CN114607341B - 暂堵转向压裂方法及油气开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油气开采技术领域，公开了暂堵转向压裂方法及油气开采方法。暂堵转向压裂方法，包括：向储层中注入常规压裂液以形成人工裂缝，并将储层降温至<T；向人工裂缝中注入相变温度为T的相变压裂液和常规压裂液的混合物，并使人工裂缝温度<T1；注入温度为T1和T2之间时为固态，不在T1～T2范围内时为液态的相变暂堵剂，地面环境温度<T1<T2<油气储层温度；注入顶替液将相变暂堵剂推至目标位置；待人工裂缝内温度升高至T1～T2范围内时重复上述步骤；待储层温度升高至T和T2以上后使所有液体返排。油气开采方法，包括上述压裂方法。本申请提供的方法，操作方便，能达到定点封堵、定点起裂的目的。
Description
技术领域
本发明涉及油气开采技术领域，具体而言，涉及暂堵转向压裂方法及油气开采方法。
背景技术
压裂是指向地下几千米深度的油气储层中，通过油气井注入高压流体(即压裂液)，以形成人工裂缝，同时利用压裂液携带固体支撑剂颗粒(即支撑剂，例如陶粒、石英砂)进入压开的人工裂缝，以形成支撑，被支撑的人工裂缝作为油气高速流动通道，实现油气的高速采出；而暂堵转向压裂是指在储层中压开一条人工裂缝后，注入暂堵剂，阻止后续的压裂液进入已压开的人工裂缝，迫使形成新的人工裂缝，即实现裂缝转向。目前，在石油工业领域内，利用暂堵转向压裂技术，在致密油气、非常规油气储层中压开由多条裂缝形成的复杂缝网，是实现这类油气资源得以高效动用的重要技术手段；而如何实现有效暂堵转向、如何实现各级不同宽度裂缝的有效支撑，是暂堵转向压裂面临的两个关键问题。
现有的暂堵转向主要分为机械转向和化学转向，机械转向包括封隔器、连续油管、堵球等，由于机械封堵需动管柱、耗时、成本高和施工工艺复杂等，化学暂堵转向更受油田青睐，依据暂堵转向机理的不同，将化学暂堵转向材料主要分为化学微粒、纤维、冻胶类、表面活性剂、复合类。在提高各级不同宽度裂缝支撑效果方面，主要从优化支撑剂尺寸、优化缝网结构、优化施工参数、改进施工工艺等方面进行研究。
现有的暂堵转向工艺材料和各级不同宽度裂缝支撑方法促了暂堵转向压裂的成功应用，但是依然存在以下问题：①机械转向施工复杂、成本高，而化学转向成功率低、封堵性能差；②分支缝较窄，支撑剂难以进入，导流能力衰减快；③低粘压裂液悬砂性能差、支撑剂输运困难，而高粘压裂液利于携砂但不利于形成复杂缝网。
鉴于此，特提出本发明。
发明内容
本发明的目的在于提供暂堵转向压裂方法和油气开采方法。
本发明是这样实现的：
第一方面，本发明提供一种暂堵转向压裂方法，包括：
(1)通过油气井筒向储层中注入常规压裂液，使储层在常规压裂液的高压下形成人工裂缝，注入的常规压裂液温度远低于储层温度，注入的常规压裂液将会对储层进行冷却，因此，注入常规压裂液可实现将人工裂缝降温至温度T以下；
(2)通过油气井筒向人工裂缝中注入相变压裂液和常规压裂液的混合物以填充人工裂缝，并保证混合物注入后人工裂缝温度在T1以下，相变压裂液由液态相变为固态颗粒的温度为T；
(3)通过油气井筒向人工裂缝内注入相变暂堵剂；相变暂堵剂在温度为T1和T2之间时为固态，不在T1～T2范围内时为液态，且有：地面环境温度<T1<T2<油气储层温度；
(4)通过油气井筒向人工裂缝内注入顶替液以将相变暂堵剂推至目标暂堵位置；
(5)储层自身是一个大的热源，因此，停止注入后，在储层温度的作用下，裂缝内的温度将会逐渐升高，等待人工裂缝内温度升高至T1～T2范围内，相变暂堵剂相变为固态，达到封堵已有人工裂缝的效果，封堵的目的在于，迫使后续注入的常规压裂液在储层中压开新的裂缝，形成更多的油气流动通道，提高油气流动效率，改善油气开采效果；
