CN115059460B - 一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法 - Google Patents
一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115059460B CN115059460B CN202210826927.5A CN202210826927A CN115059460B CN 115059460 B CN115059460 B CN 115059460B CN 202210826927 A CN202210826927 A CN 202210826927A CN 115059460 B CN115059460 B CN 115059460B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- water
- self
- core sample
- water absorption
- modified
- 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
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 214
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 title claims abstract description 93
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims abstract description 83
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 18
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 56
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 52
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims description 39
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 28
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 11
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 claims description 10
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 238000013459 approach Methods 0.000 claims description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 3
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 11
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 10
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 8
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 4
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 3
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 2
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000012854 evaluation process Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000005543 nano-size silicon particle Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- 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
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
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)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Abstract
本发明提供一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，包括：制取待水力压裂页岩储层的岩心样品；确定所述岩心样品的地层水矿化度；配置改性滑溜水，所述改性滑溜水的矿化度大于所述地层水矿化度；以所述改性滑溜水开展水力压裂作业，以降低水力压裂页岩储层自吸水量。本发明提供的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，通过使改性滑溜水的矿化度大于等于预设矿化度的情况下，使得自吸水的阻力超过或等于另一项自吸水的动力(即毛细管力)时，从而能够使得页岩自吸水量降至零。
