CN110118079A - 一种高含蜡油层的压裂开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种高含蜡油层的压裂开采方法，属于油气开采技术领域。本发明的高含蜡油层的压裂开采方法，包括如下步骤：将预处理液加热至设定温度，注入油层处理近井地带的蜡以及胶质物质；向油层注入前置液制造人工裂缝；然后向油层注入携砂液充填人工裂缝；然后向油层注入顶替液将未泵入地层支撑剂泵入地层；注汽，生产。本发明的压裂开采方法针对高含蜡油层的含蜡量高且凝固点高的特点，采用先将预处理液加热后注入油层，抵消了预处理液在进入地层时的温度下降，减少了结蜡现象的发生。而且降低了流体粘度，提高了返排效率，从整体上提高了高含蜡油层的产油量。
Description
技术领域
本发明涉及一种高含蜡油层的压裂开采方法，属于油气开采技术领域。
背景技术
随着石油勘探和开发程度的延深，发现优质石油储量的难度加大。如何改善高含蜡、高凝固点稠油油藏的开发效果，提高其采收率成为当务之急。河南油田具有丰富的稠油油藏资源，油藏具有渗透率不高、储层薄、原油稠等特点，开采时井筒结蜡、堵塞严重是制约此类油藏经济有效开发的影响因素。
申请公布号为CN102733789A的中国发明专利申请提供了一种深层稠油油藏厚砂岩储层层内水力分段压裂施工增产方法，包括识别稠油厚储层内部的不含油钙质夹层、泥质夹层、物性夹层，选择井内不同层段存在的不含油钙质夹层、泥质夹层、物性夹层作为分段压裂隔层，形成多个压裂层段；避开分段压裂隔层，利用电缆传输配合射孔弹对井内多个压裂层段分别进行大孔径射孔；应用生物酶解聚液对压裂层段进行预处理；向井内下入层内分段压裂管柱，进行分段压裂施工。该方法实现了厚油层的分段均匀改造，改善压裂效果，提高单井压裂增产幅度，延长压裂措施有效期。但是，该方法需要形成多个压裂层段，操作较为复杂。
申请公布号为CN104948157A的中国发明专利申请提供了一种压裂防砂后转蒸汽吞吐开发稠油油藏的方法，包括以下步骤：在稠油油藏内的油井中进行压裂防砂的步骤；向上述油井内注入高温蒸汽的步骤；闷井的步骤；开井生产的步骤。该方法利用压裂防砂技术，解除近井地带因粘土膨胀导致储层渗透性下降、颗粒运移等造成的堵塞，改善近井地带物性后，再采用蒸汽吞吐技术开采稠油，提高了中低渗强水敏边际稠油油藏采收率。该方法仅针对造成产油量低的部分原因进行了改善，对油井产量的提高有限。
申请公布号为CN104832145A的中国发明专利申请提供了一种压裂提高超深层低渗稠油注汽效率的方法，该压裂提高超深层低渗稠油注汽效率的方法包括：步骤1，泵入前置液；步骤2，以高于地层破裂压力的泵压泵入携砂液及砂粒；步骤3，挤入顶替液后停泵关井；步骤4，开井放喷，然后注入蒸汽。该压裂提高超深层低渗稠油注汽效率的方法能够明显减缓产量递减速率，提高超深层低渗稠油油藏的采收率。该方法对含蜡较高的油藏的产油量的提高非常有限。
发明内容
本发明的目的在于提供一种高含蜡油层的压裂开采方法，以解决现有技术中高含蜡油层的稠油油藏采收率较低的问题。
为实现上述目的，本发明所采用的技术方案是：
一种高含蜡油层的压裂开采方法，包括如下步骤：
1)将预处理液加热至设定温度，注入油层后，关井反应1-4h；
2)向油层注入前置液制造人工裂缝；然后向油层注入携砂液充填人工裂缝；然后向油层注入顶替液；
3)注汽，生产。
本发明的压裂开采方法针对高含蜡油层的含蜡量高且凝固点高的特点，采用先将预处理液加热后注入油层，抵消了预处理液在进入地层时的温度下降，减少了结蜡现象的发生。而且降低了流体粘度，提高了返排效率，从整体上提高了高含蜡油层的产油量。高含蜡油层一般是指含蜡量在20-70％的油层，预处理液加热后注入油层能够处理近井地带的蜡以及胶质物质。
步骤2)中向油层注入前置液包括：先进行第一阶段注入前置液，然后进行第二阶段注入前置液；第一阶段注入前置液与第二阶段注入前置液的前置液注入体积之比为8-48:16-28。该体积比能够合理分配各阶段的注入量。
所述第一阶段注入前置液包括依次进行的第一交联液注入阶段和预处理液注入阶段；所述第二阶段注入前置液包括依次进行的活性液注入阶段和第二交联液注入阶段；所述第一交联液注入阶段、预处理液注入阶段、活性液注入阶段、第二交联液注入阶段的注入量体积之比为8-18：10-36：6-14：6-20。
所述第一交联液注入阶段和第二交联液注入阶段注入的交联液由如下重量百分比的组分组成：0.2-0.5％的稠化剂、0.1-0.2％的杀菌剂、1-2％的稳定剂、0.2-0.3％的压裂助排剂、0.05-0.09％的pH调节剂、0.25％的有机硼交联剂；余量为水。
所述第一活性液注入阶段和第二活性液注入阶段注入的活性液由如下重量百分比的组分组成：1.0-2.0％的稳定剂、0.2-0.3％的压裂助排剂，余量为水。
步骤2)中向油层注入携砂液是分两次以上向油层注入携砂液；所述携砂液包括交联液和支撑剂。
所述支撑剂与交联液的体积比为19.78-25.04：100。
分8次向油层中注入携砂液，8次向油层中注入携砂液时交联液的注入体积比为4-8:6-14:8-14:10-14:10-16:7-16:5-16:5-16。
步骤3)中在注汽前进行注降粘剂，所述降粘剂由如下重量百分比的组分组成：催化剂0.1-20％、碱性物质0.1-25％，余量为水。
