CN114790882A - 一种重复压裂生产方法 - Google Patents
一种重复压裂生产方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114790882A CN114790882A CN202210474813.9A CN202210474813A CN114790882A CN 114790882 A CN114790882 A CN 114790882A CN 202210474813 A CN202210474813 A CN 202210474813A CN 114790882 A CN114790882 A CN 114790882A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- seam
- old
- fracturing
- pressure
- network
- 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
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 99
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 99
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 claims abstract description 59
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 39
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims abstract description 31
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 63
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims description 63
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 53
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 47
- 239000007908 nanoemulsion Substances 0.000 claims description 36
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 30
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 21
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 21
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 19
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 16
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 16
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 16
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 10
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 9
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 9
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 8
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 6
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 claims description 5
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 4
- DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M Sodium bisulfite Chemical compound [Na+].OS([O-])=O DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims description 4
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 4
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims description 4
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 4
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 claims description 4
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 4
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000006071 cream Substances 0.000 claims description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 13
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 description 11
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 8
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 8
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 7
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 7
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 description 7
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 description 7
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LZCLXQDLBQLTDK-UHFFFAOYSA-N ethyl 2-hydroxypropanoate Chemical compound CCOC(=O)C(C)O LZCLXQDLBQLTDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 4
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- FYGHSUNMUKGBRK-UHFFFAOYSA-N 1,2,3-trimethylbenzene Chemical compound CC1=CC=CC(C)=C1C FYGHSUNMUKGBRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 1-Octanol Chemical compound CCCCCCCCO KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BBMCTIGTTCKYKF-UHFFFAOYSA-N 1-heptanol Chemical compound CCCCCCCO BBMCTIGTTCKYKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N N-Pentanol Chemical compound CCCCCO AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 125000005211 alkyl trimethyl ammonium group Chemical group 0.000 description 2
- 238000013475 authorization Methods 0.000 description 2
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 description 2
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 229940116333 ethyl lactate Drugs 0.000 description 2
- ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N glycerol triricinoleate Natural products CCCCCC[C@@H](O)CC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCCC=CC[C@@H](O)CCCCCC)OC(=O)CCCCCCCC=CC[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N 0.000 description 2
- ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N hexan-1-ol Chemical compound CCCCCCO ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N limonene Chemical compound CC(=C)C1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008267 milk Substances 0.000 description 2
- 210000004080 milk Anatomy 0.000 description 2
- 235000013336 milk Nutrition 0.000 description 2
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CXRFDZFCGOPDTD-UHFFFAOYSA-M Cetrimide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C CXRFDZFCGOPDTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M Cetrimonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 1
- 125000005599 alkyl carboxylate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- WUOACPNHFRMFPN-UHFFFAOYSA-N alpha-terpineol Chemical compound CC1=CCC(C(C)(C)O)CC1 WUOACPNHFRMFPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 1
- SQIFACVGCPWBQZ-UHFFFAOYSA-N delta-terpineol Natural products CC(C)(O)C1CCC(=C)CC1 SQIFACVGCPWBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DDXLVDQZPFLQMZ-UHFFFAOYSA-M dodecyl(trimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C DDXLVDQZPFLQMZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XJWSAJYUBXQQDR-UHFFFAOYSA-M dodecyltrimethylammonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C XJWSAJYUBXQQDR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000002296 dynamic light scattering Methods 0.000 description 1
- 229940093499 ethyl acetate Drugs 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 229930182470 glycoside Natural products 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 229940087305 limonene Drugs 0.000 description 1
- 235000001510 limonene Nutrition 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- ONJQDTZCDSESIW-UHFFFAOYSA-N polidocanol Chemical compound CCCCCCCCCCCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCO ONJQDTZCDSESIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 229940116411 terpineol Drugs 0.000 description 1
- CEYYIKYYFSTQRU-UHFFFAOYSA-M trimethyl(tetradecyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C CEYYIKYYFSTQRU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 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
- 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
