CN105649594B - 一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法 - Google Patents
一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105649594B CN105649594B CN201511015238.2A CN201511015238A CN105649594B CN 105649594 B CN105649594 B CN 105649594B CN 201511015238 A CN201511015238 A CN 201511015238A CN 105649594 B CN105649594 B CN 105649594B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- agent
- blocking agent
- model
- temporary blocking
- degradable
- 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 claims description 82
- 239000012224 working solution Substances 0.000 claims description 32
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 23
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 21
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 21
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 21
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 21
- -1 hydroxypropyl Chemical group 0.000 claims description 21
- 230000000855 fungicidal effect Effects 0.000 claims description 20
- 239000000417 fungicide Substances 0.000 claims description 20
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 20
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 18
- 101000766118 Haloarcula sp. (strain arg-2 / Andes heights) Cruxrhodopsin-2 Proteins 0.000 claims description 9
- IMBXRZKCLVBLBH-OGYJWPHRSA-N cvp protocol Chemical compound ClCCN(CCCl)P1(=O)NCCCO1.O=C1C=C[C@]2(C)[C@H]3C(=O)C[C@](C)([C@@](CC4)(O)C(=O)CO)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1.C([C@H](C[C@]1(C(=O)OC)C=2C(=C3C([C@]45[C@H]([C@@]([C@H](OC(C)=O)[C@]6(CC)C=CCN([C@H]56)CC4)(O)C(=O)OC)N3C=O)=CC=2)OC)C[C@@](C2)(O)CC)N2CCC2=C1NC1=CC=CC=C21 IMBXRZKCLVBLBH-OGYJWPHRSA-N 0.000 claims description 9
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 7
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 238000013019 agitation Methods 0.000 claims description 4
- 239000011324 bead Substances 0.000 claims description 4
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 claims description 4
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 4
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims description 4
- 239000003094 microcapsule Substances 0.000 claims description 4
- 229920001495 poly(sodium acrylate) polymer Polymers 0.000 claims description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 4