(6)重复至少一次上述(1)-(5)步骤以达到压开新的人工裂缝的目的；
(7)待所有人工裂缝内温度升高至满足大于T和T2时，相变压裂液完全相变为固态颗粒且相变暂堵剂相变为液态时，使所有人工裂缝内的残余液体全部返排至地面；其中，常规压裂液在整个过程中都为液态，相变暂堵剂经历了“液态-固态-液态”的过程，最终二者均以液态的形式返排；相变压裂液形成的固体颗粒则形成对人工裂缝的支撑，防止裂缝在地应力的作用下闭合，被支撑的人工裂缝作为油气从储层流至井筒的高速流动通道。
在可选的实施方式中，压开多条人工裂缝后，液体返排之前还包括：向井筒中再次注入顶替液使油气井筒中的相变压裂液、常规压裂液进入裂缝中。
在可选的实施方式中，相变暂堵剂为DMF体系自转向压裂液、DMAC体系自转向压裂液、PEC体系自转向压裂液和PC410体系自转向压裂液中至少一种。
在可选的实施方式中，常规压裂液为胍胶常规压裂液、改性胍胶常规压裂液、黄原胶常规压裂液和聚丙烯酰胺常规压裂液中至少一种。
在可选的实施方式中，相变压裂液包括PCL、SPFF和PF中至少一种。
在可选的实施方式中，相变压裂液和常规压裂液的混合物中相变压裂液和常规压裂液的体积比为1:5～10。
在可选的实施方式中，顶替液为低粘度的常规压裂液、氯化铵溶液和氯化钾溶液中至少一种，低粘度指粘度小于或等于100mPa·s。
在可选的实施方式中，氯化铵溶液的浓度约为1％-2％。
在可选的实施方式中，氯化钾溶液的浓度约为1％-2％。
第二方面，本申请提供一种油气开采方法，包括采用本申请任一实施方式提供的暂堵转向压裂方法压开多条油气通道。
本发明具有以下有益效果：
1.注入的所有液体均不含固相颗粒，减少了对注液设备、管线的磨损；
2.能够实现有效封堵、定点封堵；相变暂堵剂易于注入，能够进入到不同宽度的裂缝，能够实现有效封堵；根据暂堵转向需求，能够通过调整顶替液量，使相变暂堵剂进入到预定封堵位置，达到定点封堵、定点起裂的目的；
3.相变压裂液以液态的形式注入，能够进入到不同宽度的裂缝，显著提高较窄裂缝的支撑效果。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。
图1为相变暂堵剂的相态与储层温度的关系示意图；
图2为相变压裂液的相态与储层温度的关系示意图；
图3为本申请提供的具体实施例施工时形成的人工裂缝的示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。实施例中未注明具体条件者，按照常规条件或制造商建议的条件进行。所用试剂或仪器未注明生产厂商者，均为可以通过市售购买获得的常规产品。
下面对本申请提供的暂堵转向压裂方法和油气开采方法进行具体说明。
本申请实施例提供的暂堵转向压裂方法，包括：实施前准备和实施两部分。
实施前准备：
(1)选定相变暂堵剂：
如图1所示，相变暂堵剂从液态转变为固态的相变温度为T1，从固态转变为液态的相变温度为T2，即相变暂堵剂在温度处于T1～T2之间时为固态，在这个温度区间以外为液态。T1和T2满足关系：地面环境温度＜T1＜T2＜油气储层温度。
相变暂堵剂在地面环境温度到T1之间时为液态，此相态具有注入性好、能进入任何宽度的人工裂缝的优势，因此，在此温度环境下可将液态的相变暂堵剂注入人工裂缝中；当其进入人工裂缝中，到达指定位置后，人工裂缝温度升高至T1～T2之间时，其相变为固态，起到暂堵的效果；当人工裂缝温度在T2到油气储层温度之间时，相变暂堵剂为液态，在此相态下易于从人工裂缝返排至地面，以便为油气让出高速流动通道；地面环境温度与T1、T1与T2之间的差值应尽量大，以便于施工时的现场控制，T2与油气储层温度之间的差值对施工控制影响不大。