Description
技术领域
本发明涉及石油与天然气开采技术领域，尤其涉及一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法。
背景技术
页岩气是指赋存于页岩储层的非常规油气资源，全球资源量巨大，具有广阔开采潜力。页岩储层极为致密，需要采用水力压裂形成裂缝才能实现有效开采，其原理是通过井筒将压裂液高压泵入页岩储层，当泵注压裂液的速度大于储层的吸液速度时，则在井底产生高压，该液体压力超过井底附近页岩破裂压力时，储层被压开并产生裂缝。由于水力压裂施工作业时间长、压裂后压裂液返排速率慢等原因，压裂液长期滞留页岩储层，并主要以自吸方式进入页岩孔隙空间，从而侵占页岩气流动通道，降低页岩气流动、产出速率，形成水相圈闭(或称水锁)损害。水相圈闭损害是致密储层压裂后测试无气、快速减产以及长期低产的重要原因，为预防或弱化水相圈闭损害程度，应尽可能降低水力压裂页岩储层自吸水量。
研究表明，水力压裂后页岩储层自吸水的动力包括渗透压力与毛细管力。页岩粘土矿物晶层表面的扩散双电层决定了粘土矿物晶间孔隙(简称晶间孔隙)存在半渗透膜效应，当半渗透膜两侧水溶液矿化度(即离子浓度)不相等时，将产生渗透压力。页岩储层主体采用滑溜水压裂液(简称滑溜水)，其以河水、地下淡水以及压裂后返排液为主要水源，再添加极少量降阻剂、杀菌剂、粘土稳定剂等化学添加剂配置而成。河水或地下淡水矿化度低，通常介于数十或数百mg/L，与页岩储层孔隙内高矿化度(通常介于10000～100000mg/L)原生地层水相比，常规的入井滑溜水属于低矿化度水质，因此外来滑溜水矿化度远小于晶间孔隙内原生地层水，滑溜水内的水分子会扩散进入晶间孔隙内部。同时，粘土矿物表面呈强水润湿特征，加之晶间孔隙细小，孔道直径处于纳米尺度，外来滑溜水在高毛细管力作用下也会自吸进入该类孔隙内部。
现有减少岩石自吸水量的技术均是通过调控毛细管力实现，其主要原理是在钻井液或压裂液中添加少量的表面活性剂或纳米粒径封堵剂。表面活性剂主要通过改变岩石表面润湿性为疏水性、减小水与油气之间界面张力的方式降低岩石孔隙的毛细管力，从而降低自吸水量，如中国发明专利CN201610615258.1、CN201410689918.1、CN201080043195.8；普遍使用的纳米粒径封堵剂包括微乳液与纳米固相颗粒，前者主要依靠与岩石孔径相匹配的胶束暂堵孔隙，达到阻止水侵入岩石的目标，如中国发明专利CN201611203328.9、CN201510324784.8，而后者通过纳米粒径的二氧化硅或碳酸钙颗粒封堵孔隙，从而阻止水侵入岩石，如中国发明专利CN201810171289.1、CN201610250979.7、CN201910061336.1、CN201410794900.8。采用上述思路降低岩石自吸水量的方法明显存在以下不足与缺点：
(1)页岩粘土矿物或孔隙表面积大，对表面活性剂吸附能力强，大规模使用成本高。由于表面活性剂价格普遍较高，其在压裂液中的质量浓度一般远小于1％，但页岩粘土矿物或孔隙表面积远大于常规岩石，表面活性剂极易被页岩大量吸附而失效。因此，出于效果与成本考虑，部分页岩储层压裂液已不再添加用于降低界面张力的表面活性剂。
(2)微乳液纳米粒径胶束难以有效暂堵页岩复杂孔隙。页岩纳米孔隙分布范围广，而现有微乳液稳定性无法有效保证，导致纳米粒径胶束难与页岩孔隙大小相互匹配，因此微乳液暂堵技术并未在页岩储层水力压裂中推广使用。
(3)纳米固相颗粒封堵孔隙技术无法适用于水力压裂页岩储层。纳米二氧化硅颗粒的封堵具有永久性，阻止水侵入的同时，也堵塞了页岩气产出通道；而纳米碳酸钙颗粒对孔隙封堵后，需要注入大量酸液溶蚀孔隙内碳酸钙颗粒，以恢复孔隙的通畅性，从而再次引发水侵入孔隙，因此该技术无法用于降低水力压裂页岩储层自吸水量。
发明内容
本发明的目的在于解决上述现有技术存在的缺陷，提供一种能够降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法。
一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，包括：
制取待水力压裂页岩储层的岩心样品；
确定所述岩心样品的地层水矿化度；
配置改性滑溜水，所述改性滑溜水的矿化度大于所述地层水矿化度；
以所述改性滑溜水开展水力压裂作业，以降低水力压裂页岩储层自吸水量。
进一步地，如上所述的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，在所述改性滑溜水的矿化度大于等于预设矿化度的情况下，所述水力压裂页岩储层自吸水量降为零。
进一步地，如上所述的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，所述预设矿化度的获取方法包括：
将所述待水力压裂页岩储层的岩心样品分为若干份；
将每一份所述岩心样品分别置于不同矿化度的改性滑溜水中，确定每份岩心样品对应的滑溜水的自吸水量-时间曲线，找出所述自吸水量-时间曲线的纵坐标值趋近为零的自吸水量-时间曲线；
