CN110700808A - 端部脱砂压裂方法 - Google Patents

端部脱砂压裂方法 Download PDF

Info

Publication number
CN110700808A
CN110700808A CN201911014255.2A CN201911014255A CN110700808A CN 110700808 A CN110700808 A CN 110700808A CN 201911014255 A CN201911014255 A CN 201911014255A CN 110700808 A CN110700808 A CN 110700808A
Authority
CN
China
Prior art keywords
fluid
fracturing
fluid loss
loss additive
coating material
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.)
Granted
Application number
CN201911014255.2A
Other languages
English (en)
Other versions
CN110700808B (zh
Inventor
张仲春
张瑞
李建芳
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Klamayiko Meili Chemical Co Ltd
Original Assignee
Klamayiko Meili Chemical Co Ltd
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Klamayiko Meili Chemical Co Ltd filed Critical Klamayiko Meili Chemical Co Ltd
Priority to CN201911014255.2A priority Critical patent/CN110700808B/zh
Publication of CN110700808A publication Critical patent/CN110700808A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN110700808B publication Critical patent/CN110700808B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C09K8/035—Organic additives
    • 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
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • 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
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • C09K8/905—Biopolymers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)

Abstract

本发明涉及油田压裂酸化技术领域，是一种端部脱砂压裂方法；第一步，向压裂地层泵入前置液；第二步，待压裂地层的主裂缝长达到压裂设计目标值时，泵入高效降滤失液；第三步，泵入高效降滤失液待压力增加时泵入携砂液；第四步，注入顶替液，测试油气产量。本发明在泵入高效降滤失液时不用改变施工排量，施工程序简单，便于现场操作，本发明中的高效降滤失液中含有助排剂、粘土稳定剂和破胶剂，可以降低滤液对储层的伤害，5小时后降滤失剂的剩余率在30%左右；同时本发明端部脱砂压裂方法较现有技术压裂后产量提高了80%至160%，稳产期较现有技术压裂后提高了2倍至3倍，采用本发明压裂后增产效果明显，没有发生临井压窜现象。

Description

端部脱砂压裂方法
技术领域
本发明涉及油田压裂酸化技术领域，是一种端部脱砂压裂方法。
背景技术
中高渗油藏、常规低渗油藏以及加密油井区块的水力压裂要获得高导流能力，端部脱砂压裂技术（TSO）是最好选择。由Smith等人（1984）提出TSO压裂技术的应用，对低高渗油藏的完井与增产改造技术带来了一次革命。
TSO压裂技术能获得97.6kg/m2的支撑剂铺置浓度，这表明导流能力可提高10倍至20倍。在高应力条件下，用人造支撑剂（相应于石英砂）也可使导流能力得到相同的提高，二者结合可使导流能力提高近100倍。如果是有限导流时，油井产能可能会提高4倍至7倍。
