CN109630065B - 一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法 - Google Patents
一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109630065B CN109630065B CN201811495751.XA CN201811495751A CN109630065B CN 109630065 B CN109630065 B CN 109630065B CN 201811495751 A CN201811495751 A CN 201811495751A CN 109630065 B CN109630065 B CN 109630065B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- super absorbent
- salt
- absorbent resin
- seam
- water
- 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.)
- Active
Links
- 239000011347 resin Substances 0.000 title claims abstract description 133
- 229920005989 resin Polymers 0.000 title claims abstract description 133
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 title claims abstract description 98
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 title claims abstract description 97
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 67
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 title claims abstract description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 28
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 17
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 15
- 229920000247 superabsorbent polymer Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 59
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 25
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 25
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 23
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 10
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 8
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 8
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 6
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 5
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 5
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 5
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 5
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 5
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229920006027 ternary co-polymer Polymers 0.000 claims description 4
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims 2
- 238000005429 filling process Methods 0.000 claims 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 8
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 2
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 abstract 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/5086—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2405—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection in association with fracturing or crevice forming processes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
本发明涉及石油工程学水力压裂领域，具体涉及一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法，包括：步骤一：坐封压裂封隔器，利用前置液压开目标层形成主缝，步骤二：注入混有不耐盐高吸水性树脂的前置液并顶替至主缝深处，然后再注入混有强耐盐高吸水性树脂的前置液，步骤三：待强耐盐高吸水性树脂吸水膨胀形成暂堵层，再次注入前置液憋压造分支缝，步骤四：提升注入压力使强耐盐高吸水性树脂形成的暂堵层破碎坍塌，形成残渣并往主缝深处运移并逐渐桥接于主缝深处不耐盐高吸水性树脂形成的暂堵层，再次憋压造分支缝。本发明施工结束后残渣少，对储层伤害小，其技术成本低廉工艺简单。
Description
技术领域
本发明涉及石油工程学水力压裂领域，具体涉及一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法。
背景技术
随着致密油、页岩气和煤层气等非常规油气资源勘探开发步伐的加快，有效开发非常规油气资源已成为世界关注的热点问题，水力压裂技术是非常规油气进行经济开发的有效手段，然而为了在储层中形成高导流能力的填砂裂缝，大幅度提高油气井的产量，就必须在地层中压出分支缝尽可能形成复杂的缝网系统，目前常规水力压裂技术的主要缺点在于油气富集的储层中常常难以压出多级复杂缝网，大多形成的缝网形状单一，横纵向扩展都较少，甚至有的压裂施工在储层中仅能压开一条主裂缝，对储层改造几乎没有效果，压裂效率很低，这样就造成油气难以运移生产，压裂施工后的产量并无显著提高，如何压出分支缝形成多级缝网系统已经成为制约水力压裂技术发展的瓶颈问题，解决此类问题对于开发非常规油气资源，解决我国能源安全问题都迫在眉睫。
发明内容
本发明的目的在于：提供一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法，该方法利用高吸水性树脂吸水膨胀的特点结合其耐盐性质不同的特性在主缝中多次暂堵憋压进行造分支缝，一次工艺便可造出多级复杂缝网，且压裂后树脂残渣少，对裂缝导流能力损害很小，解决了上述常规水力压裂技术面临的问题，大幅度提高储层改造效果，提高了油气采收率。
本发明提供一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法，包括以下步骤：
步骤一：坐封压裂封隔器，利用普通前置液压开目标层形成主缝，所述普通前置液中不含不耐盐高吸水性树脂和强耐盐高吸水性树脂；
步骤二：向主缝注入混有不耐盐高吸水性树脂的前置液并顶替至主缝的深处，然后再注入混有强耐盐高吸水性树脂的前置液；
步骤三：目标层的端面具有与所述主缝连通的注入口，所述普通前置液经过注入口注入所述主缝，待强耐盐高吸水性树脂吸水膨胀并在主缝靠近注入口的一端形成暂堵层，则再次注入所述普通前置液进行憋压造分支缝；
步骤四：提升注入压力使得强耐盐高吸水性树脂形成的暂堵层破碎坍塌，形成强耐盐高吸水性树脂破碎残渣，把强耐盐高吸水性树脂破碎残渣往主缝的深处运移并逐渐桥接于主缝深处的不耐盐高吸水性树脂形成的暂堵层，再次憋压造分支缝；
步骤五：注入含有过硫酸铵与盐酸的所述普通前置液对不耐盐高吸水性树脂以及强耐盐高吸水性树脂破碎残渣进行溶解，并加大主缝和分支缝的缝长；
步骤六：注入携砂液对主缝和分支缝进行充填，然后将注入的全部液体返排，顶替停泵。
本发明优选的方法中，步骤二中不耐盐高吸水性树脂可选择的有两种，1：淀粉接枝聚丙烯酰胺吸水倍率30g/g-80g/g，粒径范围0.5mm-2mm，每立方厘米饱和盐水后抗压强度：0.05MPa-1MPa，2：纤维素接枝丙烯酰胺吸水倍率40g/g-85g/g，粒径范围0.5mm-2mm，每立方厘米饱和盐水抗压强度：0.04MPa-1.2MPa，强耐盐高吸水性树脂为三元共聚耐盐丙烯酸高吸水性树脂，三元共聚耐盐丙烯酸高吸水性树脂的吸水倍率是150g/g-270g/g，粒径范围0.5mm-1.5mm，每立方厘米饱和盐水后抗压强度：0.01MPa-0.05MPa，其中，淀粉接枝聚丙烯酰胺、纤维素接枝丙烯酰胺以及三元共聚耐盐丙烯酸高吸水性树脂均与盐水饱和中的盐水为标准盐水0.9％NaCl。
本发明优选的方法中，步骤二的具体方法如下：首先向主缝以3m3/min-10m3/min的速度持续注入混有不耐盐高吸水性树脂的前置液5m3-10m3，然后注入所述普通前置液5m3-10m3作为顶替液，将不耐盐高吸水性树脂顶替到主缝的深处，最后再向主缝以1m3/min-3m3/min的速度持续注入混有强耐盐高吸水性树脂的前置液8m3-10m3，其中不耐盐高吸水性树脂占所述普通前置液质量分数为2％-8％，强耐盐高吸水性树脂占所述普通前置液质量分数为10％-15％。