以该纵坐标值趋近为零的自吸水量-时间曲线对应的改性滑溜水的矿化度作为所述预设矿化度，以预设矿化度的改性滑溜水开展水力压裂作业，以使水力压裂页岩储层自吸水量趋近为零。
进一步地，如上所述的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，所述确定所述岩心样品的地层水矿化度包括：
利用所述岩心样品分别测试所述岩心样品的孔隙内自由水体积、孔隙内氯化钠质量；
根据所述自由水体积与氯化钠质量测试结果值，计算孔隙内自由水的氯化钠浓度；
以所述氯化钠浓度作为所述岩心样品的地层水矿化度。
进一步地，如上所述的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，所述岩心样品的孔隙内自由水体积由所述岩心样品干燥前与干燥后的质量差求得；
所述孔隙内氯化钠质量根据以下公式求得：
氯化钠质量＝CCl×VW
式中：CCl为烘干后的所述岩心样品浸滤蒸馏水后，所述蒸馏水中氯离子浓度，单位：mg/L；VW为浸滤所述烘干后的岩心样品的蒸馏水的体积，单位：L。
进一步地，如上所述的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，在制取待水力压裂页岩储层的岩心样品的全程中，采用液氮作为冷却介质进行制取。
进一步地，如上所述的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，配置改性滑溜水，包括：向滑溜水中添加一价金属盐，以得到所述改性滑溜水。
进一步地，如上所述的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，所述一价金属盐为氯化钠、氯化钾、氯化铵中的一种或几种。
本发明具有如下有益效果：
本发明提供的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，通过使改性滑溜水的矿化度大于等于预设矿化度的情况下，使得自吸水的阻力超过或等于另一项自吸水的动力(即毛细管力)时，从而能够使得页岩自吸水量降至零。
本发明所述方法可以使页岩自吸水量降至零，效果优于传统表面活性剂或纳米粒径封堵剂；
本发明仅在现有滑溜水中添加一价金属盐，其性能稳定、工艺简单，成本低于表面活性剂或纳米粒径封堵剂；
一价金属盐在水中溶解度高，不会增加滑溜水结垢风险，也不会侵占孔隙通道、堵塞页岩气产出通道，且所用一价金属盐不会污染地下水。
附图说明
图1为本发明提供的滑溜水矿化度对页岩自吸水量影响实验结果曲线图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面对本发明中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本申请提供的一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，包括：
制取待水力压裂页岩储层的岩心样品；确定所述岩心样品的地层水矿化度；配置改性滑溜水，所述改性滑溜水的矿化度大于所述地层水矿化度；以所述改性滑溜水开展水力压裂作业，以降低水力压裂页岩储层自吸水量。
本发明提供的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，通过使改性滑溜水的矿化度大于所述地层水矿化度，使粘土矿物晶间孔隙的渗透压力由自吸水动力转化为自吸水的阻力，从而可以有效降低页岩自吸水速率与自吸水量。
进一步地，在所述改性滑溜水的矿化度大于等于预设矿化度的情况下，所述水力压裂页岩储层自吸水量降为零。
本发明提供的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，通过使改性滑溜水的矿化度大于等于预设矿化度的情况下，使得自吸水的阻力超过或等于另一项自吸水的动力(即毛细管力)时，从而能够使得页岩自吸水量降至零。
进一步地，所述预设矿化度的获取方法包括：
将所述待水力压裂页岩储层的岩心样品分为若干份；
将每一份所述岩心样品分别置于不同矿化度的改性滑溜水中，确定每份岩心样品对应的滑溜水的自吸水量-时间曲线，找出所述自吸水量-时间曲线的纵坐标值趋近为零的自吸水量-时间曲线；以该纵坐标值趋近为零的自吸水量-时间曲线对应的改性滑溜水开展水力压裂作业，以使水力压裂页岩储层自吸水量趋近为零。
具体地，在将每一份所述岩心样品分别置于不同矿化度的改性滑溜水之前，先利用环氧树脂胶密封包裹每一份所述岩心样品的侧面，使每一份所述岩心样品仅暴露两个底面；密封包裹岩心侧面目的是避免自吸水实验评价过程中岩心发生破裂而影响自吸水速率与自吸水量结果。
本实施例中，将所述待水力压裂页岩储层的岩心样品分为5份；将该5份岩心样品分别置不同矿化度的改性滑溜水中。确定每份岩心样品对应的滑溜水的自吸水量-时间曲线，找出所述自吸水量-时间曲线的纵坐标值趋近为零的自吸水量-时间曲线；以该纵坐标值趋近为零的自吸水量-时间曲线对应的改性滑溜水的矿化度作为所述预设矿化度，以预设矿化度的改性滑溜水开展水力压裂作业，以使水力压裂页岩储层自吸水量趋近为零。