优选地，相变暂堵剂可以为DMF体系自转向压裂液、DMAC体系自转向压裂液、PEC体系自转向压裂液和PC410体系自转向压裂液中至少一种。具体可见文献“裴宇昕.受温度激发的自转向压裂液研究[D].西南石油大学,2017.”。
上述自转向压裂液在较低温度时为液态，当温度高于T1时开始成胶，在T1～T2温度范围时呈胶态(固态)，高于T2时破胶恢复为液态。
需要说明的是，实现本申请技术方案的相变暂堵剂不限于上述4种中至少一种，只要满足地面环境温度＜T1＜T2＜油气储层温度，温度处于T1～T2之间时为固态，在这个温度区间以外为液态的物质均可应用于本申请。
(2)选定相变压裂液：
相变压裂液的由液态转变为固态的相变温度为T，T满足关系：地面环境温度＜T＜油气储层温度。如图2所示，温度在地面环境温度到T之间时，相变压裂液为液态，此相态具有注入性好、能进入任何宽度人工裂缝的优势，因此在地面环境温度至T之间时能很方便地将液态的相变压裂液注入人工裂缝中；温度在T到储层温度之间时，相变压裂液发生相变，转变为固态颗粒，以实现对裂缝的支撑，此时相变压裂液已经在人工裂缝中，固态的相变压裂液(以下称为相变支撑剂)能够实现对人工裂缝的有效支撑，防止人工裂缝在地应力的作用下闭合。
优选地，相变压裂液可以为PCL、SPFF和PF中至少一种。PCL相变压裂液同作者Liqiang Zhao等的“Experimental Study on a new type of self-propping fracturingtechnology”中涉及到的PCL一样。SPFF相变压裂液同作者Chengcheng Zhang等的“Theevaluation on physical property and fracture conductivity of a new self-generating solid proppant”中涉及到的SPFF一样。PF相变压裂液同作者Nanlin Zhang等的“Innovative thermo-responsive in-situ generated proppant:Laboratorytestsand field application”中涉及到的PF一样。
需要说明的是，实现本申请技术方案的相变压裂液不限于上述几种中至少一种，只要能够满足本申请使用要求的物质都能够作为相变压裂液应用于本申请中。
实施：
(1)通过油气井筒向储层中注入常规压裂液，使储层在常规压裂液的高压下形成人工裂缝，并同时实现对人工裂缝降温至温度T以下。
向储层注入常规压裂液，常规压裂液的高压将迫使储层形成第一条人工裂缝，同时，注入的常规压裂液温度远低于储层温度，注入的常规压裂液将会对储层进行冷却，使储层温度降低至相变压裂液的相变温度T以下，以便保证在后续相变压裂液的注入过程中，相变压裂液始终保持为液态，利于注入。
(2)向人工裂缝中注入相变压裂液和常规压裂液的混合物以填充人工裂缝，并保证混合物注入后人工裂缝温度在T1以下，相变压裂液由液态相变为固态的温度为温度T。
向储层中注入相变压裂液和常规压裂液的混合物，注入的相变压裂液和常规压裂液的混合物将进入第(1)步中压开的人工裂缝，实现对人工裂缝的填充；其中，相变压裂液将成为颗粒状的非连续相，常规压裂液为连续相，因此，常规压裂液的作用在于防止相变压裂液相变后成为连续的一整块固体而彻底堵塞人工裂缝，在这种情况下，压开的人工裂缝将无法为油气提供流动通道，相变压裂液的作用在于以颗粒状非连续相的形式存在于人工裂缝中，以达到在相变后支撑人工裂缝、提供油气流动通道的目的；另外，在暂堵转向压裂施工结束后，常规压裂液将返排至地面，让出的空间将作为油气流动通道。