本发明优选的方法中，步骤三的具体方法如下：待强耐盐高吸水性树脂充分吸水膨胀并形成暂堵层，则开始向主缝以5m3/min-15m3/min的速度注入所述普通前置液进行憋压，注入过程中发现井底压力持续增大到突破压力开始减小，说明暂堵压力已经达到地层破裂压力并开始形成分支缝，则以2m3/min-5m3/min的速度注入25m3的所述普通前置液加大分支缝的长度。
本发明优选的方法中，步骤三中若注入所述普通前置液后，井底压力一直不能上升，说明强耐盐高吸水性树脂加入量不足以形成暂堵层，解决方法为：向所述普通前置液中混入粒径大于1mm,质量分数为3％-5％的强耐盐高吸水性树脂继续注入到主缝，直到压力开始持续上升后则停止加入，开始憋压造分支缝。
本发明优选的方法中，步骤四的具体方法为：待主缝靠近注入口的一端的分支缝造缝完毕则开始继续注入所述普通前置液，先以0.2MPa/s的速度逐级增大泵入压力，注入过程若发现井底压力持续增大过程中开始以不小于0.5MPa/s的速度大幅降低说明强耐盐高吸水性树脂形成的暂堵层已经破碎坍塌，则停止增大泵入压力以2m3/min-5m3/min的速度继续注入所述普通前置液将强耐盐高吸水性树脂破碎残渣向主缝深处运移，运移过程中若井底压力开始以不小于5MPa/min的速度再次持续增大则说明强耐盐高吸水性树脂破碎残渣已经桥接于不耐盐高吸水性树脂形成的暂堵层，并开始形成暂堵，则同步骤三一样进行憋压二次造分支缝。
本发明优选的方法中，步骤四中以0.2MPa/s的速度逐级增大泵入压力，若压力提升至65MPa后仍然不降低，则有两种解决方法：1：向所述普通前置液中加入0.05％-1％的NaCl，提升所述普通前置液的渗透压使得强耐盐高吸水性树脂失水开始收缩，2：向所述普通前置液加入10％-15％的过硫酸铵对强耐盐高吸水性树脂进行溶解帮助其破碎坍塌。
本发明优选的方法中，步骤五中过硫酸铵占所述普通前置液质量分数为15％-25％，盐酸占所述普通前置液质量分数为5％-10％。
本发明技术原理：高吸水性树脂是一种新型高分子材料，该材料吸水性极强且吸水量越大体积膨胀倍率越大，吸水饱和后抗压强度会减弱，本发明正是利用这些特性结合上其耐盐性质不同的特点设计出可以在裂缝中进行一次施工多次暂堵憋压造分支缝的新方法。首先，不耐盐高吸水性树脂在所述普通前置液中吸水速度慢，吸水量少不易形成暂堵，所以先将不耐盐高吸水性树脂运送至主缝的深部，待其缓慢吸水膨胀。然后将在所述普通前置液中吸水快，吸水量大，容易快速形成暂堵的强耐盐高吸水性树脂注入，在主缝靠近注入口的一端快速憋压形成暂堵层，然后进行憋压造分支缝，随着吸水量增大其抗压强度减弱，分支缝造缝完成以后，升压便可使得其暂堵层坍塌破碎形成残渣，通过所述普通前置液将残渣顶替到裂缝深处，残渣会逐级桥接于裂缝深处吸水膨胀的不耐盐高吸水性树脂，然后再次形成暂堵进行二次憋压造分支缝。
从上述技术方案可以看出，本发明提供的一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法至少具有以下有益效果：
一：一次施工便可多次造分支缝，打破了以往暂堵造分支缝方法只能堵死主缝一次造缝的技术弊端，本发明在主缝靠近注入口的一端和深部都可进行暂堵造缝，形成的缝网面积更大，与储层之间的联通性更强，为油气运移提供了更多的通道，大幅度提高了油气井产量。
二：高吸水性树脂吸水不吸油，整个施工过程不会与储层发生反应，所以不存在对储层造成损害的情况，且整个施工过程不需要配制，高吸水性树脂随加随用，施工过程简单，施工结束后利用过硫酸铵和盐酸的混合溶液对高吸水性树脂进行溶解，返排后几乎没有树脂残渣存在，对裂缝导流能力损害很小。
附图说明
图1为本发明第一次造分支缝原理示意图；
图2为本发明第二次造分支缝原理示意图。
图中：1主缝、2强耐盐高吸水性树脂、3不耐盐高吸水性树脂、4强耐盐高吸水性树脂破碎残渣、5分支缝。
具体实施方式
为了使本发明所解决的技术问题、技术方案及有益效果更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
实施例1
一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法，包括以下步骤：
步骤一：坐封压裂封隔器，注入普通前置液45m3,利用普通前置液压开目标层形成主缝1。
步骤二：选择粒径0.7mm、吸水倍率45g/g、每立方厘米饱和盐水后抗压强度：0.06MPa的淀粉接枝聚丙烯酰胺作为不耐盐高吸水性树脂3；选择粒径0.5mm、吸水倍率175g/g、每立方厘米饱和盐水后抗压强度：0.02MPa三元共聚耐盐性丙烯酸高吸水性树脂作为强耐盐高吸水性树脂2，首先向主缝1以4.5m3/min的速度持续注入混有不耐盐高吸水性树脂3的前置液7m3，然后注入普通前置液7m3将不耐盐高吸水性树脂3顶向主缝1深处，最后向主缝1以1.5m3/min的速度持续注入混有强耐盐高吸水性树脂2的前置液8m3，然后关井2分钟，使得强耐盐高吸水性树脂2充分吸水膨胀，其中不耐盐高吸水性树脂3占普通前置液质量分数为4％，强耐盐高吸水性树脂2占普通前置液质量分数为10％。