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 4
- 229910001845 yogo sapphire Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002552 dosage form Substances 0.000 claims description 3
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims 1
- 230000001954 sterilising effect Effects 0.000 claims 1
- 238000004659 sterilization and disinfection Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 abstract 1
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 19
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 19
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 7
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 6
- 239000009096 changqing Substances 0.000 description 6
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 description 2
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 108010010803 Gelatin Proteins 0.000 description 1
- 239000001828 Gelatine Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 description 1
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 210000002569 neuron Anatomy 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 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
- 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
- C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
本发明提供了一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,首先制备暂堵转向工作液,暂堵转向工作液包括可降解暂堵剂、等密度支撑剂和低粘携带液;进行分段压裂,泵注顺序为前置液→携砂液→暂堵转向工作液;全部压裂完成后,待暂堵转向工作液降解,排液,支撑剂留在裂缝口形成渗流通道。该发明采用多尺度组合的可降解暂堵剂按照一定比例混合而成,大粒径可降解暂堵剂被截堵在裂缝端口,小的粒径填充在大粒径可降解暂堵剂之间,有效快速提高封堵效果;实现压裂结束后水力裂缝缝口有可降解暂堵剂和支撑剂,可降解暂堵剂降解后,支撑剂保留了近井筒的导流能力,降低了近井地带裂缝闭合无导流能力的风险,保留了气藏与井筒的渗流通道。
Description
技术领域
本发明涉及低渗透气藏分段改造领域,具体涉及一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法。
背景技术
裂缝导流能力定义为在储层的闭合压力下渗透率与裂缝支撑缝宽的乘积。支撑剂的作用是在于泵注停止和返排后保持裂缝处于张开状态,支撑剂的性能好坏直接影响裂缝长期导流能力。
暂堵多缝压裂技术是在施工过程中,适时地向地层中加入适量的暂堵剂,遵循向阻力最小方向流动的原则,转向剂随压裂液进入原有裂缝或高渗透层,在压差作用下聚集并产生高强度的滤饼桥堵,使后续压裂液不能进入该裂缝和高渗透带,同时,在一定的水平两向应力差条件下,使压裂产生的新裂缝沿着与以前人工裂缝不同的方位起裂和延伸,从而建立新的油气渗流通道和改变油气层流体渗流驱替规律,以提高低渗透储层的改造效果。
目前裂缝暂堵多缝工艺的不足之处主要有:
1、现有暂堵剂降解后没有支撑剂支撑,近井地带裂缝闭合,影响裂缝导流能力,形不成渗流通道,影响产量。
2、现有暂堵剂的粒径均匀封堵效果不好。
3、现有降解暂堵剂主要是由生物胶、改性沥青、骨胶和/或明胶、植物胶或其衍生物等制成的混合颗粒,但这三项专利涉及的暂堵剂降解后会形成残渣固结在缝口堵塞渗流通道,使施工井需要在1-2周后或者更长时间才能投产。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术中存在的问题,提供一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,包括以下步骤:
1)首先确定暂堵转向工作液,暂堵转向工作液包括:按体积百分比计,17%可降解暂堵剂、17%支撑剂和66%低粘携带液,根据不同气田储层的杨氏模量来确定可降解暂堵剂的粒径组合,当杨氏模量在小于25000MPa时,全部用大粒径可降解暂堵剂,当杨氏模量在25000-30000MPa时,小粒径可降解暂堵剂占70%,大粒径可降解暂堵剂占30%,当杨氏模量大于30000MPa时,小粒径可降解暂堵剂占30%,大粒径可降解暂堵剂占70%;
2)进行分段压裂,泵注顺序为前置液→携砂液→暂堵转向工作液,前置液、携砂液的比例为1:1,暂堵转向工作液为30-40方/段,大粒径可降解暂堵剂被截堵在裂缝端口,小粒径可降解暂堵剂填充在大粒径可降解暂堵剂之间;
3)全部压裂完成后,待暂堵转向工作液降解,排液,支撑剂留在裂缝口形成渗流通道。
所述可降解暂堵剂粒径范围为0.1-10mm,小粒径可降解暂堵剂粒径范围为0.1-1mm,大粒径可降解暂堵剂粒径范围为1-10 mm。
所述支撑剂为20/40目、40/70目或70/140目的陶粒,支撑剂的密度与可降解暂堵剂相同。
所述可降解暂堵剂的制备方法为:在室温条件下,将胍胶、三氧化二铝,氧化镁、过硫酸铵微胶囊破胶剂、聚丙烯酸钠小球、碳酸氢钠按照48:107:193:11~42:24:1.26的质量比例混合均匀,然后将混合物在搅拌条件下缓慢加入水中,混合物与水的质量比例为26~28:72~74,搅拌5分钟后即可得到该可降解暂堵剂。
所述低粘携带液包括:按质量百分比计,0.30%羟丙基胍胶稠化剂、0.5%助排剂、0.12%杀菌剂、0.5%起泡剂、0.5%粘土稳定剂和98.08%水。
所述前置液包括:按质量百分比计,0.30%羟丙基胍胶稠化剂、0.5%助排剂、0.12%杀菌剂、0.5%起泡剂、0.5%粘土稳定剂、0.10%温度稳定剂和97.98%水。
所述携砂液包括:按质量百分比计,0.40% 羟丙基胍胶稠化剂、0.5%助排剂1、0.12%杀菌剂、0.5% 起泡剂、0.5%粘土稳定剂、0.10%温度稳定剂、0.5%交联剂和97.38%水。
所述羟丙基胍胶稠化剂型号为CJ2-6,助排剂型号为TGF-1,杀菌剂型号为CJSJ-3,起泡剂型号为YFP-2,粘土稳定剂型号为COP-2,且均可在长庆油田化工集团有限公司购买。
所述羟丙基胍胶稠化剂型号为CJ2-6,助排剂型号为TGF-1,杀菌剂型号为CJSJ-3,起泡剂型号为YFP-2,粘土稳定剂型号为COP-2,温度稳定剂型号为TA-1,且均可在长庆油田化工集团有限公司购买。
所述羟丙基胍胶稠化剂型号为CJ2-6,助排剂型号为TGF-1,杀菌剂型号为CJSJ-3,起泡剂型号为YFP-2,粘土稳定剂型号为COP-2,温度稳定剂型号为TA-1,交联剂型号为JL-1,且均可在长庆油田化工集团有限公司购买。
本发明的有益效果:
(1)本发明的这种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法采用的可降解暂堵剂由多尺度(粒径0.1-10mm)暂堵颗粒按照一定比例混合而成,混合比例根据不同气田储层特征优化确定,1-10 mm大粒径可降解暂堵剂被截堵在裂缝端口,0.1-1 mm小粒径填充在大粒径可降解暂堵剂之间,有效快速提高封堵效果,混合比例根据不同气田储层特征优化确定。
(2)本发明的这种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法根据Gruesbeck的桥架准则,可降解暂堵剂和支撑剂的体积分数不小于17%,有助于在近井地带快速形成暂堵。
(3)本发明的这种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法实现压裂结束后水力裂缝缝口有可降解暂堵剂和支撑剂,可降解暂堵剂降解后,支撑剂保留了近井筒的导流能力,降低了近井地带裂缝闭合无导流能力的风险,保留了气藏与井筒的渗流通道。
(4)本发明的这种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法可用于常规水力压裂和非常规压裂改造,适用于直井/定向井和水平井的改造,适用于新井未压开射孔簇改造和老井的重复压裂改造,适用于各种压裂工艺。
以下将结合附图对本发明做进一步详细说明。
具体实施方式
下面结合具体实施方式对本发明作进一步详细描述:
实施例1:
为了克服现有技术中存在的问题,本实施例提供一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,包括以下步骤:
1)首先确定暂堵转向工作液,暂堵转向工作液包括:按体积百分比计,17%可降解暂堵剂、17%支撑剂和66%低粘携带液,根据不同气田储层的杨氏模量来确定可降解暂堵剂的粒径组合,当杨氏模量在小于25000MPa时,全部用大粒径可降解暂堵剂,当杨氏模量在25000-30000MPa时,小粒径可降解暂堵剂占70%,大粒径可降解暂堵剂占30%,当杨氏模量大于30000MPa时,小粒径可降解暂堵剂占30%,大粒径可降解暂堵剂占70%;
2)进行分段压裂,泵注顺序为前置液→携砂液→暂堵转向工作液,前置液、携砂液的比例为1:1,暂堵转向工作液为30-40方/段,大粒径可降解暂堵剂被截堵在裂缝端口,小粒径可降解暂堵剂填充在大粒径可降解暂堵剂之间;
3)全部压裂完成后,待暂堵转向工作液降解,排液,支撑剂留在裂缝口形成渗流通道。