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/10—Geothermal energy
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Working Measures On Existing Buildindgs (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明公开了一种重复压裂生产方法。该方法包括：确对目标井老缝进行压裂，将老缝压开形成包含主裂缝和支裂缝的老缝缝网；借助所述老缝缝网向目标井注入蓄能流体，在老缝缝网周围形成高压区；向完成蓄能后的目标井注入缝口暂堵材料封堵老缝的缝口；完成老缝缝口封堵后的目标井进行新缝段压裂，形成包含主裂缝和支裂缝的新缝缝网；在老缝缝口仍旧处于封堵状态下开井生产，生产至老缝缝网和新缝缝网压力持平时老缝缝口解堵，新缝缝网与老缝缝网共同生产。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，特别涉及一种重复压裂生产方法。
背景技术
低渗致密油藏由于储层物性差，多采用压裂水平井进行开发，其初产高，随着生产时间延长，老缝周围剩余油越来越少，地层能量越来越低，产量下降明显，需采用重复压裂的方式进行储层改造。
目前采取的重复压裂措施主要有老缝延长、老缝暂堵、老缝封隔、补压新缝等，取得的了一定的效果，但目前的重复压裂生产方法仍存在一些局限性，具体体现在以下几个方面：
1)现有的重复压裂生产方法通常仅关注压裂裂缝的复杂程度，忽略了可以借助压裂机会进行特定区域的地层能量补充，形成特定的高压区，同时对新缝裂缝扩展产生影响；
2)现有的重复压裂生产方法压裂过程中新缝老缝通常使用同一种暂堵材料，生产时缝内和缝口暂堵材料同时降解，无法在老缝和新缝之间形成压差，不能有效利用生产压差，将注入地层的能量最大化利用，地层能量快速降低，压裂后产量递减仍然较快；
3)现有的重复压裂生产方法用于低渗透致密油藏时，受限于老缝的复杂程度不够和流体的渗流距离不够短，无法最大化有效补充地层能量并动用老缝附近的侧向剩余油富集区。
发明内容
本发明的目的在于提供一种能够有效动用老缝附近侧向剩余油、稳定产量、减缓递减、提高采收率的重复压裂生产方法。
为达到上述目的，本发明提供了一种重复压裂生产方法，其中，该方法包括：
老缝压裂步骤：对目标井老缝(即目标井已有裂缝)进行压裂将老缝压开形成包含主裂缝和支裂缝的老缝缝网；从而实现增加老裂缝的缝内复杂程度，增大与基质接触面积；
蓄能步骤：借助所述老缝缝网向目标井注入蓄能流体，在老缝缝网周围形成高压区；从而实现老缝缝网蓄能，对老缝缝网进行更好的支撑，同时产生应力墙，避免新缝向老缝低压区扩展；
老缝缝口封堵步骤：向完成蓄能后的目标井注入缝口暂堵材料封堵老缝的缝口；
新缝压裂步骤：完成老缝缝口封堵后的目标井进行新缝段压裂，形成包含主裂缝和支裂缝的新缝缝网；
生产步骤：在老缝缝口仍旧处于封堵状态下开井生产，生产至老缝缝网和新缝缝网压力持平时老缝缝口解堵，新缝缝网与老缝缝网共同生产。
在上述重复压裂生产方法中，在老缝缝口处于封堵状态下的生产过程中，初期主要依靠新缝缝网周围的地层能量利用新缝缝网进行生产，随着生产的进行新缝缝网周围的地层能量显著低于老缝缝网周围的地层能量，在老缝缝网和新缝缝网之间形成压差，利用老缝缝网和新缝缝网之间的压差实现老缝驱替新缝从而有效动用老缝附近侧向剩余油，将注入地层的能量最大化利用。
在上述重复压裂生产方法中，优选地，所述对目标井老缝进行压裂将老缝压开形成包含主裂缝和支裂缝的缝网通过对目标井老缝进行缝内暂堵压裂的方式实现；
更优选地，所述对目标井老缝进行缝内暂堵压裂采用下述方式进行：
向目标井中注入携带支撑剂和第一缝内暂堵材料的第一转向压裂液对目标井老缝进行缝内暂堵压裂形成多级裂缝；其中，第一缝内暂堵材料在蓄能步骤前实现解堵；
在上述优选技术方案中，向目标井中注入添加有支撑剂和第一缝内暂堵材料的第一转向压裂液对目标井老缝进行缝内暂堵压裂实现老缝的缝内多级转向，实现了老缝缝长和缝宽增加、改造体积增大、老缝与油藏接触面积增加；
在上述优选技术方案中，支撑剂能够对老缝缝网进行有效支撑；在较佳的实施方案中，所述支撑剂选用混合粒径支撑剂，所述支撑剂的粒径为：70-200目；
在上述优选技术方案中，所述第一缝内暂堵材料主要对老缝的缝端以及缝内进行暂堵，第一缝内暂堵材料可以选用压裂中常用的可降解暂堵材料，例如纤维暂堵材料；选择第一缝内暂堵材料可以按照通常方式进行，例如根据缝宽选择多尺度粒径混配的可降解暂堵材料；
在上述优选技术方案中，所述第一转向压裂液可以选用常规的压裂液例如低粘滑溜水也可以选用功效性压裂液；在较佳的实施方案中，第一转向压裂液选用纳米乳液变粘滑溜水压裂液，纳米乳液变粘滑溜水压裂液体系包含变粘滑溜水和分散在滑溜水中的纳米乳液，纳米乳液粒径小、吸附弱可以改变储层润湿性，对于油湿储层可将油湿变为水湿增强压裂液渗吸到基质深部，生产时也具有增强排驱的作用，选用纳米乳液变粘滑溜水压裂液体系在实现压裂的同时可以为后续蓄能、生产步骤奠定更坚实的基础；在一具体实施方式中，第一转向压裂液以滑溜水作为基液添加含聚合物的均相微乳液制备得到，其中所述含聚合物的均相微乳液为专利号ZL201711330829.8的授权公告文本CN108114617B中记载的含聚合物的均相微乳液，其中所述滑溜水可以选用本领域常用的滑溜水，例如聚丙烯酰胺水溶液；
包括滑溜水和分散在滑溜水中的纳米乳液的转向压裂液可以通过调整纳米乳液的添加量实现粘度可调，滑溜水可以有效实现形成复杂缝网，通过调整纳米乳液的添加量实现粘度可调有助于实现稳定携砂，纳米乳液可进入基质深部，作用距离远，促进基质深部渗吸置换，有助于实现在压裂的同时进行地层能量补充并能够在后续生产中辅助驱油。
在上述重复压裂生产方法中，优选地，所述缝口暂堵材料选用刺激响应型暂堵材料、或、橡胶与酯类或聚合物合成的暂堵材料；
更优选地，所述刺激响应型暂堵材料选用石灰乳暂堵材料；刺激响应型暂堵材料需要提供特定的刺激条件才能实现封堵，待需要解堵时可以通过如解除封堵需要的刺激条件或者施加解封刺激条件实现解堵；石灰乳暂堵材料在使用时使用二氧化碳进行刺激形成碳酸钙进行暂堵，需要解堵时注酸进行解堵；
更优选地，所述橡胶与酯类或聚合物合成的暂堵材料选用刚性橡胶与聚合物合成的暂堵材料；进一步优选地，所述刚性橡胶与聚合物合成的暂堵材料选用刚性橡胶与聚丙烯酰胺合成的暂堵材料；橡胶与酯类或聚合物合成的暂堵材料中酯类或聚合物与橡胶形成双网格结构，承压能力强；当橡胶选用刚性橡胶、聚合物选用聚丙烯酰胺时，刚性橡胶具有一定的刚性，聚丙烯酰胺遇水膨胀，刚性橡胶分子链与聚丙烯酰胺分子链相互缠绕，亲水基团先吸附结合水，交联网络再束缚自由水，从而发生膨胀，实现封堵，一定时间后聚丙烯酰胺可以水解形成醇类和酸类，之后进一步分解成CO2和水，聚丙烯酰胺降解后体积收缩，橡胶脱落实现解堵；可以通过控制聚丙烯酰胺降解的时间，实现橡胶与聚丙烯酰胺合成的暂堵材料解堵时间可控；
刺激响应型暂堵材料、橡胶与酯类或聚合物合成的暂堵材料承压能力高、降解时间可控，能够在目标井生产时在生产压差条件下仍能稳定封堵老缝缝口，保证新缝生产时间，使老缝与新缝之间保持一定的生产压差，老缝驱替新缝生产。
在一具体实施方式中，所述刚性橡胶与聚丙烯酰胺合成的暂堵材料通过下述方法制备得到：
1)将聚丙烯酰胺、膨润土以及功能单体分散于水中，得到第一混合物；
2)将刚性橡胶加热成粘流态，与第一混合物混合得到第二混合物；
3)向第二混合物中加入引发剂及交联剂进行反应；
4)将步骤3)反应得到的产物烘干、粉碎得到所述橡胶与聚丙烯酰胺合成的暂堵材料；