步骤三：待强耐盐高吸水性树脂2充分吸水膨胀并形成暂堵层，则开始向主缝1以6.5m3/min的速度注入普通前置液进行憋压，注入过程中发现井底压力持续增大，注入5min后井底压力开始减小，说明暂堵压力已经达到地层破裂压力并开始形成分支缝5，然后以2m3/min的速度注入25m3的普通前置液加大分支缝5的长度。
步骤四：待分支缝5充填完毕则开始继续注入普通前置液，以0.2MPa/s的速度逐级增大泵入压力，注入过程中井底压力迅速增大到67MPa仍然不降低，开始向普通前置液中加入0.05％的NaCl，提升普通前置液的渗透压，加入7min以后，发现井底压力开始以0.9MPa/s的速度大幅降低说明强耐盐高吸水性树脂2形成的暂堵层已经破碎坍塌，则以2m3/min的速度继续注入普通前置液将强耐盐高吸水性树脂破碎残渣4向主缝1深处运移，15min后井底压力开始以7MPa/min的速度再次持续增大说明强耐盐高吸水性树脂破碎残渣4已经桥接于不耐盐高吸水性树脂3形成的暂堵层，并开始形成暂堵，则开始向主缝1以8.5m3/min的速度注入普通前置液进行憋压，注入过程中发现井底压力持续增大，注入15min后井底压力开始减小，说明压力已经达到地层破裂压力并开始形成分支缝5，然后以3m3/min的速度注入25m3的普通前置液加大分支缝5的长度。
步骤五：注入含有过硫酸铵(质量分数17％)与盐酸(质量分数7％)的普通前置液对不耐盐高吸水性树脂3以及强耐盐高吸水性树脂破碎残渣4进行溶解，并加大主缝1和分支缝5的缝长。
步骤六：注入携砂液对主缝1和分支缝5进行充填，然后将注入的全部液体返排，顶替停泵。
经监测发现，利用高吸水性树脂暂堵造分支缝方法在主缝靠近注入口的一端和深部都形成了新的复杂缝网，大大增大了分支缝和储层未动用区域以及天然裂缝的连通性，油气采收率得到很大的提高。
实施例2
一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法，包括以下步骤：
步骤一：坐封压裂封隔器，注入普通前置液37m3,利用普通前置液压开目标层形成主缝1。
步骤二：选择粒径1.5mm、吸水倍率75g/g、每立方厘米饱和盐水后抗压强度：1.2MPa的纤维素接枝聚丙烯酰胺作为不耐盐高吸水性树脂3；选择粒径1.2mm、吸水倍率245g/g、每立方厘米饱和盐水后抗压强度：0.05MPa的三元共聚耐盐性丙烯酸高吸水性树脂作为强耐盐高吸水性树脂2，首先向主缝1以5.5m3/min的速度持续注入混有不耐盐高吸水性树脂3的前置液6m3，然后注入普通前置液9m3将不耐盐高吸水性树脂3顶向主缝1深处，最后向主缝1以2.5m3/min的速度持续注入混有强耐盐高吸水性树脂2的前置液7m3，然后停泵1.5分钟，使得强耐盐高吸水性树脂2充分吸水膨胀，其中不耐盐高吸水性树脂3占普通前置液质量分数为7％；强耐盐高吸水性树脂2占普通前置液质量分数为15％。
步骤三：待强耐盐高吸水性树脂2充分吸水膨胀并形成暂堵层，则开始向主缝1以5.5m3/min的速度注入普通前置液进行憋压，注入过程中发现井底压力持续增大，注入7min后井底压力开始减小，说明压力已经达到地层破裂压力并开始形成分支缝5，然后以3m3/min的速度注入25m3的普通前置液加大分支缝5的长度，然后注入携砂液充填裂缝。
步骤四：待分支缝5充填完毕则开始继续注入普通前置液，以0.2MPa/s的速度逐级增大泵入压力，注入过程中井底压力迅速增大到57MPa以后，发现井底压力开始以0.5MPa/s的速度大幅降低则说明强耐盐高吸水性树脂2形成的暂堵层已经破碎坍塌，则以3m3/min的速度继续注入普通前置液将强耐盐高吸水性树脂破碎残渣4向主缝1深处运移，12min后井底压力开始以8.2MPa/min的速度再次持续增大说明强耐盐高吸水性树脂残渣4已经桥接于不耐盐高吸水性树脂3形成的暂堵层，并开始形成暂堵，则开始向主缝1以7.5m3/min的速度注入普通前置液进行憋压，注入过程中发现井底压力持续增大，注入14min后井底压力开始减小，说明压力已经达到地层破裂压力并开始形成分支缝5，然后以3m3/min的速度注入25m3的普通前置液加大分支缝5的长度，然后注入携砂液充填裂缝。
步骤五：注入含有过硫酸铵(质量分数21％)与盐酸(质量分数4％)的普通前置液对不耐盐高吸水性树脂3以及强耐盐高吸水性树脂破碎残渣4进行溶解，并加大主缝1和分支缝5的缝长。
步骤六：注入携砂液对主缝1和分支缝5进行充填，然后将注入的全部液体返排，顶替停泵。
经监测发现，利用高吸水性树脂暂堵造分支缝方法形成了新的复杂缝网，大大增大了分支缝和储层未动用区域以及天然裂缝的连通性，油气采收率得到很大的提高。
综上现场实施例所述，本发明提供的利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法可以有效的造出多级复杂缝网，沟通了更多的天然裂缝和储层未动用区域，有效的提高了油气采收率。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，因此，只要运用本发明说明书和附图内容所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法，其特征在于：包括以下步骤：
步骤一：坐封压裂封隔器，利用普通前置液压开目标层形成主缝，所述普通前置液中不含不耐盐高吸水性树脂和强耐盐高吸水性树脂；
步骤二：向所述主缝注入混有不耐盐高吸水性树脂的前置液并顶替至所述主缝的深处，然后再注入混有强耐盐高吸水性树脂的前置液；
