝的深部暂堵，提高缝内净压力，开启侧向天然裂缝，形成复杂的裂缝网络系统，沟通侧向(或原处)的剩余油，提高油井的单井产量和最终采收率。具体压裂过程依下列顺序进行。
1)堵剂准备：将粒径为2.36-3.35mm、0.85-2.00mm、0.21-0.45mm及0.12-0.15mm四种刚性暂堵剂按照1:1:2:4的质量比进行混合均匀，形成具有粒径级差的暂堵剂组合物；
2)配制纤维压裂液：先配制质量浓度为0.25-0.3％的胍胶基液(具体是将胍胶加入到水中制得)，以胍胶基液为母液配制质量浓度为0.5-0.65％的可降解聚乳酸树脂类纤维压裂液(具体是将可降解聚乳酸树脂类纤维加入到胍胶基液中制得)，作为携带液；
3)施工准备：使用活性水以0.5m3/min的施工排量进行低替出井筒内的液体，并以0.5-3.0m3/min的施工排量坐封封隔器，确保后续施工液体与砂量进入地层；
4)暂堵方法：先以大于3.0m3/min的施工排量注入降阻水10-40m3，开启初次人工裂缝；将具有粒径级差的暂堵剂组合物加入到可降解聚乳酸树脂类纤维压裂液中，然后按质量均匀分为三份，三份按照大约350g/cm3、500g/cm3、650g/cm3的混砂浓度注入，迅速运移到裂缝深部形成桥堵，提升缝内净压力2-3MPa，达到开启侧向天然裂缝的条件；
5)提升排量至4.0-6.0m3/min，采用降阻水按照130-200g/cm3的砂浓度携带40-70目石英砂，充填开启的天然裂缝；
6)以排量4.0-6.0m3/min泵注胍胶交联液(胍胶交联液通过以下方法制得：将质量浓度为0.25-0.3％的胍胶基液与交联剂(有机硼或硼砂)按照体积比100:0.6-0.8混合均匀，得到胍胶交联液)，按照240-567g/cm3的砂浓度携带20-40目石英砂支撑剂对主裂缝进行有效充填，确保形成以“主缝为主、支缝为辅”的复杂裂缝系统；
7)以4.0-6.0m3/min的施工排量用活性水顶替井筒内的携砂液进入地层，完成整个施工。
下面通过具体实施例进行说明。
实施例1
为了解决超低渗透油田生产时间较长，侧向剩余油难以动用的问题，而常规重复压裂技术难以实现剩余油的有效动用，实施效果较差，措施有效期短，本实施例提供了一种如图1和图2所示的基于多种粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺，包括如下步骤:
步骤1：施工材料准备：
(1)堵剂准备：将粒径为2.36-3.35mm、0.85-2.00mm、0.21-0.45mm及0.12-0.15mm四种刚性暂堵剂按照1:1:2:4的质量比进行混合均匀，形成多种粒径级差的暂堵剂组合物；
(2)配制纤维压裂液：先配制质量浓度为0.3％的胍胶基液，以胍胶基液为母液配制质量浓度为0.6％的可降解聚乳酸树脂类纤维压裂液，作为携带液。
步骤2：使用活性水以0.5m3/min的施工排量进行低替出井筒内的液体，并以0.5-3.0m3/min的施工排量坐封封隔器，确保后续施工液体与砂量进入地层；
步骤3：先以大于3.0m3/min的施工排量注入降阻水(滑溜水)40m3，开启初次人工裂缝；用配制好的纤维压裂液将不同粒径级差组合的暂堵剂按照330-500-660g/cm3的混砂浓度注入，迅速运移到裂缝深部形成桥堵，提升并保持较高缝内净压力，开启侧向天然裂缝；
步骤4：提升排量至5.0m3/min，采用降阻水(滑溜水)按照130-200g/cm3的砂浓度携带40-70目石英砂，充填开启的天然裂缝；
步骤5：以排量5.0m3/min泵注胍胶交联液，按照240-567g/cm3的砂浓度携带20-40目石英砂支撑剂对主裂缝进行有效充填，确保形成以“主缝为主、支缝为辅”的复杂裂缝系统；
步骤6：以5.0m3/min的施工排量用活性水顶替井筒内的携砂液进入地层，完成整个施工。
实施例2
本实施例提供了一种如图1和图3所示的基于多种粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺，包括如下步骤:
步骤1：施工材料准备：
(1)堵剂准备：将2.36-3.35mm、0.85-2.00mm、0.21-0.45mm及0.12-0.15mm四种刚性暂堵剂按照1:1:2:4的质量比进行混合均匀，形成多种粒径级差的暂堵剂组合物；
(2)配制纤维压裂液：先配制质量浓度为0.3％的胍胶基液，以胍胶基液为母液配制质量浓度0.6％的可降解聚乳酸树脂类纤维压裂液，作为携带液；
步骤2：使用活性水以0.5m3/min的施工排量进行低替出井筒内的液体，并以0.5-3.0m3/min的施工排量坐封封隔器，确保后续施工液体与砂量进入地层；