优选地，以聚丙烯酰胺、膨润土、功能单体、刚性橡胶、引发剂、交联剂、水总质量为100％计，聚丙烯酰胺用量为10-15％，膨润土用量为2.5-5％，刚性橡胶的用量为9.6-12.6％，聚丙烯酰胺、膨润土、功能单体、刚性橡胶、引发剂、交联剂的用量和为28-32％；功能单体的用量为聚丙烯酰胺和刚性橡胶质量和的10-15％；交联剂的用量为聚丙烯酰胺和刚性橡胶质量和的0.25-0.35％；引发剂的用量为聚丙烯酰胺和刚性橡胶质量和的0.20-0.40％；
优选地，刚性橡胶选用三元乙丙橡胶；
优选地，功能单体包括丙烯酰胺和甲基丙烯酸中的一种或两种；
优选地，交联剂选用聚乙二醇和硫磺中的一种或两种，在橡胶与聚丙烯酰胺分子链之间以及各自内部分子链之间形成桥键，形成双网状结构，提高材料强度；
优选地，引发剂选用由质量比为1:1的过硫酸铵和亚硫酸氢钠组成的复合引发剂，引发自由基聚合和共聚合反应。
在上述重复压裂生产方法中，优选地，所述完成老缝缝口封堵后的目标井进行新缝段压裂形成包含主裂缝和支裂缝的缝网采用对完成老缝缝口封堵后的目标井进行新缝段多级转向压裂的方式实现；
更优选地，所述对完成老缝缝口封堵后的目标井进行新缝段多级转向压裂采用下述方式进行：
向完成老缝缝口封堵后的目标井注入携带第二缝内暂堵材料的第二转向压裂液进行多级转向压裂形成多级裂缝；其中，第二缝内暂堵材料在生产步骤前实现解堵；
在该优选技术方案中，在目标井进行新缝段压裂过程中，压裂形成新的主裂缝，第二缝内暂堵材料在新的主裂缝的缝端和缝内形成多级暂堵进而压裂形成支裂缝，实现形成包含主裂缝和支裂缝的新缝缝网；在上述优选技术方案中，所述第二缝内暂堵材料主要对新的主裂缝的缝端以及缝内进行暂堵，第二缝内暂堵材料可以选用压裂中常用的可降解暂堵材料，例如纤维暂堵材料；选择第二缝内暂堵材料可以按照通常方式进行，例如根据缝宽选择多尺度粒径混配的可降解暂堵材料；
在上述优选技术方案中，所述第二转向压裂液可以选用常规的压裂液例如低粘滑溜水也可以选用功效性压裂液；在较佳的实施方案中，为了能同时兼具有效压裂形成缝网、增大渗吸距离以及能量补充，第二转向压裂液选用纳米乳液变粘滑溜水压裂液，纳米乳液变粘滑溜水压裂液体系包含滑溜水和分散在滑溜水中的纳米乳液；纳米乳液粒径小、吸附弱可以改变储层润湿性，对于油湿储层可将油湿变为水湿增强压裂液渗吸到基质深部，生产时也具有增强排驱的作用，选用纳米乳液变粘滑溜水压裂液体系在实现压裂的同时可以为后续蓄能、生产步骤奠定更坚实的基础；在一具体实施方式中，所述第二转向压裂液以滑溜水作为基液添加含聚合物的均相微乳液制备得到，其中所述含聚合物的均相微乳液为专利号ZL201711330829.8的授权公告文本CN108114617B中记载的含聚合物的均相微乳液(将授权公告文本CN108114617B的全文引入此处作为参考)，其中所述滑溜水可以选用本领域常用的滑溜水，例如聚丙烯酰胺水溶液；
包括滑溜水和分散在滑溜水中的纳米乳液的转向压裂液可以通过调整纳米乳液的添加量实现粘度可调，滑溜水可以有效实现形成复杂缝网，通过调整纳米乳液的添加量实现粘度可调有助于实现稳定携砂，纳米乳液可进入基质深部，作用距离远，促进基质深部渗吸置换，有助于实现在压裂的同时进行地层能量补充并能够在后续生产中辅助驱油。
在一具体实施方式中，以重量百分比计，所述含聚合物的均相微乳液是由以下原料混合而成的：表面活性剂8％-40％、聚合物0.5％-10％、醇10％-30％、油3％-30％以及水余量；其中，所述聚合物包括乙二醇聚醚、丙二醇嵌段聚醚、丙三醇嵌段聚醚、乙二醇-丙二醇嵌段聚醚、多乙烯多胺嵌段聚醚、烷基酚醛树脂嵌段聚醚中的一种或几种的组合；
优选地，所述表面活性剂包括非离子表面活性剂、阳离子表面活性剂、阴离子表面活性剂中的一种或几种的组合；其中，所述非离子表面活性剂优选包括烷基聚氧乙烯醚、烷基胺聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚、蓖麻油聚氧乙烯醚、烷基糖苷中的一种或几种的组合，更优选地，所述烷基聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚、蓖麻油聚氧乙烯醚的聚氧乙烯值为4-10；其中，所述阳离子表面活性剂优选包括烷基三甲基溴化铵、烷基三甲基氯化铵中的一种或几种的组合，更优选地，所述阳离子表面活性剂为十二烷基三甲基溴化铵、十四烷基三甲基溴化铵、十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基三甲基氯化铵、十四烷基三甲基氯化铵中的一种或几种的组合；其中，所述阴离子表面活性剂优选包括烃基羧酸盐、烃基磺酸盐、烃基硫酸盐中的一种或几种的组合，更优选地，所述阴离子表面活性剂为α-烯基磺酸钠、十二烷基硫酸钠、十二烷基苯磺酸钠中的一种或几种的组合。
优选地，所述聚合物包括L64、SP169、AP121中的一种或几种的组合；
优选地，所述醇包括乙醇、丙醇、异丙醇、乙二醇、丙二醇、甘油、丁醇、戊醇、己醇、庚醇、辛醇中的一种或几种的组合；
优选地，所述油包括脂肪烃类化合物、芳香烃类化合物、酯类化合物、萜类化合物中的一种或几种的组合；更优选地，所述油为己烷、辛烷、石油醚、煤油、柴油、甲苯、二甲苯、三甲苯、乙酸乙酯、乳酸乙酯、萜品醇、柠檬烯中的一种或几种的组合。
在上述重复压裂生产方法中，优选地，所述借助所述老缝缝网向目标井注入蓄能流体，在老缝缝网周围形成高压区采用下述方式进行：
向目标井老缝缝网中注入蓄能流体直至老缝缝网周围地层压力恢复到初始地层压力的90％-110％；
其中，所述蓄能流体的注入排量能够实现进入老缝缝网裂缝的蓄能流体的压力低于老缝缝网的裂缝延伸压力；
更优选地，在注入所述蓄能流体的同时注入支撑剂，其中支撑剂通过蓄能流体携带注入。
在上述重复压裂生产方法中，所述蓄能流体可以选择本领域常用的蓄能流体，优选地，所述蓄能流体选用具有滤失速度快、伤害低、能够高效补充地层能量的材料，例如，清水、滑溜水或由纳米乳液和滑溜水组成的混合液(例如，选用专利号ZL201711330829.8的授权公告文本CN108114617B中记载的小粒径超低浓度纳米乳液组合物(将授权公告文本CN108114617B的全文引入此处作为参考))；选择高滤失、低粘度蓄能介质(如清水、滑溜水或由纳米乳液和滑溜水组成的混合液)，能够实现蓄能介质快速滤失、波及尽可能大的基质体积、更快速有效补充老缝附近地层能量，有助于更高效的形成高压区；考虑经济成本，蓄能流体优先选择清水。
在上述重复压裂生产方法中，优选地，所述蓄能步骤包括：
向目标井注入蓄能流体后对目标井进行关井扩压处理，直至井底压力平稳后开井；
其中，可以采用一次性大液量全部注入蓄能流体然后配合对目标井进行关井扩压，也可以采用多次分批注入蓄能流体且每一次注入后配合对目标井进行关井扩压，实现在老缝缝网周围形成了高压区；
对目标井进行关井扩压过程中，老缝缝网中的蓄能液在裂缝—基质作用下滤失进入基质，在老缝缝网周围形成高压区。
在上述重复压裂生产方法中，优选地，该方法进一步包括：
关井扩压步骤：新缝压裂步骤完成后对目标井进行关井扩压直至压力平衡后开井；
更优选地，所述压力平衡指地层压力系数不再上升；
对新缝压裂完成后的目标井进行关井扩压过程中，实现了老缝缝网、新缝缝网和基质之间进行流体交换。
在上述重复压裂生产方法中，向完成蓄能后的目标井注入缝口暂堵材料封堵老缝的缝口可以通过向目标井注入携带缝口暂堵材料的压裂液的方式进行；其中，携带缝口暂堵材料的压裂液可以选用常规压裂液。
在上述重复压裂生产方法中，优选地，该方法进一步包括：
在进行老缝压裂之前，向目标井中下入井下压力计，利用所述井下压力计监测初始井下压力；
利用所述井下压力计对蓄能步骤结束时的老缝缝网压力进行监测；
利用所述井下压力计对开井生产前后的新缝缝网压力进行监测；
根据监测到的所述老缝缝网压力和所述新缝缝网压力估算老缝驱替新缝的增产量；