脱砂压裂技术（TSO）是在一定缝长的前端形成砂堵，阻止裂缝延伸，同时以一定排量继续泵入不同支撑剂浓度的压裂液，迫使裂缝膨胀，获得较宽的裂缝和较高的砂浓度，提高裂缝导流能力的水力压裂技术。在压裂施工中，压裂液被地面泵注设备以大排量快速泵注到井底，由于压裂液的泵注速度远远大于井底射孔层段地层的滤失速度，井底压力被快速蹩起，当井底压力达到地层破裂压力时，地层岩石开始产生裂缝，压裂前置液随即进入裂缝。在注液速度大于液体滤失速度的情况下，裂缝继续扩展，当前置液全部进入裂缝以后，由于不断向地层滤失，前置液越来越少，最终全部滤失进地层。此时，缝内砂浆前缘到达缝宽很小的裂缝前缘端部，其中的砂粒被卡在具有一定硬度的裂缝壁面之间不再流动。随着注液过程的继续，在裂缝端部的窄小地带逐渐积聚形成一定的脱砂带，后续的压裂液通过脱砂带越来越困难，当液体供给速度和其滤失速度达到动平衡之后，该地带压力逐渐下降以至达不到扩展裂缝所需的压力，从而使裂缝不能向缝长和缝高方向继续扩展。在地面泵注液体的速度恒定的情况下，裂缝体积的膨胀速度由于滤失速度越来越小而逐渐加快，也就是缝宽的增长速度在加快。上述脱砂压裂过程一直持续到缝宽或者井底压力达到设计限定值才停止。因此，裂缝端部脱砂压裂可以在一定程度上控制裂缝的长度和高度，获得较大的裂缝宽度，形成“短宽裂缝”。
目前的端部脱砂技术存在一定技术局限性，在端部压裂过程中，压裂液粘度低于常规压裂液，对压裂液粘度的要求比常规压裂更严格，端部脱砂压裂的压裂液粘度要求满足两个互相矛盾的方面：一是保证液体悬砂，二是利于在裂缝周边脱砂。若粘度太低，在缝内不能保证悬砂，缝上部分会出现无砂区，达不到周边脱砂目的：粘度太高，周边滤失太慢，难以实现周边适时脱砂。另外在前置液已形成一定缝长的裂缝条件下，要达到端部脱砂效果，必须增加一段低砂浓度的携砂液，在脱砂时压裂液效率为50%，为使水力裂缝宽度提高两倍，需要注入的总液量是脱砂前注入液量的1.8倍，由此增加了压裂费用与滤失液对储层渗透率伤害的风险。因此在实际运用中，端部脱砂液的性能很难把握，能成功实现端部脱砂压裂施工的机率也很低。随着各种类型的油气田开发不断深入，发现很多油气井经过压裂后，增产效果总是不明显；多表现为产气量不佳、压后压力与产量递减快、稳产期短或相临井压窜。
发明内容
本发明提供了一种端部脱砂压裂方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决现有油气井经过压裂后，增产效果总是不明显；多表现为产气量不佳、压后压力与产量递减快、稳产期短或相临井压窜的问题。
本发明的技术方案是通过以下措施来实现的：一种端部脱砂压裂方法，按下述步骤进行：第一步，向压裂地层泵入前置液；第二步，待压裂地层的主裂缝长达到压裂设计目标值时，泵入高效降滤失液；第三步，泵入高效降滤失液待压力增加时泵入携砂液；第四步，注入顶替液，关井2h至6h后开井排液，测试油气产量；其中：泵入前置液、高效降滤失液和携砂液的体积比为10至100：4至70：30至300。
下面是对上述发明技术方案的进一步优化或/和改进：
上述高效降滤失液按质量百分比含有胍胶基液0.2%至0.5%、降滤失剂1%至20%、破胶剂1%至10%、助排剂0.2%至2%、粘土稳定剂0.4%至1%、余量为水；或/和，泵入高效降滤失液前，先用氢氧化钠或碳酸钠调节高效降滤失液pH值为8.5至11。
上述降滤失剂原料按重量份数含有体膨聚合物颗粒85份至90份、包衣材料10份至15份、颗粒分散剂0.5份至1份。
上述降滤失剂按下述方法得到：第一步，取适量体膨聚合物颗粒投入包衣设备中，旋转包衣设备并向包衣设备中通入热风对体膨聚合物颗粒进行预热，预热至30℃至40℃；第二步，将所需量的包衣材料配成包衣材料溶液；第三步，在温度为30℃至40℃下向预热后的体膨聚合物颗粒间隙喷散包衣材料溶液；第四步，待喷在体膨聚合物颗粒表面上的包衣材料溶液中的溶剂被热风带走后，使包衣材料及时固化在体膨聚合物颗粒表面上；第五步，停止旋转包衣设备，向包衣设备中加入所需量的颗粒分散剂并混合均匀，然后通风降温，得到降滤失剂。
上述在降滤失剂制备的第三步中，向预热后的体膨聚合物颗粒用喷枪间隙喷散包衣材料溶液，喷枪间隙喷散速度为每3秒一次，一次喷散量为20ml至50ml；或/和，降滤失剂制备的第四步中，包衣材料固化在体膨聚合物颗粒表面上的厚度为0.1mm至1mm；或/和，降滤失剂制备的第五步中，向包衣设备中加入所需量的颗粒分散剂后旋转10分钟至30分钟，然后再通入自然风进行降温，降温后得到降滤失剂。
上述向包衣设备中通入热风的温度为50℃至65℃，热风的流量为10ml/min至30ml/min；或/和，包衣设备的转速为100转/min 至150转/min；或/和，包衣材料包括A和润湿剂，包衣材料溶液为包衣材料的乙醇或甲苯溶液，A在包衣材料溶液中的质量百分比为50%至80%，润湿剂在包衣材料溶液中的质量百分比为1%至5%；其中：A为甲基纤维素、乙基纤维素、羟丙基甲基纤维素、聚乙烯吡咯烷酮和液体石蜡中的一种以上，润湿剂为司盘80和司盘20中的一种以上。