具体的，在油层厚度h≤3m时，降粘剂中碱性物质、催化剂、水的质量比为1:1:18。在油层厚度为3＜h≤5m时，降粘剂中碱性物质、催化剂、水的质量比为2:3:16。在油层厚度为5＜h≤10m时，降粘剂中碱性物质、催化剂、水的质量比为4:5:12。在注降粘剂时，根据油层厚度来选择降粘剂中各组分的配比能够提高降粘效果。
注汽时的注汽量为110-130吨/米。该注汽量为单井注汽量对于单井有较好的渗透效果。在油层厚度h≤3m时，注汽量为130吨/米。在油层厚度为3＜h≤5m时，注汽量为120吨/米。在油层厚度为5＜h≤10m时，注汽量为110吨/米。注汽速度为100-300吨/天。注汽速度根据油层厚度进行选择，能够提高注汽效率。
在注汽后进行注清防蜡剂，清防蜡剂的注入量为250-1250kg。该清防蜡剂的注入量既能达到较好的清蜡效果，又不增加成本。当油层厚度h≤3m时，清防蜡剂的加入量为250-500kg。当油层厚度3＜h≤5m时，清防蜡剂的加入量为500-750kg。在油层厚度为5＜h≤10m时，清防蜡剂的加入量为1000-1250kg。根据油层厚度选择加入量，可以有针对性地、有效地清蜡。
所述设定温度为40-80℃。该温度有利于预处理液更好地发挥清蜡效果。
附图说明
图1为实施例1中的压裂混合液的耐温曲线；
图2为实施例3中的生产曲线；
图3为实施例4中的生产曲线。
具体实施方式
本发明的高含蜡油层的压裂开采方法，包括如下步骤：
1)将预处理液加热至设定温度，注入油层后，关井反应1-4h；
2)向油层注入前置液制造人工裂缝；然后向油层注入携砂液充填人工裂缝；然后向油层注入顶替液；
3)注汽，生产。
预处理液由如下质量百分比的组分组成：10-19％的清蜡剂、0.1-0.5％的助排剂、1-5％的稳定剂、1.5-9％降凝剂，余量为水。所述水为油田污水。
步骤2)中向油层注入前置液包括：先进行第一阶段注入前置液，然后进行第二阶段注入前置液。第一阶段注入前置液与第二阶段注入前置液的前置液注入量体积之比为8-48:16-28。所述第一阶段注入前置液包括依次进行的第一交联液注入阶段和预处理液注入阶段。所述第二阶段注入前置液包括依次进行的活性液注入阶段和第二交联液注入阶段。所述第一交联液注入阶段、预处理液注入阶段、活性液注入阶段、第二交联液注入阶段的注入量体积之比为8-18：10-36：6-14：6-20。
向油层注入前置液的注入流速为2m3/min。
所述第一交联液注入阶段注入的交联液由如下重量百分比的组分组成：0.2-0.5％的稠化剂、0.1-0.2％的杀菌剂、1-2％的稳定剂、0.2-0.3％的压裂助排剂、0.05-0.09％的pH调节剂、0.25％的有机硼交联剂；余量为水。
所述活性液注入阶段注入的活性液由如下重量百分比的组分组成：1.0％的稳定剂、0.2％的压裂助排剂，余量为水。所述活性液注入阶段加入上浮剂1.0-5.5m3。所述活性液注入阶段先加入暂堵剂，后加入上浮剂。
所述第二交联液注入阶段注入的交联液由如下重量百分比的组分组成：0.2-0.5％的稠化剂、0.1-0.2％的杀菌剂、1-2％的稳定剂、0.2-0.3％的压裂助排剂、0.05-0.09％的pH调节剂、0.25％的有机硼交联剂；余量为水。
所述活性液注入阶段注入的活性液由如下重量百分比的组分组成：1.0-2.0％的稳定剂、0.2-0.3％的压裂助排剂，余量为水。
所述稠化剂为羟丙基胍胶。所述杀菌剂为甲醛。所述稳定剂为氯化钾。所述压裂助排剂为现有技术中的助排剂。所述pH调节剂为氢氧化钠。所述有机硼交联剂为现有技术中的有机硼交联剂。
所述前置液还包括上浮剂。前置液中交联液、活性液、上浮剂的体积比为14-38:6-14:1-5.5。
步骤2)中向油层注入携砂液是分两次以上向油层注入携砂液；所述携砂液包括交联液和支撑剂。
所述支撑剂与交联液的体积比为12.41-15.41:39-75。
步骤2)中向油层注入携砂液包括：分两次以上向油层注入携砂液。优选的，分8次向油层中注入携砂液。
分8次向油层中注入携砂液，8次向油层中注入携砂液时交联液的注入体积比为4-8:6-14:8-14:10-14:10-16:7-16:5-16:5-16。8次注入时各阶段支撑剂的注入体积比为0.1-0.4：0.4-0.8：0.8-1.8：1-2.8：1.8-3.0：2.4-4.8：2-6.4：2.3-8。
分8次向油层中注入交联液的同时也分8次向油层中注入支撑剂。具体的，在注入交联液的同时注入支撑剂，即每次向油层注入交联液时均注入支撑剂。每次注入交联液和支撑剂的体积比为2-20:1。支撑剂的注入体积比为0.1-0.4：0.4-0.8：0.8-1.8：1-2.8：1.8-3.0：2.4-4.8：2-6.4：2.3-8。
向油层中注入携砂液时的注入流速为1-5m3/min。
所述注入携砂液时注入的交联液由如下重量百分比的组分组成：：0.2-0.5％的稠化剂、0.1-0.2％的杀菌剂、1-2％的稳定剂、0.2-0.3％的压裂助排剂、0.05-0.09％的pH调节剂、0.25％的有机硼交联剂；余量为水。
所述稠化剂为羟丙基胍胶。所述杀菌剂为甲醛。所述稳定剂为氯化钾。所述压裂助排剂为现有技术中的助排剂。所述pH调节剂为氢氧化钠。所述有机硼交联剂为现有技术中的有机硼交联剂。