步骤3：先以3.0m3/min的施工排量注入降阻水20m3，开启初次人工裂缝；用配制好的纤维压裂液将不同粒径级差组合的暂堵剂按照300-500-690g/cm3的混砂浓度注入，迅速运移到裂缝深部形成桥堵，提升并保持较高缝内净压力，开启侧向天然裂缝；
步骤4：提升排量至4.5m3/min，采用降阻水按照130-200g/cm3的砂浓度携带40-70目石英砂，充填开启的天然裂缝；
步骤5：以排量4.5m3/min泵注胍胶交联液，按照240-500g/cm3的砂浓度携带20-40目石英砂支撑剂对主裂缝进行有效充填，确保形成以“主缝为主、支缝为辅”的复杂裂缝系统；
步骤6：以4.5m3/min的施工排量用活性水顶替井筒内的携砂液进入地层，完成整个施工。
上述过程是首先确定不同储层水平两相应力差值，长庆油田长6-8油藏两向应力差在5-7MPa，天然裂缝与主应力的夹角在30-60°，通过计算可知开启天然裂缝所需净压力在4-6MPa，这是开启天然裂缝形成复杂裂缝系统的力学条条件。前期压裂施工显示3-6m3/min在老井重复改造中能够形成的净压力值为2-3MPa，因此暂堵升压最好在3MPa以上，才能确保天然裂缝的开启。
实施例3
(1)堵剂准备：将粒径为2.36-3.35mm、0.85-2.00mm、0.21-0.45mm及0.12-0.15mm四种刚性暂堵剂按照1:1:2:4的质量比进行混合均匀，形成具有粒径级差的暂堵剂组合物；
(2)配制纤维压裂液：先配制质量浓度为0.3％的胍胶基液，以胍胶基液为母液配制质量浓度为0.6％的可降解聚乳酸树脂类纤维压裂液，作为携带液。
步骤2：使用活性水以0.5m3/min的施工排量进行低替出井筒内的液体，并以0.5m3/min的施工排量坐封封隔器，确保后续施工液体与砂量进入地层；
步骤3：先以大于3.0m3/min的施工排量注入降阻水(滑溜水)40m3，开启初次人工裂缝；用配制好的纤维压裂液将具有粒径级差的暂堵剂组合物按照330-500-660g/cm3的混砂浓度注入，迅速运移到裂缝深部形成桥堵，提升并保持较高缝内净压力，开启侧向天然裂缝；
步骤4：提升排量至5.0m3/min，采用降阻水(滑溜水)按照130g/cm3的砂浓度携带40-70目石英砂，充填开启的天然裂缝；
步骤5：以排量5.0m3/min泵注胍胶交联液，按照240g/cm3的砂浓度携带20-40目石英砂支撑剂对主裂缝进行有效充填，确保形成以“主缝为主、支缝为辅”的复杂裂缝系统；
步骤6：以4.0m3/min的施工排量用活性水顶替井筒内的携砂液进入地层，完成整个施工。
实施例4
(1)堵剂准备：将粒径为2.36-3.35mm、0.85-2.00mm、0.21-0.45mm及0.12-0.15mm四种刚性暂堵剂按照1:1:2:4的质量比进行混合均匀，形成具有粒径级差的暂堵剂组合物；
(2)配制纤维压裂液：先配制质量浓度为0.25％的胍胶基液，以胍胶基液为母液配制质量浓度为0.5％的可降解聚乳酸树脂类纤维压裂液，作为携带液。
步骤2：使用活性水以0.5m3/min的施工排量进行低替出井筒内的液体，并以2.0m3/min的施工排量坐封封隔器，确保后续施工液体与砂量进入地层；
步骤3：先以大于3.0m3/min的施工排量注入降阻水(滑溜水)10m3，开启初次人工裂缝；用配制好的纤维压裂液将具有粒径级差的暂堵剂组合物按照330-500-660g/cm3的混砂浓度注入，迅速运移到裂缝深部形成桥堵，提升并保持较高缝内净压力，开启侧向天然裂缝；其中，按照330-500-660g/cm3的混砂浓度注入具体是将具有粒径级差的暂堵剂组合物加入到配制好的纤维压裂液中，并且分为三份，三份的浓度分别为330g/cm3、500g/cm3、660g/cm3进行注入。
步骤4：提升排量至4.0m3/min，采用降阻水(或滑溜水)按照200g/cm3的砂浓度携带40-70目石英砂，充填开启的天然裂缝；
步骤5：以排量6.0m3/min泵注胍胶交联液，按照567g/cm3的砂浓度携带20-40目石英砂支撑剂对主裂缝进行有效充填，确保形成以“主缝为主、支缝为辅”的复杂裂缝系统；
步骤6：以5.0m3/min的施工排量用活性水顶替井筒内的携砂液进入地层，完成整个施工。
实施例5
(1)堵剂准备：将粒径为2.36-3.35mm、0.85-2.00mm、0.21-0.45mm及0.12-0.15mm四种刚性暂堵剂按照1:1:2:4的质量比进行混合均匀，形成具有粒径级差的暂堵剂组合物；
(2)配制纤维压裂液：先配制质量浓度为0.3％的胍胶基液，以胍胶基液为母液配制质量浓度为0.65％的可降解聚乳酸树脂类纤维压裂液，作为携带液。
步骤2：使用活性水以0.5m3/min的施工排量进行低替出井筒内的液体，并以3.0m3/min的施工排量坐封封隔器，确保后续施工液体与砂量进入地层；
步骤3：先以大于3.0m3/min的施工排量注入降阻水(滑溜水)20m3，开启初次人工裂缝；用配制好的纤维压裂液将具有粒径级差的暂堵剂组合物按照330-500-660g/cm3的混砂浓度注入，迅速运移到裂缝深部形成桥堵，提升并保持较高缝内净压力，开启侧向天然裂缝；
步骤4：提升排量至6.0m3/min，采用降阻水(滑溜水)按照170g/cm3的砂浓度携带40-70目石英砂，充填开启的天然裂缝；
步骤5：以排量4.0m3/min泵注胍胶交联液，按照400g/cm3的砂浓度携带20-40目石英砂支撑剂对主裂缝进行有效充填，确保形成以“主缝为主、支缝为辅”的复杂裂缝系统；
步骤6：以6.0m3/min的施工排量用活性水顶替井筒内的携砂液进入地层，完成整个施工。
本发明由质量浓度0.6％的可降解聚乳酸树脂类纤维压裂液携带四种粒径级差组合(2.36-3.35mm、0.85-2.00mm、0.21-0.45mm及0.12-0.15mm)的刚性暂堵剂，按照大约350-500-650g/cm3的混砂浓度快速注入，实施裂缝深部暂堵，提升缝内净压力，开启侧向天然裂缝，实现侧向剩余油的有效动用，提高油井单井产量和最终采收率。本发明具有施工工艺可操作性强，压裂形成复杂裂缝系统，扩大老井侧向剩余油动用程度，成本低，大幅度提高油田开发效益的优点，解决了安塞、华庆等低渗透油藏重复压裂效果差的难题。
Claims (5)
1.一种多粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺，其特征在于，包括以下步骤：
1)施工准备：使用活性水进行低替出井筒内的液体，并坐封封隔器；其中，以0.5m3/min的施工排量进行低替出井筒内的液体，以0.5-3.0m3/min的施工排量坐封封隔器；
2)暂堵方法：注入降阻水10-40m3，开启初次人工裂缝；再将具有粒径级差的暂堵剂组合物加入到可降解聚乳酸树脂类纤维压裂液中，按照350g/cm3、500g/cm3、650g/cm3的混砂浓度注入后运移到裂缝深部形成桥堵，提升缝内净压力2-3MPa，达到开启侧向天然裂缝的条件；其中，具有粒径级差的暂堵剂组合物通过以下方法制得：将粒径为2.36-3.35mm、0.85-2.00mm、0.21-0.45mm及0.12-0.15mm四种刚性暂堵剂按照1:1:2:4的质量比进行混合均匀，形成具有粒径级差的暂堵剂组合物；
可降解聚乳酸树脂类纤维压裂液通过以下方法制得：先配制质量浓度为0.25-0.3％的胍胶基液，将可降解聚乳酸树脂类纤维加入到胍胶基液中制得质量浓度为0.5-0.65％的可降解聚乳酸树脂类纤维压裂液；可降解聚乳酸树脂类纤维通过以下过程制得：将适应地层温度60～90℃的可降解聚乳酸树脂材料，加工为细丝状，长度10mm；
3)采用活性水或滑溜水按照130-200g/cm3的砂浓度携带石英砂，充填开启的天然裂缝；其中，施工排量均为4.0-6.0m3/min；
4)泵注胍胶交联液，按照240-567g/cm3的砂浓度携带石英砂对主裂缝进行有效充填，确保形成复杂裂缝系统；其中，胍胶交联液通过以下方法制得：将质量浓度为0.25-0.3％的胍胶基液与交联剂按照体积比100:0.6-0.8混合均匀，得到胍胶交联液；其中交联剂为有机硼或硼砂；
5)用活性水顶替井筒内的携砂液进入地层，完成复杂裂缝的压裂。
2.根据权利要求1所述的一种多粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺，其特征在于，步骤2)中以大于3.0m3/min的施工排量注入降阻水。
3.根据权利要求1所述的一种多粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺，其特征在于，步骤3)中石英砂粒径为40-70目。
4.根据权利要求1所述的一种多粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺，其特征在于，步骤4)中石英砂粒径为20-40目。
5.根据权利要求1所述的一种多粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺，其特征在于，步骤4)和5)中的施工排量均为4.0-6.0m3/min。
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