上述颗粒分散剂为淀粉、碳酸镁、碳酸钡、硫酸钡、硫酸钙、磷酸钙、滑石粉和高岭土中的一种以上；或/和，降滤失剂的粒径为14目至25目；或，降滤失剂的粒径为35目至45目；或，降滤失剂的粒径为60目至80目。
上述端部脱砂压裂方法中所用压裂液为羟丙基胍胶压裂液，羟丙基胍胶压裂液按质量百分比含有羟丙基胍胶粉0.3%至0.6%、氯化钾0.5%至2%、助排剂1%至3%、碳酸钠或氢氧化钠0.01%至0.8%、交联剂0.5%至5%、过硫酸盐0.5%至0.01%、余量为水。
上述破胶剂为过硫酸盐或双氧水；助排剂氟碳类型的助排剂；交联剂为有机硼交联剂；粘土稳定剂为季铵盐类粘土稳定剂。
上述过硫酸盐优选过硫酸铵或过硫酸钾；助排剂优选KML-ZP助排剂；交联剂优选KML-YP有机硼交联剂；粘土稳定剂优选KML-NT有机粘土稳定剂。
本发明在泵入高效降滤失液时不用改变施工排量，施工程序简单，便于现场操作，本发明中的高效降滤失液中含有助排剂、粘土稳定剂和破胶剂，可以降低滤液对储层的伤害，5小时后降滤失剂的剩余率在30%左右；同时本发明端部脱砂压裂方法较现有技术压裂后产量提高了80%至160%，稳产期较现有技术压裂后提高了2倍至3倍，采用本发明压裂后增产效果明显，没有发生临井压窜现象，实现了稳产和增产的目的，适应于中高渗老区块、储层温度≤120℃、储层深度≤3000m的油气储层进行端部脱砂压裂改造施工。
附图说明
附图1为本发明中聚合物残余率与时间的关系图。
附图2为本发明压裂过程中油压、排量和砂比的曲线变化图。
附图3为表1油层基本数据。
附图4为表2压裂施工规模。
附图5为表3高效降滤失液性能指标。
附图6为表4携砂液性能指标。
附图7为表5施工泵注程序。
具体实施方式
本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。本发明中所提到各种化学试剂和化学用品如无特殊说明，均为现有技术中公知公用的化学试剂和化学用品；本发明中的百分数如没有特殊说明，均为质量百分数；本发明中的溶液若没有特殊说明，均为溶剂为水的水溶液，例如，盐酸溶液即为盐酸水溶液。
实施例1，该端部脱砂压裂方法按下述步骤进行：第一步，向压裂地层泵入前置液；第二步，待压裂地层的主裂缝长达到压裂设计目标值时，泵入高效降滤失液；第三步，泵入高效降滤失液待压力增加时泵入携砂液；第四步，注入顶替液，关井2h至6h后开井排液，测试油气产量；其中：泵入前置液、高效降滤失液和携砂液的体积比为10至100：4至70：30至300。
本发明端部脱砂压裂方法可划分为以下四个阶段，分别为端部脱砂压裂设计阶段、人工主裂缝缝长终止阶段、人工主裂缝导流能力增加阶段和注入顶替液；具体可为：
（1）端部脱砂压裂设计阶段：根据储层的杨氏模量、坡松比、储层渗透率、天然裂缝层理及纹理发育情况，使用相关压裂软件（如MEYER 、StimPlan、GOHFER、FracpropT）确定压裂施工规模，尤其前置液与携砂液的比例。
（2）人工主裂缝缝长终止阶段：当所述主裂缝长达到压裂设计目标值时，泵入高效降滤失液，由于高效降滤失液的粘度比前置液粘度低很多，高效降滤失液会在裂缝的边缘（包括缝长与缝高方向）快速滤失，促使高效降滤失液中的降滤失剂大部分被运移至滤失量最大的主要部位，由于寸头效应，降滤失剂逐渐在滤失孔喉处堆积，被挤压后发生变形，导致里面的高吸水物质裸露，从而发生体积快速膨胀，堵塞渗滤通道，限制后续液体的滤失，使人工裂缝的延伸终止，主裂缝长被固定；后续携砂液进入裂缝后，会使缝内压力增加3MPa至10MPa，这取决于缝面上天然裂缝的发育情况。
（3）人工主裂缝导流能力增加阶段：在施工压力明显增加时，改泵注携砂液，携砂液的介入会使缝内压力增加至3MPa至10MPa，由于裂缝长度被固定，裂缝宽度的增加，使裂缝导流能力（Kf*W）增加。缝内压力的增加，会使缝面上与缝的边缘部分新的天然裂缝张开，成为新的压裂液渗滤通道，为后续携砂液的继续介入提供了空间条件。另外，由于携砂液在裂缝中的流速降低，导致携砂液携砂能力增强，有利于支撑剂均匀分布于裂缝中，由此更进一步提高了此种方式端部脱砂压裂的支撑剂分布效率。
（4）注入顶替液，关井2h至6h后开井排液，测试油气产量。
本发明中高效降滤失液在前置液泵注达到设计要求后与携砂液泵入之前泵入，泵注排量不低于前置液的泵注排量；高效降滤失液是在泵注前置液与携砂液之间使用，且在施工压力有明显增加趋势时，停止泵注高效降滤失液而改泵注携砂液。
本发明中的高效降滤失液相比前置液，属于低粘液体，裂缝的滤失系数高，增加了高效降滤失液在主裂缝中的流速，使高效降滤失液能快速运移至主裂缝的边缘处沉积下来，能迅速减少后续滤失液进一步进入地层。高效降滤失液的密度与水接近（1.1g/cm3至1.2g/cm3），这有助于液体的携带，不会发生在主裂缝中沉降的现象发生，这更利于缝长、缝高的固定。另外高效降滤失液中含有助排剂、粘土稳定剂和破胶剂，可以降低滤液对储层的伤害，5小时后降滤失剂的剩余率在30%左右。