本发明提供的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，通过测试不同矿化度的改性滑溜水对待水力压裂页岩储层的岩心样品的自吸水量，从而确定出矿化度为90000mg/L的改性滑溜水能够使待水力压裂页岩储层的自吸水量趋近为零。该方法简单、可靠，并且成本低。
进一步地，所述确定所述岩心样品的地层水矿化度包括：利用所述岩心样品分别测试岩心样品的孔隙内自由水体积、孔隙内氯化钠质量；根据所述自由水体积与氯化钠质量测试结果值，计算孔隙内自由水的氯化钠浓度；以所述氯化钠浓度作为所述岩心样品的地层水矿化度。其中，所述孔隙内自由水体积直接由岩心样品干燥前与干燥后的质量差求得(取自由水密度为1.0g/cm3)，干燥温度不超过60℃
本发明提供的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，通过测试孔隙内自由水体积、孔隙内氯化钠质量来计算岩心样品的地层水矿化度，该方法简单、有效且准确度高。
进一步地，所述孔隙内自由水体积由所述岩心样品干燥前与干燥后的质量差求得；
所述孔隙内氯化钠质量根据以下公式求得：
氯化钠质量＝CCl×VW
式中：CCl为烘干后的所述岩心样品浸滤蒸馏水后，所述蒸馏水中氯离子浓度，单位：mg/L；VW为烘干后的所述岩心样品浸滤蒸馏水的体积，单位：L。
进一步地，在制取待水力压裂页岩储层的岩心样品的全程中，采用液氮作为冷却介质进行制取。
本步骤中，岩心样品制取过程全程采用液氮作为冷却介质，可以避免岩心孔隙内自由水受热蒸发与外来水侵入岩心，从而提高降低自吸水量的精度。
进一步地，配置改性滑溜水，包括：向滑溜水中添加一价金属盐，以得到所述改性滑溜水。所述一价金属盐为氯化钠、氯化钾、氯化铵中的一种或几种。
本发明添加一价金属盐不会明显影响改性滑溜水的降阻性能；所述一价金属盐成本低、性能稳定，不会明显影响改性滑溜水流变性能，且不会增加滑溜水结垢风险。
综上，本发明解决了当前表面活性剂或纳米粒径封堵剂难以实现低成本、高效抑制页岩吸水的缺陷，提供了一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法。本发明充分利用了页岩粘土矿物晶间孔隙的半渗透膜效应，通过控制外来的滑溜水矿化度大于页岩孔隙水矿化度的方法，使粘土矿物晶间孔隙的渗透压力由自吸水动力转化为自吸水的阻力，可以有效降低页岩自吸水速率与自吸水量，而当阻力超过或等于另一项自吸水的动力(即毛细管力)时，甚至可以使页岩自吸水量降至零。该方法简单、可靠，能够快速、低成本实现发明目的。
下面对本发明提供的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法做详细的说明：
S1：制取待水力压裂页岩储层的岩心样品；
S2：将岩心样品分为两组，分别为岩心样品A、岩心样品B，岩心样品A用于求取待水力压裂页岩储层的地层水矿化度，岩心样品B用于自吸水实验评价；
S3：利用岩心样品A分别测试岩心样品A的孔隙内自由水体积、孔隙内氯化钠质量，根据自由水体积与氯化钠质量测试结果值，计算孔隙内自由水的氯化钠浓度，以所述氯化钠浓度近似表示待水力压裂页岩储层的地层水矿化度；
S4：通过向滑溜水中分别添加不同质量的一价金属盐，配置成5份矿化度大于地层水矿化度的改性滑溜水；
S5：将岩心样品B分成5等份；将每份利用环氧树脂胶密封包裹，使岩心样品B的每等份仅暴露两个底面；
S6：将步骤S5中每等份的岩心样品B分别置于步骤S4中所述5份矿化度大于地层水矿化度的改性滑溜水中，绘制每份改性滑溜水中的自吸水量-时间曲线，当所述曲线的纵坐标值保持在零值附近时，记录对应的改性滑溜水矿化度，并记录所述曲线保持在零值附近的时间长度；
S7：根据水力压裂设计方案估算开井返排前的页岩自吸水时间长度，以所述页岩自吸水时间长度不大于步骤S6所述时间长度为依据，确定改性滑溜水矿化度的下限值；
本步骤中，所述页岩自吸水时间等于水力压裂作业时间与水力压裂后裂缝闭合所需最短关井时间之和。
S8：利用矿化度等于步骤S7所述下限值的滑溜水开展水力压裂作业，水力压裂后关井；
S9：根据步骤S7所述的页岩自吸水时间长度为依据，开井、返排滑溜水。
实验例：
为验证本发明的可靠性，利用不同矿化度的改性滑溜水开展了自吸水实验，测试了页岩岩心的自吸水量-时间曲线，并记录了曲线保持在零值附近的时间长度。具体操作步骤如下：
(1)制取待水力压裂页岩储层的岩心样品，长度为5.0cm、直径为2.5cm，岩心烘干后测试其孔隙体积；
(2)将岩心样品分为两份，分别为岩心样品A、岩心样品B；岩心样品A用于求取待水力压裂页岩储层的地层水矿化度，岩心样品B分成5等份，用于自吸水实验评价；
(3)利用岩心样品A测试得到页岩储层地层水矿化度，然后利用滑溜水与NaCl配置不同矿化度的改性滑溜水，采用岩心样品B开展滑溜水、改性滑溜水的自吸水实验；
(4)测试岩心样品B岩心的自吸水量-时间曲线(自吸水时间为0～120h)，并记录曲线保持在零值附近的时间长度。