步骤三：所述目标层的端面具有与所述主缝连通的注入口，所述普通前置液经过注入口注入所述主缝，待所述强耐盐高吸水性树脂吸水膨胀并在所述主缝靠近注入口的一端形成暂堵层，则再次注入所述普通前置液进行憋压造分支缝；
步骤四：提升注入压力使得所述强耐盐高吸水性树脂形成的暂堵层破碎坍塌，形成强耐盐高吸水性树脂破碎残渣，把所述强耐盐高吸水性树脂破碎残渣往所述主缝的深处运移并逐渐桥接于所述主缝深处的不耐盐高吸水性树脂形成的暂堵层，再次憋压造分支缝；
步骤五：注入含有过硫酸铵与盐酸的所述普通前置液对所述不耐盐高吸水性树脂以及所述强耐盐高吸水性树脂破碎残渣进行溶解，并加大主缝和分支缝的缝长；
步骤六：注入携砂液对所述主缝和所述分支缝进行充填，然后将注入的全部液体返排，顶替停泵。
2.根据权利要求1所述的一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法，其特征是：所述步骤二中的所述不耐盐高吸水性树脂为淀粉接枝聚丙烯酰胺或纤维素接枝丙稀酰胺，其中所述淀粉接枝聚丙烯酰胺的吸水倍率是30g/g-80g/g，粒径范围是0.5mm-2mm，每立方厘米饱和盐水后抗压强度是0.05MPa-1MPa，所述纤维素接枝丙烯酰胺的吸水倍率是40g/g-85g/g，粒径范围是0.5mm-2mm，每立方厘米饱和盐水后抗压强度是0.04MPa-1.2MPa，所述强耐盐高吸水性树脂为三元共聚耐盐丙烯酸高吸水性树脂,三元共聚耐盐丙烯酸高吸水性树脂的吸水倍率是150g/g-270g/g，粒径范围是0.5mm-1.5mm，每立方厘米饱和盐水后抗压强度是0.01MPa-0.05MPa。
3.根据权利要求2所述的一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法，其特征是：所述每立方厘米饱和盐水中的盐水为标准盐水0.9％NaCl。
4.根据权利要求1所述的一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法，其特征是：所述步骤二的具体方法如下：首先向所述主缝以3m3/min-10m3/min的速度持续注入混有所述不耐盐高吸水性树脂的前置液5m3-10m3，然后注入所述普通前置液5m3-10m3作为顶替液，将所述不耐盐高吸水性树脂顶替到所述主缝的深处，最后再向所述主缝以1m3/min-3m3/min的速度持续注入混有所述强耐盐高吸水性树脂的前置液8m3-10m3，其中所述不耐盐高吸水性树脂占所述普通前置液质量分数为2％-8％，所述强耐盐高吸水性树脂占所述普通前置液质量分数为10％-15％。
5.根据权利要求1所述的一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法，其特征是：所述步骤三的具体方法如下：待所述强耐盐高吸水性树脂充分吸水膨胀并形成暂堵层，则开始向所述主缝以5m3/min-15m3/min的速度注入所述普通前置液进行憋压，注入过程中发现井底压力持续增大到突破压力开始减小，说明暂堵压力已经达到地层破裂压力并开始形成分支缝，则以2m3/min-5m3/min的速度注入25m3的所述普通前置液加大分支缝的长度。
6.根据权利要求5所述的一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法，其特征是：所述步骤三中若注入所述普通前置液后，井底压力一直不能上升，说明强耐盐高吸水性树脂加入量不足以形成暂堵层，则应向所述普通前置液中混入粒径大于1mm,质量分数为3％-5％的强耐盐高吸水性树脂继续注入到主缝，直到压力开始持续上升后则停止加入，开始憋压造分支缝。
7.根据权利要求1所述的一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法，其特征是：所述步骤四的具体方法为：待所述主缝靠近注入口的一端的分支缝造缝完毕则开始继续注入所述普通前置液，并以0.2MPa/s的速度逐级增大泵入压力，注入过程若发现井底压力持续增大过程中开始以不小于0.5MPa/s的速度大幅降低则说明所述强耐盐高吸水性树脂形成的暂堵层已经破碎坍塌，则停止增大泵入压力以2m3/min-5m3/min的速度继续注入所述普通前置液将所述强耐盐高吸水性树脂破碎残渣向所述主缝深处运移，运移过程中若井底压力开始以不小于5MPa/min的速度再次持续增大说明所述强耐盐高吸水性树脂破碎残渣已经桥接于所述不耐盐高吸水性树脂形成的暂堵层，并开始形成暂堵，则同步骤三一样进行憋压二次造分支缝。
8.根据权利要求7所述的一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法，其特征是：所述步骤四中以0.2MPa/s的速度逐级增大泵入压力，若井底压力提升至65MPa后仍然不降低，则应向所述普通前置液中加入0.05％-1％的NaCl，提升所述普通前置液的渗透压使得所述强耐盐高吸水性树脂失水开始变小或者向所述普通前置液加入10％-15％的过硫酸铵对强耐盐高吸水性树脂进行溶解帮助其破碎坍塌。
9.根据权利要求1所述的一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法，其特征是：所述步骤五中的所述过硫酸铵占所述普通前置液质量分数为15％-25％，所述盐酸占所述普通前置液质量分数为5％-10％。