实施例2，该端部脱砂压裂方法按下述步骤进行：第一步，向压裂地层泵入前置液；第二步，待压裂地层的主裂缝长达到压裂设计目标值时，泵入高效降滤失液；第三步，泵入高效降滤失液待压力增加时泵入携砂液；第四步，注入顶替液，关井2h或6h后开井排液，测试油气产量；其中：泵入前置液、高效降滤失液和携砂液的体积比为10或100：4或70：30或300。
实施例3，作为上述实施例的优化，高效降滤失液按质量百分比含有胍胶基液0.2%至0.5%、降滤失剂1%至20%、破胶剂1%至10%、助排剂0.2%至2%、粘土稳定剂0.4%至1%、余量为水；或/和，泵入高效降滤失液前，先用氢氧化钠或碳酸钠调节高效降滤失液pH值为8.5至11。高效降滤失液pH值调节后为偏碱性液体，粘度≤30mPa.s，最佳粘度在1mPa.s至10mPa.s；降滤失剂在90℃膨胀倍数可达10倍至60倍，并能保持较好高强度、抗盐性及稳定性。
实施例4，作为上述实施例的优化，降滤失剂原料按重量份数含有体膨聚合物颗粒85份至90份、包衣材料10份至15份、颗粒分散剂0.5份至1份。
实施例5，作为上述实施例的优化，降滤失剂按下述方法得到：第一步，取适量体膨 聚合物颗粒投入包衣设备中，旋转包衣设备并向包衣设备中通入热风对体膨聚合物颗粒进 行预热，预热至30℃至40℃；第二步，将所需量的包衣材料配成包衣材料溶液；第三步，在温 度为30℃至40℃下向预热后的体膨聚合物颗粒间隙喷散包衣材料溶液；第四步，待喷在体 膨聚合物颗粒表面上的包衣材料溶液中的溶剂被热风带走后，使包衣材料及时固化在体膨 聚合物颗粒表面上；第五步，停止旋转包衣设备，向包衣设备中加入所需量的颗粒分散剂并 混合均匀，然后通风降温，得到降滤失剂。在降滤失剂制备过程的第一步至第四步中，旋转 包衣设备均在旋转状态下且持续向包衣设备中通入热风；包衣设备为现有公知公用；体膨 聚合物颗粒可为现有公知公用；体膨聚合物颗粒也可主要由下述3种方法获得的胶状产品 经烘干造粒得到；方法
Figure 591488DEST_PATH_IMAGE001
聚丙烯酰胺(HPAM)、交联剂、PH调节剂、交联促进剂组成；方法
Figure 39787DEST_PATH_IMAGE002
淀粉经熟化后与丙烯腈或丙烯酰胺接枝聚合，再经碱性水解而成；方法
Figure 350683DEST_PATH_IMAGE003
以丙烯酸钠、丙烯 酰胺、季铵盐和抗高温单体为原料，将它们按一定比例混合溶于水中，搅拌均匀，在一定温 度条件下反应24h得到的产物。
本发明中的降滤失剂（密度1g/cm3至1.1g/cm3）同现有体膨聚合物调剖堵水剂(1.5g/cm3至1.8g/cm3)相比，属于低密度固体颗粒，若选用一定粘度的携带液（粘度在1mPa.s至10mPa.s）中，能均匀分散于携带液中，又由于油溶性外壳的包敷作用，在携带中不会像现有体膨聚合物颗粒一样，在携带液中吸水膨胀，可以保证本发明中的降滤失剂在携带液中均匀分散，同时又不增加携带液的粘度，确保施工流畅进行，不会在管路设备中与地层孔道中提前沉积下来。本发明中的降滤失剂通过在岩石孔隙内“运移—捕集—再运移—再捕集”，大部分本发明中的降滤失剂将被运移至地层水“突进”和“窜流”的主要部位，在地层细小孔喉处经挤压破裂后，如遇到油气环境时，不会发生吸水膨胀，随油气返排至地面，而若遇到水环境时，则体积迅速吸水膨胀至原来的15倍至100倍，构成地层水或注入水难以突破的阻碍。
实施例6，作为上述实施例的优化，在降滤失剂制备的第三步中，向预热后的体膨聚合物颗粒用喷枪间隙喷散包衣材料溶液，喷枪间隙喷散速度为每3秒一次，一次喷散量为20ml至50ml；或/和，降滤失剂制备的第四步中，包衣材料固化在体膨聚合物颗粒表面上的厚度为0.1mm至1mm；或/和，降滤失剂制备的第五步中，向包衣设备中加入所需量的颗粒分散剂后旋转10分钟至30分钟，然后再通入自然风进行降温，降温后得到降滤失剂。包衣材料溶液的用量可按每千克体膨聚合物颗粒用喷枪间隙喷散0.2千克至0.3千克包衣材料溶液；自然风可为温度为20℃至30℃的自然风。
实施例7，作为上述实施例的优化，向包衣设备中通入热风的温度为50℃至65℃，热风的流量为10ml/min至30ml/min；或/和，包衣设备的转速为100转/min 至150转/min；或/和，包衣材料包括A和润湿剂，包衣材料溶液为包衣材料的乙醇或甲苯溶液，A在包衣材料溶液中的质量百分比为50%至80%，润湿剂在包衣材料溶液中的质量百分比为1%至5%；其中：A为甲基纤维素、乙基纤维素、羟丙基甲基纤维素、聚乙烯吡咯烷酮和液体石蜡中的一种以上，润湿剂为司盘80和司盘20中的一种以上。乙醇为无水乙醇。
实施例8，作为上述实施例的优化，颗粒分散剂为淀粉、碳酸镁、碳酸钡、硫酸钡、硫酸钙、磷酸钙、滑石粉和高岭土中的一种以上；或/和，降滤失剂的粒径为14目至25目；或，降滤失剂的粒径为35目至45目；或，降滤失剂的粒径为60目至80目。颗粒分散剂作用是其细粉末吸附在颗粒表面，起到机械隔离防止颗粒粘结作用。