在一具体实施方式中，在进行老缝压裂之前，向目标井中下入井下压力计，利用所述井下压力计监测初始井下压力P0；利用所述井下压力计在蓄能步骤中对老缝缝网压力进行监测，对注入蓄能液体后的老缝缝网压力P1进行监测，并对注入蓄能液体后关井扩压过程中老缝缝网压力变化幅度以及扩压结束时老缝缝网压力P1’(即蓄能步骤结束时的老缝缝网压力)进行监测，计算老缝缝网压力增幅P1’-P0；利用所述井下压力计在关井扩压步骤中对新缝缝网压力进行监测，对关井前的新缝缝网压力P2进行监测，并对井扩压过程中新缝缝网压力变化幅度以及扩压结束时新缝缝网压力P2’(即开井生产前的新缝缝网压力)进行监测，计算新缝缝网压力增幅P2’-P0；进而根据监测到的所述老缝缝网压力和所述新缝缝网压力确定新缝缝网与老缝缝网的压力差P1’-P2’，进而根据新缝缝网与老缝缝网的压力差P1’-P2’初步估算老缝驱替新缝增产量。
本发明提供了一种全新的重复压裂生产方法，该方法首先增加了老缝复杂程度，然后通过老缝蓄能增加老缝附近地层能量形成高压区，进而封堵老缝缝口进行新缝缝网压裂，在老缝缝口依旧保持封堵状态下进行生产，随着新缝缝网生产的推进形成老缝缝网驱替新缝缝网的生产压差，老缝缝网驱替新缝缝网直至老缝缝网和新缝缝网压力基本持平，加快了基质向裂缝系统排油，有助于动用老缝附近侧向剩余油，稳定产量、减缓递减，提高采收率。与现有技术相比，本发明具备以下有益效果：
1、形成了全新的重复压裂后进行生产时的生产方式；封堵老缝封口实现老缝缝网驱替新缝缝网，有效利用地层压差，提高单井产量。
2、转向压裂前注入蓄能液，可以有效补充老缝周围地层能量在老缝周围形成高压区，为实现老缝缝网驱替新缝缝网奠定基础。
3、转向压裂前充分改造老缝，扩大蓄能后老缝周围高压区范围，有助于后期充分发挥老缝缝网驱替新缝缝网的驱油潜力，提升老缝附近侧向剩余油动用程度，提高单井产量。
4、形成了包含主裂缝和支裂缝的老缝缝网和新缝缝网，使得老缝和新缝均具有较高的复杂程度，有助于动用之前未动用的储量。
附图说明
图1为本发明一实施例中提供的重复压裂生产方法的流程图。
图2为本发明一实施例中提供的重复压裂生产方法的示意图。
具体实施方式
为了更清楚地说明本发明，下面结合优选实施例对本发明做进一步的说明。本领域技术人员应当理解，下面所具体描述的内容是说明性的而非限制性的，不应以此限制本发明的保护范围。
本发明一实施例提供了一种重复压裂生产方法，如图1所示，该方法包括：
步骤1：向目标井中注入携带支撑剂和第一缝内暂堵材料的第一转向压裂液对目标井老缝进行缝内暂堵压裂，将老缝压开形成包含主裂缝和支裂缝的老缝缝网；其中，第一缝内暂堵材料在步骤2前实现解堵；
步骤2：向目标井老缝缝网中注入蓄能流体配合对目标井进行关井扩压实现老缝缝网周围地层压力恢复到原始地层压力的90-110％，从而实现在老缝缝网周围形成了高压区；其中，所述关井扩压关井至井底压力平稳后开井；
步骤3：向完成蓄能后的目标井注入携带缝口暂堵材料的压裂液封堵老缝的缝口；
步骤4：向完成老缝缝口封堵后的目标井注入携带第二缝内暂堵材料的第二转向压裂液进行新缝段多级转向压裂，形成包含主裂缝和支裂缝的新缝缝网；其中，第二缝内暂堵材料在步骤6前实现解堵；
步骤5：新缝缝网形成后对目标井进行关井扩压直至压力平衡后开井；
步骤6：在老缝缝口仍旧处于封堵状态下开井生产，生产至老缝缝网和新缝缝网压力持平时老缝缝口解堵，新缝缝网与老缝缝网共同生产。
在上述实施方式中，如图2所示，步骤1、步骤2实现了老缝缝端暂堵形成老缝缝网后增能；步骤3、步骤4实现老缝缝口封堵井筒内开启新缝以及新缝内暂堵形成新缝缝网；步骤6中，在老缝缝口仍旧处于封堵状态下开井生产过程中，初期依靠新缝缝网自身能量生产，进而新缝缝网自身能量减弱、老缝缝网驱替新缝缝网生产，生产至老缝缝网和新缝缝网压力持平时，老缝缝口封堵材料降解、新缝缝网和老缝缝网一同生产。
其中，该方法还包括：在进行老缝压裂之前，向目标井中下入井下压力计，利用所述井下压力计监测初始井下压力P0；利用所述井下压力计在蓄能步骤中对老缝缝网压力进行监测，对注入蓄能液体后的老缝缝网压力P1进行监测，并对注入蓄能液体后关井扩压过程中老缝缝网压力变化幅度以及扩压结束时老缝缝网压力P1’(即蓄能步骤结束时的老缝缝网压力)进行监测，计算老缝缝网压力增幅P1’-P0；利用所述井下压力计在关井扩压步骤中对新缝缝网压力进行监测，对关井前的新缝缝网压力P2进行监测，并对井扩压过程中新缝缝网压力变化幅度以及扩压结束时新缝缝网压力P2’(即开井生产前的新缝缝网压力)进行监测，计算新缝缝网压力增幅P2’-P0；进而根据监测到的所述老缝缝网压力和所述新缝缝网压力确定新缝缝网与老缝缝网的压力差P1’-P2’，进而根据新缝缝网与老缝缝网的压力差P1’-P2’初步估算老缝驱替新缝增产量。
其中，所述支撑剂选用混合粒径支撑剂，所述支撑剂的粒径为：70-200目；
其中，所述第一缝内暂堵材料主要对老缝的缝端以及缝内进行暂堵，第一缝内暂堵材料可以选用压裂中常用的可降解暂堵材料，例如纤维暂堵材料；选择第一缝内暂堵材料可以按照通常方式进行，例如根据缝宽选择多尺度粒径混配的可降解暂堵材料；
其中，所述第一转向压裂液可以选用常规的压裂液例如低粘滑溜水也可以选用功效性压裂液；优选地，第一转向压裂液选用纳米乳液变粘滑溜水压裂液，纳米乳液变粘滑溜水压裂液体系包含变粘滑溜水和分散在滑溜水中的纳米乳液，例如，通过以滑溜水作为基液添加含聚合物的均相微乳液制备得到第一转向压裂液，其中所述含聚合物的均相微乳液为专利号ZL201711330829.8的授权公告文本CN108114617B中记载的含聚合物的均相微乳液，其中所述滑溜水可以选用本领域常用的滑溜水，例如聚丙烯酰胺水溶液。
其中，所述缝口暂堵材料选用刺激响应型暂堵材料或橡胶与酯类聚合物合成的暂堵材料；所述刺激响应型暂堵材料可以选用石灰乳暂堵材料；所述橡胶与酯类聚合物合成的暂堵材料可以选用刚性橡胶与聚丙烯酰胺合成的暂堵材料；
例如，通过下述方法制备得到刚性橡胶与聚丙烯酰胺合成的暂堵材料：
1)将聚丙烯酰胺、膨润土以及功能单体分散于水中，得到第一混合物；
2)将刚性橡胶加热成粘流态，与第一混合物混合得到第二混合物；
3)向第二混合物中加入引发剂及交联剂进行反应；
4)将步骤3)反应得到的产物烘干、粉碎得到所述橡胶与聚丙烯酰胺合成的暂堵材料；
以聚丙烯酰胺、膨润土、功能单体、刚性橡胶、引发剂、交联剂、水总质量为100％计，聚丙烯酰胺用量为10-15％，膨润土用量为2.5-5％，刚性橡胶的用量为9.6-12.6％，聚丙烯酰胺、膨润土、功能单体、刚性橡胶、引发剂、交联剂的用量和为28-32％；功能单体的用量为聚丙烯酰胺和刚性橡胶质量和的10-15％；交联剂的用量为聚丙烯酰胺和刚性橡胶质量和的0.25-0.35％；引发剂的用量为聚丙烯酰胺和刚性橡胶质量和的0.20-0.40％；
刚性橡胶选用三元乙丙橡胶；
功能单体包括丙烯酰胺和甲基丙烯酸中的一种或两种；
交联剂选用聚乙二醇和硫磺中的一种或两种；
引发剂选用由质量比为1:1的过硫酸铵和亚硫酸氢钠组成的复合引发剂。
其中，所述第二缝内暂堵材料主要对新的主裂缝的缝端以及缝内进行暂堵，第二缝内暂堵材料可以选用压裂中常用的可降解暂堵材料，例如纤维暂堵材料；选择第二缝内暂堵材料可以按照通常方式进行，例如根据缝宽选择多尺度粒径混配的可降解暂堵材料。
其中，所述第二转向压裂液可以选用常规的压裂液例如低粘滑溜水也可以选用功效性压裂液；优选地，第二转向压裂液选用纳米乳液变粘滑溜水压裂液，纳米乳液变粘滑溜水压裂液体系包含变粘滑溜水和分散在滑溜水中的纳米乳液，例如，通过以滑溜水作为基液添加含聚合物的均相微乳液制备得到第二转向压裂液，其中所述含聚合物的均相微乳液为专利号ZL201711330829.8的授权公告文本CN108114617B中记载的含聚合物的均相微乳液，其中所述滑溜水可以选用本领域常用的滑溜水，例如聚丙烯酰胺水溶液。