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811495751.XA CN109630065B (zh) | 2018-12-07 | 2018-12-07 | 一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法 |
| US16/240,738 US20200182034A1 (en) | 2018-12-07 | 2019-01-05 | Method for creating branch seam with temporary plugging and pressure buildup using super absorbent resin |
| US17/028,730 US20210002994A1 (en) | 2018-12-07 | 2020-09-22 | Method for creating branch fractures in oil wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811495751.XA CN109630065B (zh) | 2018-12-07 | 2018-12-07 | 一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109630065A CN109630065A (zh) | 2019-04-16 |
| CN109630065B true CN109630065B (zh) | 2020-12-08 |
Family
ID=66072030
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201811495751.XA Active CN109630065B (zh) | 2018-12-07 | 2018-12-07 | 一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法 |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20200182034A1 (zh) |
| CN (1) | CN109630065B (zh) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111662692B (zh) * | 2020-06-04 | 2022-12-09 | 中海油田服务股份有限公司 | 一种钻井液 |
| CN113999659B (zh) * | 2020-07-27 | 2023-08-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种暂堵型储层保护剂及其制备方法和应用 |
| CN112284956A (zh) * | 2020-10-14 | 2021-01-29 | 中联煤层气有限责任公司 | 控缝高压裂用堵剂性能评价装置及方法 |
| CN114439442A (zh) * | 2020-10-20 | 2022-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种缝内深部暂堵转向循缝找洞酸压方法 |
| CN114508332A (zh) * | 2020-11-16 | 2022-05-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 缝洞型碳酸盐岩储层酸压方法以及装置 |
| CN113006761B (zh) * | 2021-03-25 | 2022-10-18 | 西安石油大学 | 主裂缝缝内开启多级人工分支裂缝网络的体积压裂方法 |
| CN115704287A (zh) * | 2021-08-13 | 2023-02-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法 |
| CN114233262B (zh) * | 2021-12-27 | 2023-10-27 | 西安石油大学 | 利用改性水凝胶辅助支撑未固结水合物储层裂缝的方法 |
| CN114562245B (zh) * | 2022-03-04 | 2023-10-13 | 博丰石油科技发展(辽宁)有限公司 | 一种精细缝控暂堵转向压裂方法 |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2204431A1 (de) * | 2008-12-18 | 2010-07-07 | Basf Se | Verfahren zur Blockierung unterirdischer Formationen |
| CN104449613A (zh) * | 2014-10-31 | 2015-03-25 | 中国石油化工集团公司 | 一种吸水树脂暂堵剂及其制备方法 |
| JP6451250B2 (ja) * | 2014-11-19 | 2019-01-16 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | 水圧破砕法を利用しての地下資源の採掘方法及び水圧破砕に用いる流体に添加される加水分解性ブロッキング剤 |