图1为本发明提供的滑溜水矿化度对页岩自吸水量影响实验结果曲线图，其中，①为改性之前滑溜水(矿化度1023mg/L)；②为矿化度为30000mg/L改性滑溜水；③为矿化度为45000mg/L改性滑溜水；④为矿化度为60000mg/L改性滑溜水；⑤为矿化度为90000mg/L改性滑溜水。通过图1的实验结果显示：基于岩心样品A的蒸馏水浸滤实验，测试得到待水力压裂页岩储层的地层水(即原生孔隙水)矿化度为26300mg/L，改性之前滑溜水矿化度为1023mg/L。在此基础之上，向滑溜水中添加无机盐NaCl，分别配置矿化度为30000mg/L(1.14倍地层水矿化度)、45000mg/L(1.71倍地层水矿化度)、60000mg/L(2.28倍地层水矿化度)、90000mg/L(3.42倍地层水矿化度)的改性滑溜水，测试得到岩心样品B在滑溜水、改性滑溜水中自吸水120h后吸水量(以饱和度表示，即水体积与页岩孔隙体积的百分比)分别为92.7％、69.1％、42.3％、32.1％、2.5％，表明增加滑溜水矿化度有效减小了页岩自吸水速率，最终降低了页岩自吸水量；同时，当改性滑溜水矿化度等于60000mg/L时，岩心吸水量可以短时间(<12h)保持在零值附近，而进一步提高改性滑溜水矿化度至90000mg/L时，岩心吸水量可以较长时间保持在零值附近，时间长度达到120h以上。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。
Claims (6)
1.一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，其特征在于，包括：
制取待水力压裂页岩储层的岩心样品；
确定所述岩心样品的地层水矿化度；
配置改性滑溜水，所述改性滑溜水的矿化度大于所述地层水矿化度；
以所述改性滑溜水开展水力压裂作业，以降低水力压裂页岩储层自吸水量；
所述配置改性滑溜水包括：
将所述待水力压裂页岩储层的岩心样品分为若干份；
将每一份所述岩心样品分别置于不同矿化度的改性滑溜水中，确定每份岩心样品对应的滑溜水的自吸水量-时间曲线，当所述曲线的纵坐标值保持在零值附近时，记录对应的改性滑溜水矿化度，并记录所述曲线保持在零值附近的时间长度；找出所述自吸水量-时间曲线的纵坐标值趋近为零的自吸水量-时间曲线；
根据水力压裂设计方案估算开井返排前的页岩自吸水时间长度，以所述页岩自吸水时间长度不大于所述曲线保持在零值附近的时间长度为依据，确定改性滑溜水矿化度的下限值；所述页岩自吸水时间等于水力压裂作业时间与水力压裂后裂缝闭合所需最短关井时间之和；
以该纵坐标值趋近为零的自吸水量-时间曲线对应的改性滑溜水的矿化度作为预设矿化度，以预设矿化度的改性滑溜水作为配置好的改性滑溜水来开展水力压裂作业，以使水力压裂页岩储层自吸水量趋近为零。
2.根据权利要求1所述的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，其特征在于，所述确定所述岩心样品的地层水矿化度包括：
利用所述岩心样品分别测试岩心样品的孔隙内自由水体积、孔隙内氯化钠质量；
根据所述自由水体积与氯化钠质量测试结果值，计算孔隙内自由水的氯化钠浓度；
以所述氯化钠浓度作为所述岩心样品的地层水矿化度。
3.根据权利要求2所述的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，其特征在于，所述岩心样品的孔隙内自由水体积由所述岩心样品干燥前与干燥后的质量差求得；
所述岩心样品的孔隙内氯化钠质量根据以下公式求得：氯化钠质量=CCl×VW式中：CCl为烘干后的所述岩心样品浸滤蒸馏水后，所述蒸馏水中氯离子浓度，单位：mg/L；VW为浸滤所述烘干后的岩心样品的蒸馏水的体积，单位：L。
4.根据权利要求3所述的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，其特征在于，在制取待水力压裂页岩储层的岩心样品的全程中，采用液氮作为冷却介质进行制取。
5.根据权利要求3所述的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，其特征在于，配置改性滑溜水，包括：向滑溜水中添加一价金属盐，以得到所述改性滑溜水。
6.根据权利要求5所述的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，其特征在于，所述一价金属盐为氯化钠、氯化钾、氯化铵中的一种或几种。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210826927.5A CN115059460B (zh) | 2022-07-14 | 2022-07-14 | 一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210826927.5A CN115059460B (zh) | 2022-07-14 | 2022-07-14 | 一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115059460A CN115059460A (zh) | 2022-09-16 |
| CN115059460B true CN115059460B (zh) | 2024-05-03 |
Family
ID=83207262
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210826927.5A Active CN115059460B (zh) | 2022-07-14 | 2022-07-14 | 一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115059460B (zh) |
Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1148660A (zh) * | 1996-09-16 | 1997-04-30 | 辽河石油勘探局钻采工艺研究院 | 低渗透储层矿化度梯度注水方法 |
| RU2165522C2 (ru) * | 1999-01-13 | 2001-04-20 | Закрытое акционерное общество "МСМ-трейдинг" | Эмульсионная композиция для повышения нефтеотдачи пластов |
| CN103881685A (zh) * | 2014-03-25 | 2014-06-25 | 中国石油大学(华东) | 一种纳米材料自吸改善滑溜水压裂液在页岩油气增产中的应用 |
| CN108088874A (zh) * | 2017-12-12 | 2018-05-29 | 西南石油大学 | 一种黑色页岩可溶盐的浸取方法 |
| CN110029977A (zh) * | 2019-04-18 | 2019-07-19 | 西南石油大学 | 页岩气井压裂液零返排环境友好提高采收率的氧化-渗吸法 |
| CN110702484A (zh) * | 2019-11-11 | 2020-01-17 | 西南石油大学 | 含水溶盐储层岩心原地孔隙度计算与含水饱和度建立方法 |
| CN111323558A (zh) * | 2018-12-13 | 2020-06-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于水力压裂过程的粘土稳定剂防膨效果评价方法 |
| CN111411945A (zh) * | 2020-05-08 | 2020-07-14 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种基于海相页岩水化特性的储层可压性测试方法 |
| CN112300764A (zh) * | 2020-09-24 | 2021-02-02 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种针对水敏地层安全钻井的泡沫配方及制备方法 |
| CN113337267A (zh) * | 2021-05-11 | 2021-09-03 | 大连知微生物科技有限公司 | 一种生物酶破胶剂在高矿化度水基压裂液产品中的应用及压裂液产品 |
| RU2760115C1 (ru) * | 2020-11-06 | 2021-11-22 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием |
| CN113836767A (zh) * | 2021-09-18 | 2021-12-24 | 中国石油大学(华东) | 一种页岩油储层压后关井时间的优化方法 |
| CN114002128A (zh) * | 2021-11-15 | 2022-02-01 | 常州大学 | 一种快速优选页岩储层压裂液矿化度的实验方法 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8657000B2 (en) * | 2010-11-19 | 2014-02-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for enhanced waterfloods |
| CA2732287C (en) * | 2011-02-18 | 2017-12-12 | Snf Holding Company | A process for achieving improved friction reduction in hydraulic fracturing and coiled tubing applications in high salinity conditions |
| FR3013055B1 (fr) * | 2013-11-14 | 2020-05-15 | Arkema France | Composition fluide pour la stimulation dans le domaine de la production de petrole et de gaz |
| US9957439B2 (en) * | 2014-12-05 | 2018-05-01 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Fracturing fluid for prevention of shale fracture hydration during well stimulation by hydraulic fracturing |
| US10197489B2 (en) * | 2015-07-28 | 2019-02-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Processes and systems for characterizing and optimizing fracturing fluids |