本发明中的降滤失剂具有以下方面的优点：（1）在体膨聚合物颗粒外表形成一定厚度的涂敷层，该层具有隔水性与缓慢油溶性，可以有效防止体膨聚合物颗粒在携带液从地面向井底的携带过程中吸水膨胀，从而影响堵水调剖的施工质量与效果；（2）本发明中降滤失剂制备方法简单，便于操作，形成的产品外表包裹均匀、光滑，具有一定的园球度与机械强度；（3）本发明中降滤失剂与各种水溶性携带液具有良好的配伍性，能在现场被轻松实施，大大降低了施工难度；（4）本发明中降滤失剂较现有体膨聚合物颗粒进入地层孔道的深度更深，堵水能力更强，堵油能力却更弱，堵水率可达到90%至95%，堵油率低于7%。
实施例9，作为上述实施例的优化，端部脱砂压裂方法中所用压裂液为羟丙基胍胶压裂液，羟丙基胍胶压裂液按质量百分比含有羟丙基胍胶粉0.3%至0.6%、氯化钾0.5%至2%、助排剂1%至3%、碳酸钠或氢氧化钠0.01%至0.8%、交联剂0.5%至5%、过硫酸盐0.5%至0.01%、余量为水；其中：羟丙基胍胶压裂液耐温粘度在170s-1剪切速率下为100mPa.s至150mPa.s，羟丙基胍胶压裂液返排液的表面张力≤28mN/m。
实施例10，作为上述实施例的优化，破胶剂为过硫酸盐或双氧水；助排剂氟碳类型的助排剂；交联剂为有机硼交联剂；粘土稳定剂为季铵盐类粘土稳定剂。破胶剂对降滤失剂是很好的破坏剂，在5小时后，降滤失剂的剩余率为30%左右，在完成端部脱砂压裂后，该剂对人工裂缝的伤害会逐渐减少，直到消失。
实施例11，作为上述实施例的优化，过硫酸盐优选过硫酸铵或过硫酸钾；助排剂优选KML-ZP助排剂；交联剂优选KML-YP有机硼交联剂；粘土稳定剂优选KML-NT有机粘土稳定剂。KML-ZP助排剂、KML-YP有机硼交联剂和KML-NT有机粘土稳定剂均为现有公知公用。
实施例12，该端部脱砂压裂方法按下述步骤进行：第一步，向压裂地层泵入前置液；第二步，待压裂地层的主裂缝长达到压裂设计目标值时，泵入高效降滤失液；第三步，泵入高效降滤失液待压力增加时泵入携砂液；第四步，注入顶替液，关井3h后开井排液，测试油气产量。
实施例12中，以A井为测试井，A井为卡拉玛依油田某区块一口直井，储层岩性为细砂岩，油藏为典型疏松砂岩高渗油藏, 岩性以细砂岩为主 (60.7%)，其次为粉砂岩(24.8%)；储集类型为砂岩孔隙型，储层胶结疏松；储层为非均质-严重非均质，但储层物性较好，油井产量初期较高；由于地层疏松易出砂，造成地层孔隙堵塞或油井产层砂埋，油井产量急剧下降，生产状态不稳定，后期作业工作量大，成本高，影响油田正常生产。通过对国外和国内疏松砂岩油藏开发和储层改造技术调查和分析，实施了本发明端部脱砂压裂方法后取得成功，大大改善了油田开发效果，成为该油田疏松砂岩油藏综合治理成熟有效的工艺技术；表1为A井油层基本数据。
实施例12中，A井端部脱砂压裂设计阶段：根据储层的杨氏模量、坡松比、储层渗透率、天然裂缝层理及纹理发育情况，使用相关压裂软件（如MEYER 、StimPlan、GOHFER、FracpropT）确定压裂施工规模，压裂施工规模如表2所示；高效降滤失液按质量百分比含有羟丙胍胶0.2%、KMP-5降滤失剂5%、KML-ZP助排剂2%、KML-ZP粘土稳定剂0.4%、过硫酸铵5%、碳酸钠0.05%、余量为水，该高效降滤失液的性能指标见表3所示；高效降滤失液的用量为21m3；携砂液按质量百分比含有羟丙基瓜尔胶粉0.35%、KML-ZP助排剂1%、氯化钾0.5%、碳酸钠0.05%、KML-YP有机硼交联剂1%、过硫酸铵0.05%、余量为水，携砂液性能指标见表4所示；施工泵注程序见表5所示。
附图1为实施例12中本发明聚合物残余率与时间的关系图，从图1可以看出，5h至6h小时以后，降滤失剂经过破胶剂的破胶作用，含量将减少至30%以下，在一定程度上减少了降滤失剂对地层的伤害。附图2为实施例12中本发明压裂过程中油压、排量和砂比的曲线变化图。
通过实施例12端部脱砂压裂方法后， A井返排情况：放喷排液，8㎜油咀控制放喷，油压10.0MPa 至14.0MPa，套压4.3MPa至0MPa，累计排液90m3，返排率63.8%，PH=7，返排液密度1.11g/cm3，氯含量6654mg/L；A井采用实施例12端部脱砂压裂方法后，初期产油量平均为12.82t/d，而A井没有采用本发明端部脱砂压裂方法前平均产油量仅为3.6t/d，同时本发明端部脱砂压裂方法较现有技术压裂后产量提高了80%至160%，稳产期较现有技术压裂后提高了2倍至3倍，采用本发明压裂后增产效果明显，没有发生临井压窜现象，实现了稳产和增产的目的，适应于中高渗老区块、储层温度≤120℃、储层深度≤3000m的油气储层进行端部脱砂压裂改造施工。
本发明较现有技术具有以下方面的优点：