其中，所述蓄能流体选用清水、滑溜水或由纳米乳液和滑溜水组成的混合液(例如，选用专利号ZL201711330829.8的授权公告文本CN108114617B中记载的小粒径超低浓度纳米乳液组合物)。
其中，所述压力平衡指地层压力系数不再上升。
其中，在注入所述蓄能流体的同时可以同步注入支撑剂，支撑剂通过蓄能流体携带注入。
对新缝压裂完成后的目标井进行关井扩压过程中，实现了老缝缝网、老缝缝网和基质之间进行流体交换。
实施例1
本实施例提供了一种重复压裂生产方法
该方法分别以某地区中一个井组中的7口井作为目标井进行重复压裂生产，对每口井进行重复压裂生产时的具体步骤包括：
1、向目标井中下入井下压力计，利用所述井下压力计监测初始井下压力P0；
2、向目标井中注入携带支撑剂和第一缝内暂堵材料的第一转向压裂液对目标井老缝进行缝内暂堵压裂，将老缝压开形成包含主裂缝和支裂缝的老缝缝网；其中，第一缝内暂堵材料在步骤3前实现解堵；
其中，所述支撑剂选用70-200目的混合粒径支撑剂；第一缝内暂堵材料选用纤维暂堵材料；第一转向压裂液选用纳米乳液变粘滑溜水压裂液，以压裂液总质量为100％计，由0.10wt％CNI-A、0.3wt％CNI-B和余量水组成；
其中，CNI-A为可任意比例水稀释的纳米乳液，其配方为：
(1)以100重量份计，取20份乳酸乙酯，30份水，6份多乙烯多胺嵌段聚醚AE1910，30份非离子表面活性剂AEO-9，10份异丙醇，4份甘油；然后一起放在反应器中混合均匀，得到含聚合物的均相微乳液。
(2)以重量份计，取0.02份上述含聚合物的均相微乳液，滴加到以300转/分钟的转速搅拌的99.98份0.7wt％N(CH3)4Cl溶液中，得到0.02％的非离子纳米乳液，即为所述的CNI-A；
CNI-A体系透明，长期稳定，通过动态光散射的方法，测得粒径为13.5nm；
其中，CNI-B为聚合物减阻剂聚丙烯酰胺；
3、向目标井老缝缝网中注入携带支撑剂的蓄能流体配合对目标井进行关井扩压实现老缝缝网周围地层压力恢复到原始地层压力的100％左右，从而实现在老缝缝网周围形成了高压区；其中，所述关井扩压关井至井底压力平稳后开井；
在该步骤中，利用井下压力计对老缝缝网压力进行监测，具体对关井扩压过程中老缝缝网压力变化幅度P1-P0以及扩压结束时老缝缝网压力P1’(即该步骤结束时的老缝缝网压力)进行监测，计算老缝缝网增幅P1’-P0；
其中，蓄能流体选用清水；支撑剂选用70-200目的混合粒径支撑剂；
4、向完成蓄能后的目标井注入携带缝口暂堵材料的压裂液封堵老缝的缝口；
其中，缝口暂堵材料选用刚性橡胶与聚丙烯酰胺合成的暂堵材料；压裂液选用聚丙烯酰胺水溶液压裂液；
刚性橡胶与聚丙烯酰胺合成的暂堵材料通过下述制备方法制备得到：
1)将聚丙烯酰胺、膨润土以及甲基丙烯酸甲酯与水混合得到第一混合物；
2)将三元乙丙橡胶加热成粘流态，与第一混合物混合得到第二混合物；
3)向第二混合物中加入引发剂(由质量比为1:1的过硫酸铵和亚硫酸氢钠组成)及交联剂(质量比为1:1的聚乙二醇和硫磺的混合物)进行反应；
4)将步骤3)反应得到的反应物烘干，制备成不同尺寸的颗粒，得到所述橡胶与聚合物合成的暂堵材料；
其中，以聚丙烯酰胺、刚性橡胶、膨润土、甲基丙烯酸甲酯、引发剂、交联剂、水总质量为100％计，聚丙烯酰胺用量为10％，刚性橡胶的用量为11.6％，膨润土用量为3.5％，聚丙烯酰胺、膨润土、甲基丙烯酸甲酯、刚性橡胶、引发剂、交联剂的用量和为30％；功能单体的用量为聚丙烯酰胺和刚性橡胶质量和的12％；交联剂的用量为聚丙烯酰胺和刚性橡胶质量和的0.3％；引发剂的用量为聚丙烯酰胺和刚性橡胶质量和的0.3％；
5、向完成老缝缝口封堵后的目标井注入携带第二缝内暂堵材料的第二转向压裂液进行新缝段多级转向压裂，形成包含主裂缝和支裂缝的新缝缝网；
其中，第二缝内暂堵材料选用纤维暂堵材料；第二转向压裂液选用与第一转向压裂液相同的纳米乳液变粘滑溜水压裂液；
6、新缝缝网形成后对目标井进行关井扩压直至压力平衡后开井；
在该步骤中，利用井下压力计对新缝缝网压力进行监测，具体对关井扩压过程中新缝缝网压力变化幅度P2-P0以及扩压结束时新缝缝网压力P2’(即开井生产前的新缝缝网压力)进行监测，计算新缝缝网增幅P2’-P0；进而根据监测到的所述老缝缝网压力和所述新缝缝网压力确定新缝缝网与老缝缝网的压力差P1’-P2’，进而根据新缝缝网与老缝缝网的压力差P1’-P2’初步估算老缝驱替新缝增产量；
7、在老缝缝口仍旧处于封堵状态下开井生产，生产至老缝缝网和新缝缝网压力持平时老缝缝口解堵，新缝缝网与老缝缝网共同生产。
在7口目标井进行重复压裂生产过程中，在老缝缝口处于封堵状态下的生产过程中，初期主要依靠新缝缝网周围的地层能量利用新缝缝网进行生产，随着生产的进行新缝缝网周围的地层能量显著低于老缝缝网周围的地层能量，在老缝缝网和新缝缝网之间形成压差，利用老缝缝网和新缝缝网之间的压差实现老缝驱替新缝从而有效动用老缝附近侧向剩余油，将注入地层的能量最大化利用。
在7口目标井进行重复压裂生产时，平均单井日产油量由措施前2t/d以下提升至5t/d以上，老缝蓄能地层平均地层压力保持水平由措施前的75％提高至措施后105％，老缝驱替新缝平均生产压差2-4MPa，且重复压裂后月递减明显小于初次压裂投产。采用基于模糊集合理论的产量预测方法计算，最终累计产油量可由复压前的1.2×104t提高至2.1×104t以上。
由此表明采用本发明提供的重复压裂生产方法有助于低渗透油藏稳定产量、减缓递减，提高采收率。
显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动，这里无法对所有的实施方式予以穷举，凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。
Claims (10)
1.一种重复压裂生产方法，其中，该方法包括：
老缝压裂步骤：对目标井老缝进行压裂将老缝压开形成包含主裂缝和支裂缝的缝网即老缝缝网；
蓄能步骤：借助所述老缝缝网向目标井注入蓄能流体，在老缝缝网周围形成高压区；
老缝缝口封堵步骤：向完成蓄能后的目标井注入缝口暂堵材料封堵所述老缝的缝口；
新缝压裂步骤：完成老缝缝口封堵后的目标井进行新缝段压裂形成包含主裂缝和支裂缝的缝网即新缝缝网；
生产步骤：在老缝缝口仍旧处于封堵状态下开井生产，生产至老缝缝网和新缝缝网压力持平时老缝缝口解堵，新缝缝网与老缝缝网共同生产。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述对目标井老缝进行压裂将老缝压开形成包含主裂缝和支裂缝的缝网通过对目标井老缝进行缝内暂堵压裂的方式实现；
优选地，所述对目标井老缝进行缝内暂堵压裂采用下述方式进行：
向目标井中注入携带支撑剂和第一缝内暂堵材料的第一转向压裂液对目标井老缝进行缝内暂堵压裂形成多级裂缝；其中，第一缝内暂堵材料在蓄能步骤前实现解堵；
更优选地，所述第一转向压裂液选用纳米乳液变粘滑溜水压裂液。
3.根据权利要求1所述的方法，其中，所述缝口暂堵材料选用刺激响应型暂堵材料、或、橡胶与酯类或聚合物合成的暂堵材料；
优选地，所述刺激响应型暂堵材料选用石灰乳暂堵材料；
优选地，所述橡胶与酯类或聚合物合成的暂堵材料选用刚性橡胶与聚合物合成的暂堵材料；更优选地，所述刚性橡胶与聚合物合成的暂堵材料选用刚性橡胶与聚丙烯酰胺合成的暂堵材料。
4.根据权利要求3所述的方法，其中，所述刚性橡胶与聚丙烯酰胺合成的暂堵材料通过下述方法制备得到：
1)将聚丙烯酰胺、膨润土以及功能单体分散于水中，得到第一混合物；
2)将刚性橡胶加热成粘流态，与第一混合物混合得到第二混合物；
3)向第二混合物中加入引发剂及交联剂进行反应；
4)将步骤3)反应得到的产物烘干，制备成不同尺寸的颗粒，得到所述橡胶与聚丙烯酰胺合成的暂堵材料；