所述支撑剂为陶粒支撑剂或石英砂。所述支撑剂的粒度为200-16目。支撑剂采用的加入方式为混合在交联液中加入。
向油层中注入携砂液时的注入流速为1-5m3/min。
所述顶替液为原胶液。
上述注入前置液、携砂液、顶替液时采用的交联液在注入前加热至40℃以上。上述注入前置液时采用的活性液在注入前加热至60℃以上。
步骤3)中在注汽前进行注降粘剂。具体的，在注汽前进行压裂液返排，在压裂液返排后、注汽前进行注降粘剂。所述降粘剂可以选择授权公告号为CN 101418213 B的中国发明专利中的稠油注蒸汽开采的裂解催化降粘剂。所述降粘剂由如下重量百分比的组分组成：催化剂0.1-20％、碱性物质0.1-25％，余量为水。所述催化剂为十二烷基苯磺酸铁。所述碱性物质为氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠中的一种或者几种。
在注降粘剂时，根据油层厚度来选择降粘剂中各组分的配比。具体的，在油层厚度h≤3m时，降粘剂中碱性物质、催化剂、水的质量比为6-8:2-3:4-9。在油层厚度为3＜h≤5m时，降粘剂中碱性物质、催化剂、水的质量比为9-10:8-10:6-10。在油层厚度为5＜h≤10m时，降粘剂中碱性物质、催化剂、水的质量比为11-13:13-14:9-12。
步骤3)中注汽后进行闷井3-7天。
所述注汽时注汽压力按照油层破裂压力值的55％进行设置。
注汽时的注汽量为110-130吨/米。具体注汽量根据油层厚度进行选择。在油层厚度h≤3m时，注汽量为130吨/米。在油层厚度为3＜h≤5m时，注汽量为120吨/米。在油层厚度为5＜h≤10m时，注汽量为110吨/米。注汽速度为100-300吨/天。具体的注汽速度根据油层厚度进行选择。在油层厚度h≤3m时，注汽速度为100-130吨/天。在油层厚度为3＜h≤5m时，注汽速度为130-150吨/天。在油层厚度为5＜h≤10m时，注汽速度为150-200吨/天。
注汽时的蒸汽干度不小于70％。蒸汽干度值为井口蒸汽干度值。
在注汽后进行注清防蜡剂。所述清防蜡剂为清防蜡菌剂。优选的，该清防蜡菌剂可以采用授权公告号为CN 104109516 B的中国发明专利中的强乳化性微生物清防蜡菌剂。在具体使用时，清防蜡剂的使用量根据油层厚度来选择。一般的，使用量为250-1250kg。具体的，当油层厚度h≤3m时，清防蜡剂的加入量为250-500kg。当油层厚度3＜h≤5m时，清防蜡剂的加入量为500-750kg。在油层厚度为5＜h≤10m时，清防蜡剂的加入量为1000-1250kg。清防蜡剂的加入量为单井加入量。
在注汽后进行注入氮气。具体的，在注清防蜡剂后注入氮气。注入氮气的量为1000-3000m3。氮气的注入量为单井注入量。
所述设定温度为60-80℃。
所述设定温度按照如下方法确定：采用Frca PT压裂模拟软件模拟出的已泵入井内的压裂液使油层温度下降值，再泵入一定温度的预处理液，在泵注的条件下，使压裂液与预处理液混合，并使压裂液温度始终高于地层温度。
将预处理液加热至设定温度采用加热超导车进行加热。加热超导车为GKA多功能超导自动热洗清蜡设备。加热超导车的型号为GKA-B111B5型。
在将预处理液加热之前进行选井，所述选井时的选择标准为：
所述油层的厚度＜10m、孔隙度＜30％、渗透率＜10μm2、含油饱和度＞30％。
所述油层温度为40-80℃。
所述油层与上方或下方的水层距离4-8米且隔层应力差在3-5MPa。
所述油层的原油组分中含蜡量≤55.5％(重量百分比)、原油凝固点45-60℃、粘度(70℃)为70.00-300.00mPa·s、20℃下原油标准密度0.8000-0.9200g/cm3。
注汽井距采油井的距离不超过150m。
所述油井为一周期开井生产前闷井时间＞10天、生产前生产周期＜30天、日产油量＜1.0吨/天。
油井的井斜从造斜点开始到完钻目的层范围内，其油井的斜度40-80°。
当产油量低于1.5吨/天时停井，进行下一周期生产。
下面结合具体实施例对本发明的技术方案作进一步说明。
下面实施例中，清蜡剂采用《准格尔盆地春光油田清蜡剂试验研究》(郑延成，石油天然气学报，2012年2月，第34卷第2期，第145-147页)中的清蜡剂。
助排剂及压裂助排剂均采用北京宝丰春石油技术有限公司生产的压裂用破乳助排剂(http://www.bfckj.com/product_detail/id/5.html)。
降凝剂采用《苯乙烯-马来酸酐-丙烯酸十八烷基酯三元共聚物的合成及其降凝性能》(李克华、伍家忠、郑延成等，精细石油化工进展，2001年，第2卷第(4)期，16-18页)中的降凝剂。
实施例1
本实施例的高含蜡油层压裂方法，包括如下步骤：
(1)选井
选择具有如下特征的E毕1井：
A.采油井与提供驱动开采能量的注入蒸汽的井的直线井距为149m。
B.油井上一周期开井生产前闷井时间为38天、生产前生产周期为29天、日产油量为0.9吨/天。
C.油井的井斜从造斜点开始到完钻目的层范围内，其油井的斜度41°。
所选定的油井对应的储层及原油具有如下特征：
a.油层厚度1m、孔隙度10％、渗透率9μm2、含油饱和度31％；
b.油层温度为80℃；
c.油层与上方或下方的水层距离4米且隔层应力差为3MPa。