（1）本发明端部脱砂压裂方法显著特点是在泵入高效降滤失液时，不用改变施工排量，加速降滤失剂快速运移到主裂缝的边缘地带，阻止主裂缝缝长与缝高的增长；（2）本发明端部脱砂压裂方法施工程序简单，便于现场操作，当泵入高效降滤失液，压力有明显上升趋势时，表明缝长缝高已被固化，可以进行后续的携砂液施工，因此实现端部脱砂压裂工艺可能性得到提高；（3）本发明中的高效降滤失液中，含有助排剂、粘土稳定剂与破胶剂，可以降低滤液对储层的伤害，其中，高效降滤失液中所加的破胶剂对降滤失剂是很有效的破胶剂，5小时后降滤失剂的剩余率在30%左右；（4）本发明端部脱砂压裂方法较现有技术压裂后产量提高了80%至160%，稳产期较现有技术压裂后提高了2倍至3倍，采用本发明压裂后增产效果明显，没有发生临井压窜现象，实现了稳产和增产的目的，适应于中高渗老区块、储层温度≤120℃、储层深度≤3000m的油气储层进行端部脱砂压裂改造施工。
综上所述，本发明在泵入高效降滤失液时不用改变施工排量，施工程序简单，便于现场操作，本发明中的高效降滤失液中含有助排剂、粘土稳定剂和破胶剂，可以降低滤液对储层的伤害，5小时后降滤失剂的剩余率在30%左右；同时本发明端部脱砂压裂方法较现有技术压裂后产量提高了80%至160%，稳产期较现有技术压裂后提高了2倍至3倍，采用本发明压裂后增产效果明显，没有发生临井压窜现象，实现了稳产和增产的目的，适应于中高渗老区块、储层温度≤120℃、储层深度≤3000m的油气储层进行端部脱砂压裂改造施工。
以上技术特征构成了本发明的实施例，其具有较强的适应性和实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。

Claims (10)

1.一种端部脱砂压裂方法，其特征在于按下述步骤进行：第一步，向压裂地层泵入前置液；第二步，待压裂地层的主裂缝长达到压裂设计目标值时，泵入高效降滤失液；第三步，泵入高效降滤失液待压力增加时泵入携砂液；第四步，注入顶替液，关井2h至6h后开井排液，测试油气产量；其中：泵入前置液、高效降滤失液和携砂液的体积比为10至100：4至70：30至300。
2.根据权利要求1所述的端部脱砂压裂方法，其特征在于高效降滤失液按质量百分比含有胍胶基液0.2%至0.5%、降滤失剂1%至20%、破胶剂1%至10%、助排剂0.2%至2%、粘土稳定剂0.4%至1%、余量为水；或/和，泵入高效降滤失液前，先用氢氧化钠或碳酸钠调节高效降滤失液pH值为8.5至11。
3.根据权利要求2所述的端部脱砂压裂方法，其特征在于降滤失剂原料按重量份数含有体膨聚合物颗粒85份至90份、包衣材料10份至15份、颗粒分散剂0.5份至1份。
4.根据权利要求3所述的端部脱砂压裂方法，其特征在于降滤失剂按下述方法得到：第一步，取适量体膨聚合物颗粒投入包衣设备中，旋转包衣设备并向包衣设备中通入热风对体膨聚合物颗粒进行预热，预热至30℃至40℃；第二步，将所需量的包衣材料配成包衣材料溶液；第三步，在温度为30℃至40℃下向预热后的体膨聚合物颗粒间隙喷散包衣材料溶液；第四步，待喷在体膨聚合物颗粒表面上的包衣材料溶液中的溶剂被热风带走后，使包衣材料及时固化在体膨聚合物颗粒表面上；第五步，停止旋转包衣设备，向包衣设备中加入所需量的颗粒分散剂并混合均匀，然后通风降温，得到降滤失剂。
5.根据权利要求4所述的端部脱砂压裂方法，其特征在于降滤失剂制备的第三步中，向预热后的体膨聚合物颗粒用喷枪间隙喷散包衣材料溶液，喷枪间隙喷散速度为每3秒一次，一次喷散量为20ml至50ml；或/和，降滤失剂制备的第四步中，包衣材料固化在体膨聚合物颗粒表面上的厚度为0.1mm至1mm；或/和，降滤失剂制备的第五步中，向包衣设备中加入所需量的颗粒分散剂后旋转10分钟至30分钟，然后再通入自然风进行降温，降温后得到降滤失剂。
6.根据权利要求5所述的端部脱砂压裂方法，其特征在于向包衣设备中通入热风的温度为50℃至65℃，热风的流量为10ml/min至30ml/min；或/和，包衣设备的转速为100转/min至150转/min；或/和，包衣材料包括A和润湿剂，包衣材料溶液为包衣材料的乙醇或甲苯溶液，A在包衣材料溶液中的质量百分比为50%至80%，润湿剂在包衣材料溶液中的质量百分比为1%至5%；其中：A为甲基纤维素、乙基纤维素、羟丙基甲基纤维素、聚乙烯吡咯烷酮和液体石蜡中的一种以上，润湿剂为司盘80和司盘20中的一种以上。
7.根据权利要求6所述的端部脱砂压裂方法，其特征在于颗粒分散剂为淀粉、碳酸镁、碳酸钡、硫酸钡、硫酸钙、磷酸钙、滑石粉和高岭土中的一种以上；或/和，降滤失剂的粒径为14目至25目；或，降滤失剂的粒径为35目至45目；或，降滤失剂的粒径为60目至80目。
8.根据权利要求1或2或3或4或5或6或7所述的端部脱砂压裂方法，其特征在于端部脱砂压裂方法中所用压裂液为羟丙基胍胶压裂液，羟丙基胍胶压裂液按质量百分比含有羟丙基胍胶粉0.3%至0.6%、氯化钾0.5%至2%、助排剂1%至3%、碳酸钠或氢氧化钠0.01%至0.8%、交联剂0.5%至5%、过硫酸盐0.5%至0.01%、余量为水。
9.根据权利要求8所述的端部脱砂压裂方法，其特征在于破胶剂为过硫酸盐或双氧水；助排剂氟碳类型的助排剂；交联剂为有机硼交联剂；粘土稳定剂为季铵盐类粘土稳定剂。