优选地，以聚丙烯酰胺、刚性橡胶、膨润土、功能单体、引发剂、交联剂、水总质量为100％计，聚丙烯酰胺用量为10-15％，刚性橡胶的用量为9.6-12.6％，膨润土用量为2.5-5％，聚丙烯酰胺、膨润土、功能单体、刚性橡胶、引发剂、交联剂的用量和为28-32％；功能单体的用量为聚丙烯酰胺和刚性橡胶质量和的10-15％；交联剂的用量为聚丙烯酰胺和刚性橡胶质量和的0.25-0.35％；引发剂的用量为聚丙烯酰胺和刚性橡胶质量和的0.20-0.40％；
优选地，刚性橡胶选用三元乙丙橡胶；
优选地，功能单体包括丙烯酰胺和甲基丙烯酸中的一种或两种；
优选地，交联剂选用聚乙二醇和硫磺中的一种或两种；
优选地，引发剂选用由质量比为1:1的过硫酸铵和亚硫酸氢钠组成的复合引发剂。
5.根据权利要求1所述的方法，其中，所述完成老缝缝口封堵后的目标井进行新缝段压裂形成包含主裂缝和支裂缝的缝网采用对完成老缝缝口封堵后的目标井进行新缝段多级转向压裂的方式实现；
优选地，所述对完成老缝缝口封堵后的目标井进行新缝段多级转向压裂通过下述方式进行：
向完成老缝缝口封堵后的目标井注入携带第二缝内暂堵材料的第二转向压裂液进行缝内暂堵压裂形成多级裂缝；其中，第二缝内暂堵材料在生产步骤前实现解堵；
更优选地，所述第二转向压裂液选用纳米乳液变粘滑溜水压裂液。
6.根据权利要求1所述的方法，其中，所述借助所述老缝缝网向目标井注入蓄能流体，在老缝缝网周围形成高压区采用下述方式进行：
向目标井老缝缝网中注入蓄能流体直至老缝缝网周围地层压力恢复到初始地层压力的90％-110％左右；
其中，所述蓄能流体的注入排量能够实现进入老缝缝网裂缝的蓄能流体的压力低于老缝缝网的裂缝延伸压力；
优选地，在注入所述蓄能流体的同时注入支撑剂，其中支撑剂通过蓄能流体携带注入。
7.根据权利要求1或6所述的方法，其中，所述蓄能流体选用清水、滑溜水或由纳米乳液和滑溜水组成的混合液。
8.根据权利要求1或6所述的方法，其中，所述蓄能步骤包括：
向目标井注入蓄能流体后对目标井进行关井扩压处理，直至井底压力平稳后开井。
9.根据权利要求1所述的方法，其中，该方法进一步包括：
关井扩压步骤：新缝压裂步骤完成后对目标井进行关井扩压直至压力平衡后开井；
优选地，所述压力平衡指地层压力系数不再上升。
10.根据权利要求1所述的方法，其中，该方法进一步包括：
在进行老缝压裂之前，向目标井中下入井下压力计，利用所述井下压力计监测初始井下压力；
利用所述井下压力计对蓄能步骤结束时的老缝缝网压力进行监测；
利用所述井下压力计对开井生产前后的新缝缝网压力进行监测；
根据监测到的所述老缝缝网压力和所述新缝缝网压力估算老缝驱替新缝的增产量。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210474813.9A CN114790882B (zh) | 2022-04-29 | 2022-04-29 | 一种重复压裂生产方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210474813.9A CN114790882B (zh) | 2022-04-29 | 2022-04-29 | 一种重复压裂生产方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114790882A true CN114790882A (zh) | 2022-07-26 |
| CN114790882B CN114790882B (zh) | 2023-09-08 |
Family
ID=82462655
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210474813.9A Active CN114790882B (zh) | 2022-04-29 | 2022-04-29 | 一种重复压裂生产方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114790882B (zh) |
Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101158280A (zh) * | 2007-01-29 | 2008-04-09 | 邹积鹏 | 油井高含水层堵压方法 |
| CN105275442A (zh) * | 2015-10-29 | 2016-01-27 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种老井重复改造体积压裂工艺 |
| CN105927198A (zh) * | 2016-04-27 | 2016-09-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法 |
| CN105927197A (zh) * | 2016-04-27 | 2016-09-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法 |
| CN105952430A (zh) * | 2016-06-07 | 2016-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密油藏低产水平井体积压裂补充能量方法 |
| CN106917619A (zh) * | 2017-03-21 | 2017-07-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 裂缝型碳酸盐岩储层暂堵转向和裂缝支撑一体化改造方法 |
| RU2644807C1 (ru) * | 2016-11-15 | 2018-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| CN109630086A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-04-16 | 中国石油大学(北京) | 一种用于老井的增能重复压裂工艺方法 |
| CN113175316A (zh) * | 2021-06-10 | 2021-07-27 | 北京世纪中星能源技术有限公司 | 一种封堵井下或地下老裂缝的新方法 |
| CN113187456A (zh) * | 2021-05-13 | 2021-07-30 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种用于老井增能集团重复压裂的工艺流程 |
| CN113265026A (zh) * | 2021-05-24 | 2021-08-17 | 西南石油大学 | 一种吸水膨胀橡胶柔性暂堵颗粒及其制备方法 |
| CN113898327A (zh) * | 2020-06-22 | 2022-01-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层碳酸盐岩多次液体胶塞重复酸压的方法及应用 |
| US20220127942A1 (en) * | 2020-10-23 | 2022-04-28 | Yangtze University | Volumetric fracturing method of temporarily plugging and diverting through functional slick water with oil displacement agent injected simultaneously |
-
2022
- 2022-04-29 CN CN202210474813.9A patent/CN114790882B/zh active Active