d.原油组分中含蜡量22％、原油凝固点45℃、粘度(70℃)为70mPa.s、20℃下原油标准密度0.8012g/cm3。
(2)预处理
使用Frca PT压裂模拟软件模拟压裂液进入油层后温度下降值，确定采用的预处理液加热设定温度值，本实施例确定的设定温度值为60℃。
使用加热超导车将预处理液加热至预定温度值，预处理液由如下质量百分比的组分组成：15％清蜡剂、0.2％助排剂、1％氯化钾、5％降凝剂，余量为水。
加热超导车具体为油田GKA多功能超导自动热洗清蜡设备，型号：GKA-B111B5型。
(3)注入压裂混合液
1)注入前置液
注入前置液时先进行第一阶段注入前置液，然后进行第二阶段注入前置液。第一阶段注入前置液包括依次进行的第一交联液注入阶段和预处理液注入阶段。所述第二阶段注入前置液包括依次进行的活性液注入阶段和第二交联液注入阶段。即依次进行第一交联液注入阶段、预处理液注入阶段、活性液注入阶段、第二交联液注入阶段。其中，在活性液注入阶段进行停泵。包括停泵阶段的各阶段的注入量体积之比为15：15：8：20。包括停泵阶段的各阶段的注入量体积之比及携砂阶段的体积比为15：15：8：20：7(7为注入携砂液阶段的数据)。其中活性液注入阶段还加入60目上浮剂1.5m3。注入前置液时的排量为2m3/min。上浮剂为漂珠。
各注入阶段注入的交联液由如下重量百分比的组分组成：0.35％的稠化剂、0.2％的杀菌剂、1％的稳定剂、0.2％的压裂助排剂、0.08％的氢氧化钠、0.25％的有机硼交联剂；余量为水。稠化剂为羟丙基胍胶。杀菌剂为甲醛。稳定剂为氯化钾。压裂助排剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂破乳助排剂。
有机硼交联剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂用高温交联剂。
各注入阶段注入的活性液由如下重量百分比的组分组成：1.0％的稳定剂氯化钾、0.2％的压裂助排剂，余量为水。压裂助排剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂破乳助排剂。
2)注入携砂液
向油层注入携砂液时分8次向油层中注入携砂液。携砂液包括交联液和支撑剂，即分8次向油层中注入交联液，即交联液1阶段、交联液2阶段、交联液3阶段、交联液4阶段、交联液5阶段、交联液6阶段、交联液7阶段、交联液8阶段，每个交联阶段同时注入支撑剂。其中交联液5阶段和交联液6阶段之间注入预处理液。
8次向油层中注入携砂液时交联液的注入体积比为7:10:12:12:10:7:5:5。各阶段对应的支撑剂的注入体积比为0.4：0.80：1.80：2.8：3.0：2.5：2.00：2.3。交联液5阶段和交联液6阶段之间注入的预处理液与第6阶段交联液体积比为10:7。交联液5阶段和交联液6阶段之间注入预处理液时与第6阶段交联液时注入的支撑剂的体积比为1:2.5。
向油层中注入携砂液时的排量为2.5m3/min。
注入携砂液时注入的交联液由如下重量百分比的组分组成：0.35％的稠化剂、0.2％的杀菌剂、1％的稳定剂、0.2％的压裂助排剂、0.08％的氢氧化钠、0.25％的有机硼交联剂；余量为水。稠化剂为羟丙基胍胶。杀菌剂为甲醛。稳定剂为氯化钾。
压裂助排剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂破乳助排剂。有机硼交联剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂用高温交联剂。
交联液注入前采用超导车加热至60℃以上。支撑剂为陶瓷支撑剂。支撑剂的粒度为20/40目。
3)注入顶替液
顶替液采用原胶液。注入量为7.8m3，注入时间为3.1min。
各阶段注入参数如表1所示：
表1实施例1中各注入阶段的施工参数
注：上表中的“砂”指的是支撑剂。
上表中累积砂量的单位为吨，砂的密度为1.5kg/m3。
(4)注汽生产
1)压裂混合液返排至地面。由油管向地层注入用于稠油注蒸汽开采的裂解催化降粘剂(可参考授权公告号为CN 101418213 B的中国发明专利中的降粘剂)，降粘剂由氢氧化钠、十二烷基苯磺酸铁、水组成，三者的质量比为1:1:18。
2)开始第一周期：注入水蒸汽，注汽完成后，闷井反应7天。
注汽压力：井口注水蒸汽的压力按油层破裂压力值的55％计算。
第一周期注汽量为130吨/米。
注汽速度：100吨/天。
注汽干度：蒸汽干度70％(井口)。
3)由套管向地层注入强乳化性微生物清防蜡菌剂(可参考授权公告号为CN104109516 B的中国发明专利中的清防蜡菌剂)。清防蜡菌剂包括第一铜绿假单胞菌(CGMCC1.2814)、第二铜绿假单胞菌(CGMCC1.10452)和地表地芽孢杆菌(CGMCC1.2673)，菌剂为固态干粉，三种菌干粉的质量比为1:1:1。该种清防蜡菌剂加入量为250kg。
4)开始第二周期：由油管向地层注入氮气，注入氮气的量为1000m3，注氮气完成后，正常开井生产。
当产油量≤1.5吨/天则停井，进入下一周期生产。
实施例2
本实施例的高含蜡油层压裂方法，包括如下步骤：
(1)选井
选择具有如下特征的王12井：
A.采油井与提供驱动开采能量的注入蒸汽的井的直线井距为120m。