10.根据权利要求9所述的端部脱砂压裂方法，其特征在于过硫酸盐优选过硫酸铵或过硫酸钾；助排剂优选KML-ZP助排剂；交联剂优选KML-YP有机硼交联剂；粘土稳定剂优选KML-NT有机粘土稳定剂。
CN201911014255.2A 2019-10-23 2019-10-23 端部脱砂压裂方法 Active CN110700808B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201911014255.2A CN110700808B (zh) 2019-10-23 2019-10-23 端部脱砂压裂方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201911014255.2A CN110700808B (zh) 2019-10-23 2019-10-23 端部脱砂压裂方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN110700808A true CN110700808A (zh) 2020-01-17
CN110700808B CN110700808B (zh) 2021-06-25

Family

ID=69201390

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201911014255.2A Active CN110700808B (zh) 2019-10-23 2019-10-23 端部脱砂压裂方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN110700808B (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112796729A (zh) * 2020-12-24 2021-05-14 克拉玛依科美利化工有限责任公司 准干法液态超临界co2酸压方法

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7413017B2 (en) * 2004-09-24 2008-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations
CN101747886A (zh) * 2009-12-21 2010-06-23 新疆石油管理局采油工艺研究院 压裂液原液和全充填无前置加砂压裂方法及其压裂液交联液
CN103387456A (zh) * 2013-07-23 2013-11-13 北京博亿诚科技有限公司 一种聚合物包膜控释农药颗粒剂及其制备方法
CN107418552A (zh) * 2017-08-14 2017-12-01 中国石油天然气股份有限公司 一种遇水膨胀纳米材料及基于此的控水增油压裂方法
CN107503729A (zh) * 2016-06-14 2017-12-22 中国石油化工股份有限公司 一种提高压裂稳定期的微支撑压裂方法
CN109423271A (zh) * 2017-09-01 2019-03-05 中国石油化工股份有限公司 一种体膨型磁性自悬浮支撑剂及其制备方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7413017B2 (en) * 2004-09-24 2008-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations
CN101747886A (zh) * 2009-12-21 2010-06-23 新疆石油管理局采油工艺研究院 压裂液原液和全充填无前置加砂压裂方法及其压裂液交联液
CN103387456A (zh) * 2013-07-23 2013-11-13 北京博亿诚科技有限公司 一种聚合物包膜控释农药颗粒剂及其制备方法
CN107503729A (zh) * 2016-06-14 2017-12-22 中国石油化工股份有限公司 一种提高压裂稳定期的微支撑压裂方法
CN107418552A (zh) * 2017-08-14 2017-12-01 中国石油天然气股份有限公司 一种遇水膨胀纳米材料及基于此的控水增油压裂方法
CN109423271A (zh) * 2017-09-01 2019-03-05 中国石油化工股份有限公司 一种体膨型磁性自悬浮支撑剂及其制备方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