| CA2974898A1 (en) * | 2016-07-29 | 2018-01-29 | Canadian Energy Services L.P. | Method of forming a fracturing fluid from produced water |
| US10711178B2 (en) * | 2016-11-03 | 2020-07-14 | Abu Dhabi University | Secondary and tertiary green water flooding of fractured and heterogeneous oil reservoirs at high salinity and high temperature |
-
2022
- 2022-07-14 CN CN202210826927.5A patent/CN115059460B/zh active Active
Patent Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1148660A (zh) * | 1996-09-16 | 1997-04-30 | 辽河石油勘探局钻采工艺研究院 | 低渗透储层矿化度梯度注水方法 |
| RU2165522C2 (ru) * | 1999-01-13 | 2001-04-20 | Закрытое акционерное общество "МСМ-трейдинг" | Эмульсионная композиция для повышения нефтеотдачи пластов |
| CN103881685A (zh) * | 2014-03-25 | 2014-06-25 | 中国石油大学(华东) | 一种纳米材料自吸改善滑溜水压裂液在页岩油气增产中的应用 |
| CN108088874A (zh) * | 2017-12-12 | 2018-05-29 | 西南石油大学 | 一种黑色页岩可溶盐的浸取方法 |
| CN111323558A (zh) * | 2018-12-13 | 2020-06-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于水力压裂过程的粘土稳定剂防膨效果评价方法 |
| CN110029977A (zh) * | 2019-04-18 | 2019-07-19 | 西南石油大学 | 页岩气井压裂液零返排环境友好提高采收率的氧化-渗吸法 |
| CN110702484A (zh) * | 2019-11-11 | 2020-01-17 | 西南石油大学 | 含水溶盐储层岩心原地孔隙度计算与含水饱和度建立方法 |
| CN111411945A (zh) * | 2020-05-08 | 2020-07-14 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种基于海相页岩水化特性的储层可压性测试方法 |
| CN112300764A (zh) * | 2020-09-24 | 2021-02-02 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种针对水敏地层安全钻井的泡沫配方及制备方法 |
| RU2760115C1 (ru) * | 2020-11-06 | 2021-11-22 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием |
| CN113337267A (zh) * | 2021-05-11 | 2021-09-03 | 大连知微生物科技有限公司 | 一种生物酶破胶剂在高矿化度水基压裂液产品中的应用及压裂液产品 |
| CN113836767A (zh) * | 2021-09-18 | 2021-12-24 | 中国石油大学(华东) | 一种页岩油储层压后关井时间的优化方法 |
| CN114002128A (zh) * | 2021-11-15 | 2022-02-01 | 常州大学 | 一种快速优选页岩储层压裂液矿化度的实验方法 |
Non-Patent Citations (8)
| Title |
|---|
| 吐哈盆地某油田低渗砂岩储层特征及敏感性评价;杨圣;张玉清;袁志华;;能源化工;20180828(第04期);全文 * |
| 地层水压裂液体系研制;刘素华;刘徐慧;谭佳;;钻井液与完井液;20150330(第02期);全文 * |
| 李克向.保护油气层钻完井技术.石油工业出版社,1993,第319页. * |
| 考虑化学渗透压作用下页岩气储层压裂液的自发渗吸特征;许飞;岩性油气藏;20210630;第33卷(第3期);第145-152页 * |
| 致密岩心带压渗吸的影响因素实验研究;江昀;许国庆;石阳;曾星航;王天一;;深圳大学学报(理工版)(第05期);全文 * |
| 董法昌等.渤海湾油气勘探开发工程技术论文集 第十集.中国石化出版社,2005,第94-96页. * |
| 许明标等.现代储层保护技术.中国地质大学出版社,2016,第437页. * |