本发明的这种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,采用多尺度组合的可降解暂堵剂按照一定比例混合而成,混合比例根据不同气田储层特征优化确定,1-10 mm大粒径可降解暂堵剂被截堵在裂缝端口,0.1-1 mm小粒径填充在大粒径可降解暂堵剂之间,有效快速提高封堵效果;根据Gruesbeck的桥架准则,可降解暂堵剂和支撑剂的体积分数不小于17%,有助于在近井地带快速形成暂堵;实现压裂结束后水力裂缝缝口有可降解暂堵剂和支撑剂,可降解暂堵剂降解后,支撑剂保留了近井筒的导流能力,降低了近井地带裂缝闭合无导流能力的风险,保留了气藏与井筒的渗流通道。
本发明可用于常规水力压裂和非常规压裂改造,适用于直井/定向井和水平井的改造,适用于新井未压开射孔簇改造和老井的重复压裂改造,适用于各种压裂工艺。
实施例2:
在实施例1的基础上,本实施例提供了一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,所述可降解暂堵剂粒径范围为0.1-10mm,小粒径可降解暂堵剂粒径范围为0.1-1 mm,大粒径可降解暂堵剂粒径范围为1-10 mm,可降解暂堵剂由多尺度(粒径0.1-10mm)暂堵颗粒按照一定比例混合而成,1-10 mm大粒径可降解暂堵剂被截堵在裂缝端口,0.1-1 mm小粒径填充在大粒径可降解暂堵剂之间,有效快速提高封堵效果,混合比例根据不同气田储层特征优化确定。
进一步的,所述支撑剂为20/40目、40/70目或70/140目的陶粒,支撑剂的密度与可降解暂堵剂相同,支撑剂为金刚新材料股份有限公司生产的低密度陶粒,主要选用20/40目、40/70目或70/140目的陶粒,实现压裂结束后水力裂缝缝口有可降解暂堵剂和支撑剂,可降解暂堵剂降解后,支撑剂保留了近井筒的导流能力,降低了近井地带阻塞的风险,保留了气藏与井筒的渗流通道。
实施例3:
本实施例提供一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,包括以下步骤:
1)首先确定暂堵转向工作液,暂堵转向工作液包括:按体积百分比计,17%可降解暂堵剂、17%支撑剂和66%低粘携带液,根据不同气田储层的杨氏模量来确定可降解暂堵剂的粒径组合,当杨氏模量在小于25000MPa时,全部用大粒径可降解暂堵剂,当杨氏模量在25000-30000MPa时,小粒径可降解暂堵剂占70%,大粒径可降解暂堵剂占30%,当杨氏模量大于30000MPa时,小粒径可降解暂堵剂占30%,大粒径可降解暂堵剂占70%;
2)进行分段压裂,泵注顺序为前置液→携砂液→暂堵转向工作液,前置液、携砂液的比例为1:1,暂堵转向工作液为30-40方/段,大粒径可降解暂堵剂被截堵在裂缝端口,小粒径可降解暂堵剂填充在大粒径可降解暂堵剂之间;
3)全部压裂完成后,待暂堵转向工作液降解,排液,支撑剂留在裂缝口形成渗流通道。
所述可降解暂堵剂的制备方法为:在室温条件下,将胍胶、三氧化二铝,氧化镁、过硫酸铵微胶囊破胶剂、聚丙烯酸钠小球、碳酸氢钠按照48:107:193:11~42:24:1.26的质量比例混合均匀,然后将混合物在搅拌条件下缓慢加入水中,混合物与水的质量比例为26~28:72~74,搅拌5分钟后即可得到该可降解暂堵剂。
所述低粘携带液包括:按质量百分比计,0.30%羟丙基胍胶稠化剂、0.5%助排剂、0.12%杀菌剂、0.5%起泡剂、0.5%粘土稳定剂和98.08%水。
所述前置液包括:按质量百分比计,0.30%羟丙基胍胶稠化剂、0.5%助排剂、0.12%杀菌剂、0.5%起泡剂、0.5%粘土稳定剂、0.10%温度稳定剂和97.98%水。
所述携砂液包括:按质量百分比计,0.40% 羟丙基胍胶稠化剂、0.5%助排剂1、0.12%杀菌剂、0.5% 起泡剂、0.5%粘土稳定剂、0.10%温度稳定剂、0.5%交联剂和97.38%水。
实施例4:
本实施例提供一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,包括以下步骤:
1)首先确定暂堵转向工作液,暂堵转向工作液包括:按体积百分比计,17%可降解暂堵剂、17%支撑剂和66%低粘携带液,根据不同气田储层的杨氏模量来确定可降解暂堵剂的粒径组合,当杨氏模量在小于25000MPa时,全部用大粒径可降解暂堵剂,当杨氏模量在25000-30000MPa时,小粒径可降解暂堵剂占70%,大粒径可降解暂堵剂占30%,当杨氏模量大于30000MPa时,小粒径可降解暂堵剂占30%,大粒径可降解暂堵剂占70%;
2)进行分段压裂,泵注顺序为前置液→携砂液→暂堵转向工作液,前置液、携砂液的比例为1:1,暂堵转向工作液为30-40方/段,大粒径可降解暂堵剂被截堵在裂缝端口,小粒径可降解暂堵剂填充在大粒径可降解暂堵剂之间;
3)全部压裂完成后,待暂堵转向工作液降解,排液,支撑剂留在裂缝口形成渗流通道。
所述可降解暂堵剂的制备方法为:在室温条件下,将胍胶、三氧化二铝,氧化镁、过硫酸铵微胶囊破胶剂、聚丙烯酸钠小球、碳酸氢钠按照48:107:193:11~42:24:1.26的质量比例混合均匀,然后将混合物在搅拌条件下缓慢加入水中,混合物与水的质量比例为26~28:72~74,搅拌5分钟后即可得到该可降解暂堵剂。
所述低粘携带液包括:按质量百分比计,0.30%羟丙基胍胶稠化剂、0.5%助排剂、0.12%杀菌剂、0.5%起泡剂、0.5%粘土稳定剂和98.08%水, 所述羟丙基胍胶稠化剂型号为CJ2-6,助排剂型号为TGF-1,杀菌剂型号为CJSJ-3,起泡剂型号为YFP-2,粘土稳定剂型号为COP-2,且均可在长庆油田化工集团有限公司购买。