优选地，相变压裂液和常规压裂液的混合物中相变压裂液和常规压裂液的体积比为1:5～10。以上配比关系的混合液可保证最终施工结束后人工裂缝得到很好的支撑，且裂缝内具有较大的油气通道。
(3)向人工裂缝内注入相变暂堵剂；相变暂堵剂在温度为T1和T2之间时为固态，不在T1～T2范围内时为液态，且地面环境温度<T1<T2<油气储层温度。
在注入相变暂堵剂之前，应通过数值模拟或现场监测的手段确定储层实时温度，确保第(2)步操作结束后储层温度小于相变暂堵剂的“液→固”相变温度T1，如果第(2)步操作结束后储层温度不小于T1，则应当在第(1)步中增加常规压裂液的用量或增加第(2)步中的相变压裂液与常规压裂液混合物的用量以使温度降低至满足相变暂堵剂的注入标准。
此步骤注入相变暂堵剂的目的在于对第(1)步中已压开的第一条人工裂缝进行暂时封堵，阻止后续转向压裂形成新的人工裂缝施工过程中注入的流体进入第一条人工裂缝。
(4)向人工裂缝内注入顶替液以将相变暂堵剂推至目标暂堵位置。
注入顶替液，将第(3)步中注入的相变暂堵剂推至预定封堵位置，注入顶替液的体积应根据封堵位置到油气井口之间的空间容积进行确定；顶替液与相变暂堵剂可能混合形成混合带，但是大部分顶替液、相变暂堵剂是以段塞的形式存在。
(5)等待人工裂缝内温度升高至T1～T2范围内，相变暂堵剂相变为固态达到暂堵效果。
暂停施工一段时间，暂停时长由数值模拟或现场实测的温度情况决定，暂停的目的在于让储层温度恢复至T1以上、T2以下，以保证相变暂堵剂相变为固态，实现对已有裂缝的暂时封堵。
(6)重复至少一次上述(1)-(5)步骤以达到压开新的人工裂缝的目的。
当一条人工裂缝的暂时封堵工作完成后，由于该条人工裂缝已经被封堵，当常规压裂液再次进入到储层中时，会重新压开一条人工裂缝。因此，一条人工裂缝的暂时封堵工作完成后可进行下一条人工裂缝的压裂及暂堵施工。重复(1)-(5)步骤以实现在油气储层内压开多条不同方位的人工裂缝。压开人工裂缝的条数与重复(1)-(5)步骤相关，例如压开N条人工裂缝，若N≥2，则重复次数为N-1次。
优选地，目标数量的人工裂缝压开后，液体返排之前还包括：向井筒中再次注入顶替液使油气井筒中的相变压裂液、常规压裂液进入裂缝中，以使得相变压裂液相变后对裂缝起到更好的支撑作用。
(7)待所有人工裂缝内温度升高满足大于T和T2时，相变压裂液完全相变为固态，相变暂堵剂相变为液态时，使所有人工裂缝内的液体全部返排至地面。
步骤(6)结束后，待储层温度逐渐恢复至T2和T以上，此时相变压裂液将完成相变，转变为固体支撑剂颗粒，实现对裂缝的支撑，而相变暂堵剂将由固态转变为液态，和常规压裂液、顶替液同时返排至地面，让出的空间作为油气流动通道。
按照以上各步骤施工，可压开形成多条油气通道网络。该方法具有以下优点：
1.注入的所有液体均不含固相颗粒，减少了对注液设备、管线的磨损；
2.能够实现有效封堵、定点封堵；相变暂堵剂易于注入，能够进入到不同宽度的裂缝，能够实现有效封堵；根据暂堵转向需求，能够通过调整顶替液量，使相变暂堵剂进入到预定封堵位置，达到定点封堵、定点起裂的目的；
3.相变压裂液以液态的形式注入，能够进入到不同宽度的裂缝，显著提高较窄裂缝的支撑效果。
优选地，本申请中所涉及到的常规压裂液可以为胍胶常规压裂液、改性胍胶常规压裂液、黄原胶常规压裂液和聚丙烯酰胺常规压裂液中至少一种。
优选地，本申请中所涉及到的顶替液为低粘度的常规压裂液、氯化铵溶液和氯化钾溶液中至少一种，低粘度指粘度小于或等于100mPa·s。
进一步地，作为顶替液的氯化铵溶液的浓度可以1％-2％。作为顶替液的氯化钾溶液的浓度可以为1％-2％。
实施例