| 适用于高庙构造的地层水压裂液体系研究;胡俊龙;谭佳;王文耀;刘素华;冯文光;;科技资讯;20141103(第31期);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN115059460A (zh) | 2022-09-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105298438B (zh) | 多轮次聚合物凝胶深部精细调剖方法 | |
| CN106246150B (zh) | 一种油田压裂改造方法 | |
| CN110029977B (zh) | 页岩气井压裂液零返排环境友好提高采收率的氧化-渗吸法 | |
| CN104514531A (zh) | 一种三低砂岩油藏用双液法调剖堵水方法 | |
| US20150167437A1 (en) | Stimulation method and system for enhancing oil production | |
| Wei et al. | Fuzzy-ball fluid self-selective profile control for enhanced oil recovery in heterogeneous reservoirs: The techniques and the mechanisms | |
| CN109577909A (zh) | 一种特低渗透油田选择性泡沫凝胶堵水调剖方法 | |
| CN108756806A (zh) | 一种油气生产井管外窜管外漏治理方法 | |
| You et al. | Fracturing fluid retention in shale gas reservoirs: mechanisms and functions | |
| Azdarpour et al. | The effects of polymer and surfactant on polymer enhanced foam stability | |
| CN115288644B (zh) | 一种低渗储层复合二氧化碳吞吐提高原油采收率的方法 | |
| Sun et al. | Permeability evolution study after breaking of friction reducer in near fracture matrix of tightgas reservoir | |
| Hao et al. | N 2-foam-assisted CO 2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in a heterogeneous edge-water reservoir: experiments and pilot tests | |
| CN115059460B (zh) | 一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法 | |
| CN110591685A (zh) | 一种原位自生微泡沫的转向酸化液及酸化转向方法和应用 | |
| US7530408B2 (en) | Method of consolidating an underground formation | |
| Liu et al. | Investigating the Impact of Aqueous Phase on CO2 Huff ‘n’Puff in Tight Oil Reservoirs Using Nuclear Magnetic Resonance Technology: Stimulation Measures and Mechanisms | |
| CN103015945B (zh) | 提高地层承压能力的工艺 | |
| Qing et al. | Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir | |
| CN110886592B (zh) | 油水井分级溶蚀解堵方法 | |
| Long et al. | Mechanism and influencing factors of enhanced oil recovery for active SiDots nanofluid assisted fracturing-drainage in low permeability reservoirs: An experimental and numerical simulation study | |
| CN113605871B (zh) | 一种利用纳米流体改善油砂储层传热能力的方法 | |
| RU2747855C2 (ru) | Способ добычи вязкой нефти из подземных месторождений | |
| CN114776251A (zh) | 枯竭页岩油气藏二氧化碳强化封存方法 | |
| CN107603575A (zh) | 一种控水储层改造方法 |
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 |