所述前置液包括:按质量百分比计,0.30%羟丙基胍胶稠化剂、0.5%助排剂、0.12%杀菌剂、0.5%起泡剂、0.5%粘土稳定剂、0.10%温度稳定剂和97.98%水, 所述羟丙基胍胶稠化剂型号为CJ2-6,助排剂型号为TGF-1,杀菌剂型号为CJSJ-3,起泡剂型号为YFP-2,粘土稳定剂型号为COP-2,温度稳定剂型号为TA-1,且均可在长庆油田化工集团有限公司购买。
所述携砂液包括:按质量百分比计,0.40% 羟丙基胍胶稠化剂、0.5%助排剂1、0.12%杀菌剂、0.5% 起泡剂、0.5%粘土稳定剂、0.10%温度稳定剂、0.5%交联剂和97.38%水,所述羟丙基胍胶稠化剂型号为CJ2-6,助排剂型号为TGF-1,杀菌剂型号为CJSJ-3,起泡剂型号为YFP-2,粘土稳定剂型号为COP-2,温度稳定剂型号为TA-1,交联剂型号为JL-1,且均可在长庆油田化工集团有限公司购买。
实施例5:
本实施例提供了一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,以苏里格气田东区苏**H水平井为例,采用裸眼封隔器分压6段,1、3、5段加入暂堵转向工作液,具体实施过程如下:
(1)首先配置暂堵转向工作液,根据苏里格气田东区的储层地质特征和邻井施工参数,确定本井可降解暂堵剂的粒径组合为0.1m、0.3m、5mm,比例为1:1:0.7,支撑剂的密度与可降解暂堵剂相同,二者在暂堵转向工作液中按照1:1比例混合,均匀分散在暂堵转向工作液里面。可降解暂堵剂和支撑剂混合后的体积与暂堵转向工作液总体积的比值为17%。其中第1段的暂堵转向工作液的用量为30m3,第3段用量为28m3,第5段用量为24.5m3。
(2)压裂每一段,其中1、3、5段的泵注顺序为前置液→携砂液→暂堵转向工作液。
(3)全部压裂完成后,待暂堵转向工作液降解,排液,支撑剂留在裂缝口形成渗流通道。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明,并不构成对本发明的保护范围的限制,凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,其特征在于,包括以下步骤:
1)首先确定暂堵转向工作液,暂堵转向工作液包括:按体积百分比计,17%可降解暂堵剂、17%支撑剂和66%低粘携带液,根据不同气田储层的杨氏模量来确定可降解暂堵剂的粒径组合,当杨氏模量在小于25000MPa时,全部用大粒径可降解暂堵剂,当杨氏模量在25000-30000MPa时,小粒径可降解暂堵剂占70%,大粒径可降解暂堵剂占30%,当杨氏模量大于30000MPa时,小粒径可降解暂堵剂占30%,大粒径可降解暂堵剂占70%;
2)进行分段压裂,泵注顺序为前置液→携砂液→暂堵转向工作液,前置液、携砂液的比例为1:1,暂堵转向工作液为30-40方/段,大粒径可降解暂堵剂被截堵在裂缝端口,小粒径可降解暂堵剂填充在大粒径可降解暂堵剂之间;
3)全部压裂完成后,待暂堵转向工作液降解,排液,支撑剂留在裂缝口形成渗流通道。
2.根据权利要求1所述的一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,其特征在于:所述可降解暂堵剂粒径范围为0.1-10mm,小粒径可降解暂堵剂粒径范围为0.1-1 mm,大粒径可降解暂堵剂粒径范围为1-10 mm。
3.根据权利要求1所述的一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,其特征在于:所述支撑剂为20/40目、40/70目或70/140目的陶粒,支撑剂的密度与可降解暂堵剂相同。
4.根据权利要求1所述的一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,其特征在于:所述可降解暂堵剂的制备方法为:在室温条件下,将胍胶、三氧化二铝,氧化镁、过硫酸铵微胶囊破胶剂、聚丙烯酸钠小球、碳酸氢钠按照48:107:193:11~42:24:1.26的质量比例混合均匀,然后将混合物在搅拌条件下缓慢加入水中,混合物与水的质量比例为26~28:72~74,搅拌5分钟后即可得到该可降解暂堵剂。
5.根据权利要求1所述的一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,其特征在于:所述低粘携带液包括:按质量百分比计,0.30%羟丙基胍胶稠化剂、0.5%助排剂、0.12%杀菌剂、0.5%起泡剂、0.5%粘土稳定剂和98.08%水。
6.根据权利要求1所述的一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,其特征在于:所述前置液包括:按质量百分比计,0.30%羟丙基胍胶稠化剂、0.5%助排剂、0.12%杀菌剂、0.5%起泡剂、0.5%粘土稳定剂、0.10%温度稳定剂和97.98%水。
7.根据权利要求1所述的一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法其特征在于:所述携砂液包括:按质量百分比计,0.40% 羟丙基胍胶稠化剂、0.5%助排剂1、0.12%杀菌剂、0.5% 起泡剂、0.5%粘土稳定剂、0.10%温度稳定剂、0.5%交联剂和97.38%水。
8.根据权利要求5所述的一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,其特征在于:所述羟丙基胍胶稠化剂型号为CJ2-6,助排剂型号为TGF-1,杀菌剂型号为CJSJ-3,起泡剂型号为YFP-2,粘土稳定剂型号为COP-2。