赵亮: "脱砂压裂工艺技术研究及应用", 《内蒙古石油化工》 *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112796729A (zh) * 2020-12-24 2021-05-14 克拉玛依科美利化工有限责任公司 准干法液态超临界co2酸压方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN110700808B (zh) 2021-06-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7325608B2 (en) Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations
EP1130215B1 (en) Stimulating fluid production from unconsolidated formations
AU2006318951B2 (en) Methods of stabilizing unconsolidated subterranean formations
AU2013404091B2 (en) Drill-in fluids comprising nanoparticulates for consolidating subterranean formations while drilling
US20050194142A1 (en) Compositions and methods for controlling unconsolidated particulates
US20090298720A1 (en) Methods for maintaining fracture conductivity
US7690431B2 (en) Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation
US20130048282A1 (en) Fracturing Process to Enhance Propping Agent Distribution to Maximize Connectivity Between the Formation and the Wellbore
US20140290943A1 (en) Stabilized Fluids In Well Treatment
CA2878521C (en) Methods and compositions for enhancing well productivity in weakly consolidated or unconsolidated formations
WO2013070585A1 (en) Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US9677386B2 (en) Methods of stabilizing weakly consolidated subterranean formation intervals
AU2006318933A1 (en) Methods of consolidating unconsolidated particulates in subterranean formations
US20050263283A1 (en) Methods for stabilizing and stimulating wells in unconsolidated subterranean formations
WO2013052291A1 (en) Self-diverting high-rate water packs
WO2015047301A1 (en) Expandable particulates and methods of use and preparation
EP2875090A1 (en) Use of expandable self-removing filler material in fracturing operations
CN110700808B (zh) 端部脱砂压裂方法
CN110593806A (zh) 一种大剂量多段塞的堵水方法
CN113637464B (zh) 一种防塌钻井液及其制备方法和应用
CA3021291C (en) Enhanced propped fracture conductivity in subterranean wells
CN109370558A (zh) 一种适用于油气储层暂堵压裂工艺的暂堵剂及地层水封堵方法
CN107859508B (zh) 一种低温煤层气井压裂裂缝转向方法
CN110628403A (zh) 深度调剖堵水剂及其制备方法
US10501681B2 (en) Inorganic clay particulate additive for consolidating treatments

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