Patent Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101158280A (zh) * | 2007-01-29 | 2008-04-09 | 邹积鹏 | 油井高含水层堵压方法 |
| CN105275442A (zh) * | 2015-10-29 | 2016-01-27 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种老井重复改造体积压裂工艺 |
| CN105927198A (zh) * | 2016-04-27 | 2016-09-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法 |
| CN105927197A (zh) * | 2016-04-27 | 2016-09-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法 |
| CN105952430A (zh) * | 2016-06-07 | 2016-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密油藏低产水平井体积压裂补充能量方法 |
| RU2644807C1 (ru) * | 2016-11-15 | 2018-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| CN106917619A (zh) * | 2017-03-21 | 2017-07-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 裂缝型碳酸盐岩储层暂堵转向和裂缝支撑一体化改造方法 |
| CN109630086A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-04-16 | 中国石油大学(北京) | 一种用于老井的增能重复压裂工艺方法 |
| CN113898327A (zh) * | 2020-06-22 | 2022-01-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层碳酸盐岩多次液体胶塞重复酸压的方法及应用 |
| US20220127942A1 (en) * | 2020-10-23 | 2022-04-28 | Yangtze University | Volumetric fracturing method of temporarily plugging and diverting through functional slick water with oil displacement agent injected simultaneously |
| CN113187456A (zh) * | 2021-05-13 | 2021-07-30 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种用于老井增能集团重复压裂的工艺流程 |
| CN113265026A (zh) * | 2021-05-24 | 2021-08-17 | 西南石油大学 | 一种吸水膨胀橡胶柔性暂堵颗粒及其制备方法 |
| CN113175316A (zh) * | 2021-06-10 | 2021-07-27 | 北京世纪中星能源技术有限公司 | 一种封堵井下或地下老裂缝的新方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 康剑钊: "W区直井重复体积压裂参数优化与效果评价", 《中国优秀硕士全文数据库工程科技I辑》, pages 25 - 35 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114790882B (zh) | 2023-09-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105504158B (zh) | 在地层条件下可再交联的智能凝胶颗粒及其制备方法与应用 | |
| US8263533B2 (en) | Method of treating underground formations or cavities by microgels | |
| US7013973B2 (en) | Method of completing poorly consolidated formations | |
| CN104099074B (zh) | 一种体积压裂改造裂缝堵水剂及堵水施工方法 | |
| CN111961460B (zh) | 高效节能、桥接通道全耦合纤维支撑剂体系及其应用方法 | |
| CN104861953A (zh) | 一种油田压裂暂堵剂及其制备方法 | |
| EP0399767A2 (en) | Interpolymers useful for treating subterranean formations | |
| CN111810109B (zh) | 一种潮汐式铺砂压裂方法 | |
| CN109899044A (zh) | 一种调驱洗交替注入提高原油采收率的方法 | |
| Zhao et al. | Migration and plugging of polymer microspheres (PMs) in porous media for enhanced oil recovery: Experimental studies and empirical correlations | |
| CN104449655B (zh) | 缝洞型油藏降滤失剂组合物与缝洞型油藏降滤失方法 | |
| CN109826607A (zh) | 一种新型暂堵转向压裂方法 | |
| CN106958438B (zh) | 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法 | |
| CN109915093A (zh) | 一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率的方法 | |
| CN111734374A (zh) | 大幅提高非均质油藏采收率的缔合聚合物组合驱油方法 | |
| CN115029926A (zh) | 纤维接枝可膨胀树脂堵漏材料组成与制备方法及其固井防漏堵漏应用 | |
| CN109083626A (zh) | 一种通过纤维实现暂堵转向与高速通道的压裂方法 | |
| CN114737940A (zh) | 一种三维井带渗流暂堵体积压裂方法 | |
| CN113175316A (zh) | 一种封堵井下或地下老裂缝的新方法 | |
| CN106753298B (zh) | 一种以含油污泥为基料制备的阳离子分散凝胶复合乳化型调剖堵水剂 | |
| CN106467598B (zh) | 一种两性交联聚合物线团及其制备方法 | |
| CN114790882B (zh) | 一种重复压裂生产方法 | |
| CN113374452A (zh) | 一种提高流度的稠油冷采降粘方法及应用 | |
| CN112324411A (zh) | 一种疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺 | |
| CN116731693A (zh) | 一种绒囊暂堵剂 |
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 |