本实施例按照上述的具体实施方法压开人工裂缝并进行暂堵，本实施例压开的人工裂缝条数为两条。如图3所示，图3所示状态为第一条人工裂缝暂堵完成后，向储层中再次注入常规压裂液形成第二条人工裂缝时的示意图；图3中1为第一条人工裂缝，2为相变压裂液发生相变后形成的相变支撑剂，3为相变暂堵剂，4为第二条人工裂缝。
本实施例中，相变暂堵剂选用DMF体系自转向压裂液；常规压裂液为胍胶压裂液；相变压裂液为PCL；常规压裂液和相变压裂液的混合物中，常规压裂液和相变压裂液的体积比为1：8；顶替液为浓度1.5％的氯化钾溶液。
本发明实施例还提供一种油气开采方法，包括采用本申请实施例提供的暂堵转向压裂方法压开多条油气通道。
在进行油气开采前，先采用本发明实施例提供的暂堵转向压裂压开油气通道的方法压开人工裂缝，形成多条油气通道，然后通过这些油气通道开采油气。本申请提供的油气开采方法，由于包括了本申请实施例提供的暂堵转向压裂压开油气通道的方法，因此，该开采方法施工操作方便。
以上仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种暂堵转向压裂方法，其特征在于，包括：
(1)向储层中注入常规压裂液，使储层在所述常规压裂液的高压下形成人工裂缝，并同时实现对所述人工裂缝降温至温度T以下；
(2)向所述人工裂缝中注入相变压裂液和所述常规压裂液的混合物以填充所述人工裂缝，并保证所述混合物注入后所述人工裂缝温度在T1以下，所述相变压裂液由液态相变为固态的温度为所述温度T，其中所述相变压裂液将成为颗粒状的非连续相，所述常规压裂液为连续相；
(3)向所述人工裂缝内注入相变暂堵剂；所述相变暂堵剂在温度为T1和T2之间时为固态，不在T1～T2范围内时为液态，且地面环境温度<T1<T2<油气储层温度；
(4)向所述人工裂缝内注入顶替液以将所述相变暂堵剂推至目标暂堵位置；
(5)等待所述人工裂缝内温度升高至T1～T2范围内，所述相变暂堵剂相变为固态达到暂堵效果；
(6)重复至少一次上述(1)-(5)步骤以达到压开新的人工裂缝的目的；
(7)待所有人工裂缝内温度升高至满足大于T和T2时，所述相变压裂液完全相变为固态，所述相变暂堵剂相变为液态时，使所有人工裂缝内的液体全部返排至地面。
2.根据权利要求1所述的暂堵转向压裂方法，其特征在于，多个人工裂缝全部压开后，液体返排之前还包括：向井筒中再次注入所述顶替液使油气井筒中的所述相变压裂液和所述常规压裂液的混合物进入裂缝中。
3.根据权利要求1所述的暂堵转向压裂方法，其特征在于，所述相变暂堵剂为DMF体系自转向压裂液、DMAC体系自转向压裂液、PEC体系自转向压裂液和PC410体系自转向压裂液中至少一种。
4.根据权利要求1所述的暂堵转向压裂方法，其特征在于，所述常规压裂液为胍胶常规压裂液、改性胍胶常规压裂液、黄原胶常规压裂液和聚丙烯酰胺常规压裂液中至少一种。
5.根据权利要求1所述的暂堵转向压裂方法，其特征在于，所述相变压裂液包括PCL、SPFF和PF中至少一种。
6.根据权利要求1所述的暂堵转向压裂方法，其特征在于，所述相变压裂液和所述常规压裂液的混合物中所述相变压裂液和所述常规压裂液的体积比为1：5～1:10。
7.根据权利要求1所述的暂堵转向压裂方法，其特征在于，所述顶替液为低粘度的常规压裂液、氯化铵溶液和氯化钾溶液中至少一种，所述低粘度指粘度小于或等于100mPa·s。
8.根据权利要求7所述的暂堵转向压裂方法，其特征在于，所述氯化铵溶液的浓度为1％～2％。
9.根据权利要求7所述的暂堵转向压裂方法，其特征在于，所述氯化钾溶液的浓度为1％～2％。
10.一种油气开采方法，其特征在于，包括采用如权利要求1～9任一项所述的暂堵转向压裂方法压开多条油气通道。
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