B.油井上一周期开井生产前闷井时间为49天、生产前生产周期为22天、日产油量为0.8吨/天。
C.油井的井斜从造斜点开始到完钻目的层范围内，其油井的斜度55°。
所选定的油井对应的储层及原油具有如下特征：
a.油层厚度2m、孔隙度8％、渗透率8μm2、含油饱和度33％；
b.油层温度为70℃；
c.油层与上方或下方的水层距离5米且隔层应力差为3.5MPa。
d.原油组分中含蜡量30％、原油凝固点47℃、粘度(70℃)为80mPa.s、20℃下原油标准密度0.8732g/cm3。
(2)预处理
使用Frca PT压裂模拟软件模拟压裂液进入油层后温度下降值，确定措施用的预处理液加热设定温度值，确定的设定温度值为65℃。
使用加热超导车将预处理液加热至预定温度值，预处理液由如下质量百分比的组分组成：10％清蜡剂、0.2％助排剂、1％氯化钾、1.5％降凝剂，余量为水。
加热超导车具体为油田GKA多功能超导自动热洗清蜡设备，型号：GKA-B111B5型。
(3)注入压裂混合液
1)注入前置液
注入前置液时先进行第一阶段注入前置液，然后进行第二阶段注入前置液。第一阶段注入前置液包括依次进行的第一交联液注入阶段和预处理液注入阶段。所述第二阶段注入前置液包括依次进行的活性液注入阶段和第二交联液注入阶段。即依次进行第一交联液注入阶段、预处理液注入阶段、活性液注入阶段、第二交联液注入阶段，其中，在活性液注入阶段时进行停泵。包括停泵阶段的各阶段的注入量体积之比为8：10：10：8。包括停泵阶段的各阶段的注入量体积之比及携砂阶段的体积比为8：10：10：8：4(4为注入携砂液阶段的数据)。
其中活性液注入阶段还加入60目上浮剂3.5m3。注入前置液时的排量为2m3/min。上浮剂为漂珠。
各注入阶段注入的交联液由如下重量百分比的组分组成：0.35％的稠化剂、0.2％的杀菌剂、1％的稳定剂、0.2％的压裂助排剂、0.08％的氢氧化钠、0.25％的有机硼交联剂；余量为水。稠化剂为羟丙基胍胶。杀菌剂为甲醛。稳定剂为氯化钾。压裂助排剂为上述压裂助排剂。有机硼交联剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂用高温交联剂。
各注入阶段注入的活性液由如下重量百分比的组分组成：1.0％的稳定剂氯化钾、0.2％的压裂助排剂，余量为水。压裂助排剂为上述压裂助排剂。
2)注入携砂液
向油层注入携砂液时分8次向油层中注入携砂液。携砂液包括交联液和支撑剂，即分8次向油层中注入交联液，即交联液1阶段、交联液2阶段、交联液3阶段、交联液4阶段、交联液5阶段、交联液6阶段、交联液7阶段、交联液8阶，每各交联阶段同时注入支撑剂。其中交联液5阶段和交联液6阶段之间注入预处理液。
8次向油层中注入携砂液时交联液的注入体积比为4:6:8:10:12:16:9:6。支撑剂的注入体积比为0.4：0.80：1.80：2.8：3.0：2.5：2.00：2.3。交联液5阶段和交联液6阶段之间注入的预处理液与第6阶段交联液体积比为12:14。交联液5阶段和交联液6阶段之间注入预处理液时与第6阶段交联液时注入的支撑剂的体积比为1.4:2.5。
向油层中注入携砂液时的排量为2.5m3/min。
注入携砂液时注入的交联液由如下重量百分比的组分组成：0.35％的稠化剂、0.2％的杀菌剂、1％的稳定剂、0.2％的压裂助排剂、0.08％的氢氧化钠、0.25％的有机硼交联剂；余量为水。稠化剂为羟丙基胍胶。杀菌剂为甲醛。稳定剂为氯化钾。压裂助排剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂破乳助排剂。有机硼交联剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂用高温交联剂。交联液注入前采用超导车加热至60℃以上。支撑剂为陶瓷支撑剂。支撑剂的粒度为20/40目。
3)注入顶替液
顶替液采用原胶液。注入量为7.8m3，注入时间为3.1min。
(4)注汽生产
1)压裂混合液返排至地面。由油管向地层注入用于稠油注蒸汽开采的裂解催化降粘剂(可参考授权公告号为CN 101418213 B的中国发明专利中的降粘剂)，降粘剂由氢氧化钠、十二烷基苯磺酸铁、水组成，三者的质量比为1:1:18。
2)开始第一周期：注入水蒸汽，注汽完成后，闷井反应3天。
注汽压力：井口注水蒸汽的压力按油层破裂压力值的55％计算。
第一周期注汽量为130吨/米。
注汽速度：130吨/天。
注汽干度：蒸汽干度75％(井口)。
3)由套管向地层注入强乳化性微生物清防蜡菌剂(可参考授权公告号为CN104109516 B的中国发明专利中的清防蜡菌剂)。清防蜡菌剂包括第一铜绿假单胞菌(CGMCC1.2814)、第二铜绿假单胞菌(CGMCC1.10452)和地表地芽孢杆菌(CGMCC1.2673)，菌剂为固态干粉，三种菌干粉的质量比为1:1:1。该种清防蜡菌剂加入量为500kg。
4)开始第二周期：由油管向地层注入氮气，注入氮气的量为1500m3，注氮气完成后，正常开井生产。
当产油量≤1.5吨/天则停井，进入下一周期生产。
各阶段注入参数如表2所示：
表2实施例2中各注入阶段的施工参数
注：上表中的“砂”指的是支撑剂。累计砂量按照砂的密度为1.5kg/m3乘以砂量，然后再左右累计相加得到。
实施例3