| JP2018145210A (ja) * | 2015-07-29 | 2018-09-20 | 株式会社日本触媒 | 新規アクリル酸架橋重合体およびその使用 |
| WO2017052522A1 (en) * | 2015-09-23 | 2017-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations |
| US10273401B2 (en) * | 2016-01-05 | 2019-04-30 | Baker Hughes, a GE compnay, LLC | Hydraulic fracturing using super absorbent polymer having controlled particle size |
| CN107387053B (zh) * | 2017-06-13 | 2020-05-22 | 北京大学 | 一种大通道主裂缝与复杂缝网协同压裂的方法 |
| CN107558981B (zh) * | 2017-07-18 | 2020-08-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种多粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺 |
| CN108612507B (zh) * | 2018-04-16 | 2020-06-23 | 西安石油大学 | 一种利用剪切增稠液体进行暂堵转向压裂的方法 |
-
2018
- 2018-12-07 CN CN201811495751.XA patent/CN109630065B/zh active Active
-
2019
- 2019-01-05 US US16/240,738 patent/US20200182034A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109630065A (zh) | 2019-04-16 |
| US20200182034A1 (en) | 2020-06-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109630065B (zh) | 一种利用高吸水性树脂进行暂堵憋压造分支缝方法 | |
| CN108661617B (zh) | 一种增加高温地层人工缝网复杂程度的压裂方法 | |
| CN108252700B (zh) | 一种页岩油气藏氧化热激爆裂改造方法 | |
| CN105089596B (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
| CN103725277B (zh) | 一种纤维复合暂堵剂 | |
| CN105971579B (zh) | 一种相变水力压裂工艺 | |
| CN107558980B (zh) | 一种低密度暂堵抑制缝长延伸压裂方法 | |
| CN105257272A (zh) | 一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法 | |
| CN103694976B (zh) | 一种酸化压裂用纤维暂堵剂 | |
| CN110173245B (zh) | 基于保水树脂的液氮冷冻压裂系统及方法 | |
| CN114836184A (zh) | 一种海上大漏失油水井修井用可降解暂堵剂及其使用方法 | |
| CN107739599A (zh) | 一种高温用低密度堵水剂及其制备方法和现场使用方法 | |
| CN112011322A (zh) | 压井用三元复合暂堵剂及其压井暂堵施工方法 | |
| CN109233768A (zh) | 一种非常规油气藏油井的堵水方法 | |
| CN105649625B (zh) | 一种高低压分区致裂增渗式煤层注水方法 | |
| Chen et al. | Experimental Study on Fiber Balls for Bridging in Fractured-Vuggy Reservoir | |
| CN110593806B (zh) | 一种大剂量多段塞的堵水方法 | |
| CN111876143A (zh) | 一种支撑剂及其应用 | |
| CN108587587B (zh) | 一种高强度可降解的油气井暂堵球及其制备方法与应用 | |
| CN113175316A (zh) | 一种封堵井下或地下老裂缝的新方法 | |
| CN106351603B (zh) | 一种裂缝或溶洞性严重漏失堵漏方法及堵漏材料送入管串 | |
| CN105368420B (zh) | 用于调驱的低弹性微球和含其的复合调驱体系及调驱方法 | |
| CN113006761B (zh) | 主裂缝缝内开启多级人工分支裂缝网络的体积压裂方法 | |
| CN104631478A (zh) | 一种深基坑管涌快速封堵方法及装置 | |
| CN103806889A (zh) | 无限级化学分层压裂或酸化的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |