CN107760293B - 一种压裂预前置液处理方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种压裂预前置液处理方法。包括：(1)预前置液基础配方的确定；(2)预前置液综合配方优化：如水敏强，增加防膨剂的浓度；如酸敏强，增加稠化剂浓度；如碱敏强，改变pH调节剂浓度；如盐敏强，调节含阳离子的添加剂浓度；如速敏强，控制压后的产量；如应力敏感性强，加入酸液添加剂；(3)预前置液的排量及液量优化：先采用1.5‑2m³/min高排量以压开预期缝高的80％，然后换为0.5‑1m³/min小排量施工；(4)预前置液黏度小于前置液黏度。本发明针对不同储层的压裂需求，对预处理液进行配方、用量、排量、黏度等优化，实现储层增产效果的最大化。

Description

一种压裂预前置液处理方法

技术领域

本发明涉及石油钻井领域，进一步地说，是涉及一种压裂预前置液处理方法。可用于碳酸盐岩、砂岩、页岩等储层，即可用于直井，也可用于水平井水力压裂。

背景技术

目前，压裂预前置液处理技术主要用常规盐酸在正式注入前置液前注入，用以解除井筒及近井带泥浆或其它污染物的堵塞，利于降低地层破裂压力和初始裂缝高度。该技术在许多压裂作业中，已几乎成为一种通用的模式，尤其是页岩气压裂作业，几乎每口井每段都要注入10m³-15m³的盐酸，有时破裂压力可降低高达30MPa以上，极大地保证了后续作业的安全。有时也采用调整配方的土酸体系，用以溶蚀近井裂缝弯曲地带的岩石成分，防止压裂的早期砂堵，尤其是斜井或裂缝方位与射孔相位匹配性不好时更是如此。

但上述压裂预前置液处理技术的流体配方及作用单一，难以满足特殊储层压裂的需要，如强水敏储层、凝析气储层，以及固井质量不好的井层。

从技术层面而言，以往压裂预前置液处理技术存在的主要问题有：

(1)预处理液体的配方优化过于单一。如一般只有常规的盐酸或土酸，因主要考虑的目的就是降低破裂压力和近井裂缝流动阻力了。

(2)预处理液用量优化缺乏量化依据。如，主要根据钻井液滤失情况及储层厚度进行设计，一般每米厚度设计用量为0.5m³-1m³。

(3)预处理液注入排量优化缺乏依据。如一般采取0.8m³/min-1.5m³/min，有时主要根据注酸设备能力进行，没有考虑储层的实际需要。

(4)没有考虑特殊储层的额外需求。如上所述的强水敏储层、凝析气储层、高黏土含量储层，以及固井质量不好的井层等。

综上所述，必须研究提出一种新的压裂预前置液处理技术，以解决目前的技术局限性。

发明内容

为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种压裂预前置液处理方法。针对不同储层的压裂需求，对预处理液进行配方、用量、排量、黏度等优化，以解决目前的技术局限性，实现储层增产效果的最大化。

本发明的目的是提供一种压裂预前置液处理方法。

包括：

(1)预前置液基础配方的确定

如碳酸盐岩含量>15％，则预前置液基础配方为15-20％HCL；

如碳酸盐岩含量<5％，则预前置液基础配方采取1-5％FH+15-20％HCL的土酸；土酸是油田领域的专业术语,是氢氟酸与盐酸的混合酸；

如碳酸盐含量在5～15％,则预前置液基础配方采取1-3％FH+15-20％HCL的土酸；

(2)预前置液综合配方优化

如水敏强，增加防膨剂的浓度；

如酸敏强，增加稠化剂浓度；

如碱敏强，改变pH调节剂浓度，使pH值<9，更优选pH值<8；

如盐敏强，调节含阳离子的添加剂浓度，使总矿化物度小于盐敏的临界矿化度；

如速敏强，控制压后的产量，使流动速度低于速敏的临界值；

如应力敏感性强，针对不同应力敏感特征加入酸液添加剂，使岩心溶蚀率提高10-20％；

(3)预前置液的排量及液量优化

先采用适当高排量以压开预期缝高的80％，然后换为小排量施工；

(4)预前置液黏度小于前置液黏度。

其中，优选：

步骤(1)中，在土酸配方中，

如碳酸盐岩含量为4-5％，则HCL的浓度为18-20％；

如碳酸盐岩含量为1-3％，则HCL的浓度为15％。

步骤(2)中，

如含水油(气)藏，则加改变相渗特性的压裂液；

如含油或是纯油藏，则应加破乳剂。

如水敏强，增加防膨剂的浓度；每次增加0.05％为宜，最终浓度不超过0.5％；具体加到多少需看水敏程度，以能中和水敏影响为标准。

如酸敏强，增加稠化剂浓度；每次增加0.05％为宜，最终浓度不超过0.8％；具体加到多少需看酸敏程度，以能中和酸敏影响为标准。

如碱敏强，改变pH调节剂浓度，使pH值<9.

步骤(4)中，预前置液与前置液黏度比范围0.6-0.9。

如果模拟发现预前置液的用量较大，则在预前置液的配方中，增加降滤失剂。优选采取预前置液的1/3-1/2阶段先不加降滤剂，后续的预前置液再加降滤剂。

本发明基于压裂过程中渗吸涨破机理，预处理液体在裂缝起裂扩展过程中优先渗滤进入裂缝波及的储层中，与储层内的黏土、流体等发生作用，同时，起到隔离液的作用，防止后续的压裂液进入预处理液的渗滤前缘；考虑到储层滤失速度与时间的平方根呈反比关系，前置液及后续的携砂液都难以渗滤进入预处理液的前缘；

预前置液基础配方优化需考虑储层岩石的岩矿特征，增加预前置液溶蚀沟通天然裂缝及疏通活络缝壁岩石孔隙的概率；

在此基础上，再添加其它的功能性辅剂对综合配方进行优化；在注入排量及用量的优化上，基于成熟的裂缝扩展商业模拟软件如FracPro PT、Gohfer及Stimplan等，以预前置液的流变参数为软件输入参数进行模拟优化。

具体包括以下步骤：

(1)压裂目的层六敏特性及其它特性参数分析：主要包括岩矿特征、六敏分析(水敏、酸敏、碱敏、盐敏、速敏及应力敏感性)。此外，综合滤失系数、油(气)水关系、原油性质也至关重要，可分别采用测试压裂压降分析、岩心实验及油样分析等常规评价方法进行，在此不赘。

(2)预前置液基础配方的确定：主要基于岩矿特征及天然裂缝内填隙物特征，采用实际岩心的酸岩反应溶蚀率实验确定。一般以岩石溶蚀率>30％作为酸液类型及配方优化的依据。

一般地，如碳酸盐岩含量>15％，则15-20％HCL常规盐酸即可；

如碳酸盐含量在5～15％,则预前置液基础配方采取1-3％FH+15-20％HCL的土酸；

如碳酸盐岩含量<5％，则采取1-5％FH+15-20％HCL的土酸；其中，如碳酸盐岩含量相对较高(如4-5％)，则HCL的浓度相对较高(如18-20％)，反之，如碳酸盐岩含量相对较低(如1-3％)，则HCL的浓度相对较低(如15％)。目的是防止氟化钙沉淀造成的二次伤害。

(3)预前置液综合配方优化：在(2)的基础上，考虑添加各种相关的功能性助剂，如水敏强，就增加防膨剂的浓度；如酸敏强，就适当调节酸配方，还可适当增加稠化剂浓度，减少氢离子释放速度；如碱敏强，就适当改变pH调节剂浓度，使pH值<8或9；如盐敏强，就适当调节含阳离子的添加剂浓度，使总矿化物度小于盐敏的临界矿化度；如速敏强，配方不用调整，主要控制压后的产量，使流动速度低于速敏的临界值；如应力敏感性强，则优化酸配方，使岩心溶蚀率在原先的基础上，再提高10-20个百分点，只要能增大裂缝壁附近岩石的孔隙度，就可降低应力敏感性效应。如是其它的特殊要求，如油(气)水关系复杂，可加改变相渗特性的压裂液(RPM)；如含油(如凝析气藏)或是纯油藏，则应加破乳剂；此外，还需根据缝高的延伸规律，如缝高易上延，除了射孔段偏下外，还可适当加入溴盐或硝酸盐，加重预前置液。

在上述辅助功能选择中，要根据具体井层的特征，选择针对性的功能助剂，而不能追求大而全的预前置液配方。

(4)预前置液的排量及液量优化。在注入排量及用量的优化上，基于上述成熟的商业模拟软件，为减少预前置液用量，先采用适当高排量以压开预期缝高的80％，然后换为小排量施工，尤其是砂岩等层状沉积地层，小排量施工产生的井底压力积聚速度慢，裂缝在缝长方向扩展速度更快，尤其是脆性好的地层更是如此。换言之，小排量产生的裂缝长而窄，裂缝体积小，利于降低预前置液用量。为此，排量及液量优化的目标函数是缝长为最终设计缝长的85％以上，造缝宽度为最终预期值的30％左右(预前置液不加砂，对缝宽的要求不高)，缝高为最终缝高的80％左右。施工中采用先高排量后小排量的依据是，如一直采用低排量，则缝高可能相对较低，则在后期前置液及携砂液的主压裂施工时，肯定会造成缝高的大幅度延伸，此时，新延伸的缝高区域，就没有预前置液的预处理功能，则压裂效果肯定会大打折扣。

此外，如模拟发现预前置液的用量相对较大，则应在预前置液的配方中，增加降滤失剂，如油溶性树脂或小粒径固体降滤剂。此树脂或固体降滤剂的粒径选择应与储层岩石的孔隙结构相匹配，一般采用的原则是降滤剂的颗粒直径是岩石吼道直径的1/3-1/2，但降滤效果也不能太好，否则裂缝壁附近岩石没有预前置液的渗滤，上述各种功能就难以实现。为此，可采取预前置液的1/3-1/2阶段先不加降滤剂，后续的预前置液再加降滤剂，以实现最佳的效果。

也根据预前置液的滤失情况，可进一步优化其黏度。如滤失大，则适当增加预前置液黏度，反之，适当降低黏度。也可采取预前置液的黏度调节与降滤剂调节相结合的方法，实现最优的降滤效果。

一般地，如上述模拟优化的预前置液用量仍然偏大，如占前置液的比例达50％甚至更高，就失去了预前置液的意义。此时，可适当调整预前置液占前置液的比例在30％以下。

(5)预前置液与前置液的黏度比的优化。如黏度比大于1，则前置液在注入中，可能在预前置液中形成粘滞指进效应。室内试验证明，只要黏度比大于3-6(被驱替液黏度与驱替液黏度比)，则粘滞指进效应非常明显。换言之，在这种情况下，预前置液在裂缝的中后部滞留的比例就相对较高，可能使最终的预前置液用量过大。因此，前置液的黏度至少与预前置液相当，以形成所谓的活塞式推进效应，尽可能多地将预前置液顶替到裂缝前缘进行新的破裂和延伸。实际上，在裂缝的前缘由于初滤失效应，滤失速度最快，裂缝壁附近的滤失深度在初期也是迅速增大的，滤失速度在后期会越来越小。因此，前置液的黏度比预前置液的黏度高得越高，则预前置液的效应发挥也最好，无论是其在缝壁的滤失效应，还是其用量最低化效应，都是最佳的。

如为实现别的目的(如控缝高)，要求前置液的黏度不能太低，则可以采取前置液变黏度的设计方法，即先期低黏度，中后期高黏度，且变黏度的速度应相对较快才行。

(6)其它的流程及步骤，参照常规压裂的做法。

与现有的压裂预前置液处理技术相比，本发明所述采用了全新的处理技术，施工过程中不再选用同一类型、单一配方的预前置液，预前置液的用量、排量及黏度等亦加以优化，根据储层条件，基于岩矿特征及天然裂缝内填隙物特征有针对性地选择预前置液基础配方，再根据储层敏感性等特殊条件选择相关功能性助剂，并对预前置液的用量、排量及黏度等进行优化。

本发明可有效增强预前置液与储层的匹配性，降低预前置液对储层和裂缝的伤害，增强裂缝对油气渗流通道的供给能力，最大限度地挖掘储层的增产能力。

现场施工也具备可操作性，施工前配置好预前置液，不同排量一般能满足要求。

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

实施例

A井是位于江汉盆地某薄层区块的一口资料井，目的层段岩性为褐灰色油迹粉砂岩，天然裂缝较发育。目的层压裂井段为2690.8-2693.0m、2694.5-2696.2m、2702.5-2704.0m，5.4m/3层，储层平均杨氏模量27.8GPa，平均泊松比0.25；目的层与上部隔层的应力差约为5MPa，与下部隔层应力差约为9MPa；目的层温度为109℃。为了解该目的层的含油性及油气显示层产能，并对该区块开展下步勘探评价工作，借鉴本专利提出的工艺方法，结合本井实际情况，进行了该井的压裂方案设计及现场先导试验，具体实施方法及效果如下：

(1)预前置液基础配方的确定：目的层段岩性为褐灰色油迹粉砂岩，碳酸盐岩含量<3％，选用3％FH+15％HCL的土酸；

(2)预前置液综合配方优化：敏感性实验显示该井目的层段水敏中等偏强，酸敏弱，碱敏弱，盐敏弱，适当增加防膨剂浓度至0.5％；

(3)预前置液排量及液量优化：基于Gohfer模拟软件计算，先以2.0m³/min排量泵入30m³预前置液，再以1.0m³/min排量泵入30m³预前置液；以2.0m³/min排量泵入30m³预前置液之后即切换成小排量。

(4)预前置液黏度优化：小于前置液黏度，控制在3.0～5.0mPa·s左右。

按上述步骤对该试验井进行了压裂施工，现场施工工艺取得成功。结合该井压后井温测井解释结果及压后裂缝二次模拟结果，证实该井压裂缝高控制良好(缝高26m)，裂缝主要集中在储层裂缝中延伸。该井压后取得了较好的效果，压后初期日产油量为5m³/d～6m³/d，半年后日产量稳定在4m³/d左右。

通过该区几口井的先导试验证明：借鉴本专利提出的工艺方法，压后初期日产油量达到邻井的2～3倍左右，且压后产量递减明显慢于邻井或邻区块，压后稳产及有效期明显增长，取得了显著的增油效果，提高该类储层的压裂改造效果。

Claims (4)

1.一种压裂预前置液处理方法，其特征在于所述方法包括：

（1）预前置液基础配方的确定

如碳酸盐岩含量<5%，则预前置液基础配方采取1-5%FH+15-20%HCL的土酸；

（2）预前置液综合配方优化

如水敏强，增加防膨剂的浓度；每次增加0.05% ，最终浓度不超过0.5%；

含水油气藏，则加改变相渗特性的压裂液；

如含油或是纯油藏，则加破乳剂；

（3）预前置液的排量及液量优化

先采用1.5-2m³/min高排量以压开预期缝高的80%，然后换为0.5-1m³/min小排量施工；

（4）预前置液黏度小于前置液黏度；

预前置液与前置液黏度比范围为0.6-0.9。

2.如权利要求1所述的压裂预前置液处理方法，其特征在于：

步骤（1）中，在土酸配方中，

如碳酸盐岩含量为4-5%，则HCL的浓度为18-20%；

如碳酸盐岩含量为1-3% ，则HCL的浓度为15% 。

3.如权利要求1~2之一所述的压裂预前置液处理方法，其特征在于：

如果模拟发现预前置液的用量较大，则在预前置液的配方中，增加降滤失剂。

4.如权利要求3所述的压裂预前置液处理方法，其特征在于：

采取预前置液的1/3-1/2阶段先不加降滤剂，后续的预前置液再加降滤剂。