本实施例的高含蜡油层压裂方法，包括如下步骤：
(1)选井
选择具有如下特征的双H9-187井：
A.采油井与提供驱动开采能量的注入蒸汽的井的直线井距为89m。
B.油井上一周期开井生产前闷井时间为67天、生产前生产周期为20天、日产油量为0.5吨/天。
C.油井的井斜从造斜点开始到完钻目的层范围内，其油井的斜度为61°。
所选定的油井对应的储层及原油具有如下特征：
a.油层厚度为5m、孔隙度为6％、渗透率为7μm2、含油饱和度为35％；
b.油层温度为60℃；
c.油层与上方或下方的水层距离6米且隔层应力差为4MPa。
d.原油组分中含蜡量44％、原油凝固点55℃、粘度(70℃)为121mPa.s、20℃下原油标准密度0.8852g/cm3。
(2)预处理
使用Frca PT压裂模拟软件模拟压裂液进入油层后温度下降值，确定措施用的预处理液加热设定温度值，确定的设定温度值为60℃。
使用加热超导车将预处理液加热至预定温度值，预处理液由如下质量百分比的组分组成：10％清蜡剂、0.2％助排剂、1％氯化钾、1.5％降凝剂，余量为水。
加热超导车具体为油田GKA多功能超导自动热洗清蜡设备，型号：GKA-B111B5型。
(3)注入压裂混合液
1)注入前置液
注入前置液时先进行第一阶段注入前置液，然后进行第二阶段注入前置液。第一阶段注入前置液包括依次进行的第一交联液注入阶段和预处理液注入阶段。所述第二阶段注入前置液包括依次进行的活性液注入阶段和第二交联液注入阶段。即依次进行第一交联液注入阶段、预处理液注入阶段、活性液注入阶段、第二交联液注入阶段，其中，在活性液注入阶段进行停泵。各阶段的注入量体积之比为8：10：8：8。其中活性液注入阶段还加入60目上浮剂5.5m3。注入前置液时的排量为2m3/min。上浮剂为漂珠。
各注入阶段注入的交联液由如下重量百分比的组分组成：0.35％的稠化剂、0.2％的杀菌剂、1％的稳定剂、0.2％的压裂助排剂、0.08％的氢氧化钠、0.25％的有机硼交联剂；余量为水。稠化剂为羟丙基胍胶。杀菌剂为甲醛。稳定剂为氯化钾。压裂助排剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂破乳助排剂。有机硼交联剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂用高温交联剂。
各注入阶段注入的活性液由如下重量百分比的组分组成：1.0％的稳定剂氯化钾、0.2％的压裂助排剂，余量为水。压裂助排剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂破乳助排剂。
2)注入携砂液
向油层注入携砂液时分8次向油层中注入携砂液。携砂液包括交联液和支撑剂，即分8次向油层中注入交联液，即交联液1阶段、交联液2阶段、交联液3阶段、交联液4阶段、交联液5阶段、交联液6阶段、交联液7阶段、交联液8阶，交联液5阶段和交联液6阶段之间注入预处理液。每各交联阶段同时注入支撑剂。
8次向油层中注入携砂液时交联液的注入体积比为4:6:8:10:12:16:16:14。支撑剂的注入体积比为0.1：0.4：0.8：1.0：1.8：4.8：6.4：7.0。
交联液5阶段和交联液6阶段之间注入的预处理液与第6阶段交联液体积比为14:16。交联液5阶段和交联液6阶段之间注入预处理液时与第6阶段交联液时注入的支撑剂的体积比为2.8:4.8。
向油层中注入携砂液时的排量为2.5m3/min。
注入携砂液时注入的交联液由如下重量百分比的组分组成：0.35％的稠化剂、0.2％的杀菌剂、1％的稳定剂、0.2％的压裂助排剂、0.08％的氢氧化钠、0.25％的有机硼交联剂；余量为水。稠化剂为羟丙基胍胶。杀菌剂为甲醛。稳定剂为氯化钾。压裂助排剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂破乳助排剂。有机硼交联剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂用高温交联剂。交联液注入前采用超导车加热至60℃以上。支撑剂为陶瓷支撑剂。支撑剂的粒度为20/40目。
3)注入顶替液
顶替液采用原胶液。注入量为11m3，注入时间为4.4min。
(4)注汽生产
1)压裂混合液返排至地面。由油管向地层注入用于稠油注蒸汽开采的裂解催化降粘剂(可参考授权公告号为CN 101418213 B的中国发明专利中的降粘剂)，降粘剂由氢氧化钠、十二烷基苯磺酸铁、水组成，三者的质量比为2:3:16。
2)开始第一周期：注入水蒸汽，注汽完成后，闷井反应6天。
注汽压力：井口注水蒸汽的压力按油层破裂压力值的55％计算。
第一周期注汽量为120吨/米。
注汽速度：150吨/天。
注汽干度：蒸汽干度80％(井口)。
3)由套管向地层注入强乳化性微生物清防蜡菌剂(可参考授权公告号为CN104109516 B的中国发明专利中的清防蜡菌剂)。清防蜡菌剂包括第一铜绿假单胞菌(CGMCC1.2814)、第二铜绿假单胞菌(CGMCC1.10452)和地表地芽孢杆菌(CGMCC1.2673)，菌剂为固态干粉，三种菌干粉的质量比为1:1:1。该种清防蜡菌剂加入量为750kg。
4)开始第二周期：由油管向地层注入氮气，注入氮气的量为2500m3，注氮气完成后，正常开井生产。
当产油量≤1.5吨/天则停井，进入下一周期生产。生产曲线如图2所示。
各阶段注入参数如表3所示：
表3实施例3中各注入阶段的施工参数
注：上表中的“砂”指的是支撑剂。砂的密度为1.5kg/m3。
实施例4
本实施例的高含蜡油层压裂方法，包括如下步骤：
(1)选井
选择具有如下特征的安4157井：
A.采油井与提供驱动开采能量的注入蒸汽的井的直线井距为144m。
B.油井上一周期开井生产前闷井时间为98天、生产前生产周期为11天、日产油量为0.2吨/天。
C.油井的井斜从造斜点开始到完钻目的层范围内，其油井的斜度78°。
所选定的油井对应的储层及原油具有如下特征：
a.油层厚度9m、孔隙度2％、渗透率4μm2、含油饱和度40％；
b.油层温度为40℃；
c.油层与上方或下方的水层距离8米且隔层应力差为5MPa。
d.原油组分中含蜡量55.4％、原油凝固点60℃、粘度(70℃)为283mPa.s、20℃下原油标准密度0.9190g/cm3。
(2)预处理
使用Frca PT压裂模拟软件模拟压裂液进入油层后温度下降值，确定措施用的预处理液加热设定温度值，确定的设定温度值为80℃。
使用加热超导车将预处理液加热至预定温度值，预处理液由如下质量百分比的组分组成：10％清蜡剂、0.2％助排剂、1％氯化钾、1.5％降凝剂，余量为水。
加热超导车具体为油田GKA多功能超导自动热洗清蜡设备，型号：GKA-B111B5型。
(3)注入压裂混合液
1)注入前置液
注入前置液时先进行第一阶段注入前置液，然后进行第二阶段注入前置液。第一阶段注入前置液包括依次进行的第一交联液注入阶段和预处理液注入阶段。所述第二阶段注入前置液包括依次进行的活性液注入阶段和第二交联液注入阶段。即依次进行第一交联液注入阶段、预处理液注入阶段、活性液注入阶段、第二交联液注入阶段，其中，在活性液注入阶段进行停泵。各阶段的注入量体积之比为18：16：14：6。其中活性液注入阶段还加入60目上浮剂5.5m3。注入前置液时的排量为2m3/min。上浮剂为漂珠。
各注入阶段注入的交联液由如下重量百分比的组分组成：0.35％的稠化剂、0.2％的杀菌剂、1％的稳定剂、0.2％的压裂助排剂、0.08％的氢氧化钠、0.25％的有机硼交联剂；余量为水。稠化剂为羟丙基胍胶。杀菌剂为甲醛。稳定剂为氯化钾。压裂助排剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂破乳助排剂。有机硼交联剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂用高温交联剂。
各注入阶段注入的活性液由如下重量百分比的组分组成：1.0％的稳定剂氯化钾、0.2％的压裂助排剂，余量为水。压裂助排剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂破乳助排剂。
2)注入携砂液
向油层注入携砂液时分8次向油层中注入携砂液。携砂液包括交联液和支撑剂，即分8次向油层中注入交联液，即交联液1阶段、交联液2阶段、交联液3阶段、交联液4阶段、交联液5阶段、交联液6阶段、交联液7阶段、交联液8阶，交联液3阶段和交联液4阶段之间注入预处理液。每各交联阶段同时注入支撑剂。
8次向油层中注入携砂液时交联液的注入体积比为8:14:14:12:14:12:14:16。支撑剂的注入体积比为0.20：0.80：1.40：1.80：2.8：3.6：5.6：8.0。
交联液3阶段和交联液4阶段之间注入的预处理液与第4阶段交联液体积比为12:14。交联液3阶段和交联液4阶段之间注入预处理液时与第4阶段交联液时注入的支撑剂的体积比为1.2:1.4。
向油层中注入携砂液时的排量为2.5m3/min。
注入携砂液时注入的交联液由如下重量百分比的组分组成：0.35％的稠化剂、0.2％的杀菌剂、1％的稳定剂、0.2％的压裂助排剂、0.08％的氢氧化钠、0.25％的有机硼交联剂；余量为水。稠化剂为羟丙基胍胶。杀菌剂为甲醛。稳定剂为氯化钾。压裂助排剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂破乳助排剂。有机硼交联剂为北京宝丰春石油技术公司生产的压裂用高温交联剂。交联液注入前采用超导车加热至60℃以上。支撑剂为陶瓷支撑剂。支撑剂的粒度为20/40目。
3)注入顶替液
顶替液采用原胶液。注入量为4m3，注入时间为1.6min。
(4)注汽生产
1)压裂混合液返排至地面。由油管向地层注入用于稠油注蒸汽开采的裂解催化降粘剂(可参考授权公告号为CN 101418213 B的中国发明专利中的降粘剂)，降粘剂由碳酸氢钠、十二烷基苯磺酸铁、水组成，三者的质量比为4:5:12。
2)开始第一周期：注入水蒸汽，注汽完成后，闷井反应7天。
注汽压力：井口注水蒸汽的压力按油层破裂压力值的55％计算。
第一周期注汽量为110吨/米。
注汽速度：200吨/天。
注汽干度：蒸汽干度85％(井口)。
3)由套管向地层注入强乳化性微生物清防蜡菌剂(可参考授权公告号为CN104109516 B的中国发明专利中的清防蜡菌剂)。清防蜡菌剂包括第一铜绿假单胞菌(CGMCC1.2814)、第二铜绿假单胞菌(CGMCC1.10452)和地表地芽孢杆菌(CGMCC1.2673)，菌剂为固态干粉，三种菌干粉的质量比为1:1:1。该种清防蜡菌剂加入量为1250kg。
4)开始第二周期：由油管向地层注入氮气，注入氮气的量为3000m3，注氮气完成后，正常开井生产。
当产油量≤1.5吨/天则停井，进入下一周期生产。生产曲线如图3所示。
各阶段注入参数如表4所示：
表4实施例4中各注入阶段的施工参数
注：上表中的“砂”指的是支撑剂。砂的密度为1.5kg/m3。
实施例5
本实施例中的预处理液、前置液、携砂液、顶替液均采用实施例1中的相应物质，其他的也均与实施例1中的相同。
各阶段注入参数如表5所示：
表5实施例5中各注入阶段的施工参数
注：上表中的“砂”指的是支撑剂。砂的密度为1.5kg/m3。
在其他实施例中，实施例1-5中的预处理液、前置液、携砂液及顶替液均可以采用现有技术中常用的液体进行替换。
试验例
1)耐温测试。
将实施例1中的压裂混合液(包括前置液、携砂液、顶替液)进行耐温试验，测试结果如图1所示。
2)实施例1-5中对应的油井采用本发明的方法前后对比情况如表6所示。
表6实施例1-5中的油井采用本发明的方法前后情况对比
本发明针对河南油田王集地区稠油油藏低产井储层条件差、油层多且薄、纵向和平面上的连通情况复杂、动用程度差或未动用、天然能量严重不足的特点，采用压裂和注汽结合的方式，有效提高了王集油田的高凝固点、高含蜡油层的产量。王集油田层薄，且部分井目的层附近存在高含水层，隔层遮挡能力差，本发明严格精细设计压裂引效应，优化施工排量和压裂规模，采用缝高控制技术，泵入暂堵剂使裂缝转向，提高裂缝泄油面积，达到既有效地改造目的层、又防止压窜隔层造成油井水淹的目的。本发明的方法采用增加泄油面积的压裂充填方法和提高作业后产量的注汽方法相结合，可以增加压后泄油面积，降低压后的储层中流体粘度、蜡的凝固点、原油密度、泵效，提高油井改造的完善程度和压裂施工效果，进而从整体上提高了稠油油藏的产量，解决油井采油效率低的问题，实现油藏的高效开发。
本发明的压裂开采方法，利用压裂防砂技术，能够解决近井地带因稠油粘度高、析出蜡导致的储层渗透性下降等问题，提高了稠油油藏采收率。利用温度较高的压裂液可以有效地抵消压裂液在注入地层时的温度下降，避免了结蜡现象。压裂充填不仅能扩大蒸汽波及体积，而且可以提高驱油效率，从而提高稠油热采采收率。而且本发明一次施工使多周期受效，延长了有效吞吐周期。
Claims (10)
1.一种高含蜡油层的压裂开采方法，其特征在于，包括如下步骤：
1)将预处理液加热至设定温度，注入油层后，关井反应1-4h；
2)向油层注入前置液制造人工裂缝；然后向油层注入携砂液充填人工裂缝；然后向油层注入顶替液；
3)注汽，生产。
2.根据权利要求1所述的高含蜡油层的压裂开采方法，其特征在于，步骤2)中向油层注入前置液包括：先进行第一阶段注入前置液，然后进行第二阶段注入前置液；第一阶段注入前置液与第二阶段注入前置液的前置液注入体积之比为8-48:16-28。
3.根据权利要求2所述的高含蜡油层的压裂开采方法，其特征在于，所述第一阶段注入前置液包括依次进行的第一交联液注入阶段和预处理液注入阶段；所述第二阶段注入前置液包括依次进行的活性液注入阶段和第二交联液注入阶段；所述第一交联液注入阶段、预处理液注入阶段、活性液注入阶段、第二交联液注入阶段的注入量体积之比为8-18：10-36：6-14：6-20。
4.根据权利要求3所述的高含蜡油层的压裂开采方法，其特征在于，所述第一交联液注入阶段和第二交联液注入阶段注入的交联液由如下重量百分比的组分组成：0.2-0.5％的稠化剂、0.1-0.2％的杀菌剂、1-2％的稳定剂、0.2-0.3％的压裂助排剂、0.05-0.09％的pH调节剂、0.25％的有机硼交联剂；余量为水。
5.根据权利要求3所述的高含蜡油层的压裂开采方法，其特征在于，所述活性液注入阶段注入的活性液由如下重量百分比的组分组成：1.0-2.0％的稳定剂、0.2-0.3％的压裂助排剂，余量为水。
6.根据权利要求1所述的高含蜡油层的压裂开采方法，其特征在于，步骤2)中向油层注入携砂液是分两次以上向油层注入携砂液；所述携砂液包括交联液和支撑剂。
7.根据权利要求6所述的高含蜡油层的压裂开采方法，其特征在于，所述支撑剂与交联液的体积比为19.78-25.04：100。
8.根据权利要求6所述的高含蜡油层的压裂开采方法，其特征在于，分8次向油层中注入携砂液，8次向油层中注入携砂液时交联液的注入体积比为4-8:6-14:8-14:10-14:10-16:7-16:5-16:5-16。
9.根据权利要求1所述的高含蜡油层的压裂开采方法，其特征在于，步骤3)中在注汽前进行注降粘剂；所述降粘剂由如下重量百分比的组分组成：催化剂0.1-20％、碱性物质0.1-25％，余量为水。
10.根据权利要求9所述的高含蜡油层的压裂开采方法，其特征在于，在注降粘剂时，在油层厚度h≤3m时，降粘剂中碱性物质、催化剂、水的质量比为6-8:2-3:4-9；在油层厚度为3＜h≤5m时，降粘剂中碱性物质、催化剂、水的质量比为9-10:8-10:6-10；在油层厚度为5＜h≤10m时，降粘剂中碱性物质、催化剂、水的质量比为11-13:13-14:9-12。
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