9.根据权利要求6所述的一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,其特征在于:所述羟丙基胍胶稠化剂型号为CJ2-6,助排剂型号为TGF-1,杀菌剂型号为CJSJ-3,起泡剂型号为YFP-2,粘土稳定剂型号为COP-2,温度稳定剂型号为TA-1。
10.根据权利要求7所述的一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法,其特征在于:所述羟丙基胍胶稠化剂型号为CJ2-6,助排剂型号为TGF-1,杀菌剂型号为CJSJ-3,起泡剂型号为YFP-2,粘土稳定剂型号为COP-2,温度稳定剂型号为TA-1,交联剂型号为JL-1。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201511015238.2A CN105649594B (zh) | 2015-12-31 | 2015-12-31 | 一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201511015238.2A CN105649594B (zh) | 2015-12-31 | 2015-12-31 | 一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN105649594A CN105649594A (zh) | 2016-06-08 |
CN105649594B true CN105649594B (zh) | 2018-06-01 |
Family
ID=56477328
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201511015238.2A Active CN105649594B (zh) | 2015-12-31 | 2015-12-31 | 一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN105649594B (zh) |
Families Citing this family (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106085392A (zh) * | 2016-07-07 | 2016-11-09 | 辽宁工程技术大学 | 一种新型胶囊—粘液带压封孔的粘液配比方法 |
CN106194145B (zh) * | 2016-09-27 | 2020-02-07 | 西南石油大学 | 一种多级暂堵深度网络酸压方法 |
CN106526137A (zh) * | 2016-11-17 | 2017-03-22 | 青岛科技大学 | 一种自悬浮支撑剂压裂导流性能物理模拟实验评价方法 |
CN107558980B (zh) * | 2017-07-18 | 2020-05-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低密度暂堵抑制缝长延伸压裂方法 |
CN108643876B (zh) * | 2018-04-14 | 2020-05-12 | 西安方正石油科技有限责任公司 | 一种用于低渗油田低产井的多维管压裂方法 |
CN109763804B (zh) * | 2018-12-28 | 2020-02-04 | 北京大学 | 一种水平井分段暂堵压裂方法 |
CN110259429A (zh) * | 2019-06-06 | 2019-09-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种多级动态暂堵体积酸压方法 |
CN113530513B (zh) * | 2020-04-22 | 2023-02-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种不同粒径支撑剂在多尺度裂缝中分级支撑的压裂方法 |
CN112253073A (zh) * | 2020-11-20 | 2021-01-22 | 重庆地质矿产研究院 | 一种深部低渗储层阶跃式脉冲循环暂堵复杂缝网压裂方法 |
CN112963135A (zh) * | 2021-02-07 | 2021-06-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高地层压力的压裂方法 |
CN114017017B (zh) * | 2021-11-11 | 2023-05-05 | 西南石油大学 | 一种多尺度裂缝封堵条件评估及实验方法 |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9109992B2 (en) * | 2011-06-10 | 2015-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for strengthening a wellbore of a well |
CN104559973B (zh) * | 2013-10-28 | 2017-06-13 | 德惠同利(北京)石油技术服务有限公司 | 弹性堵漏剂 |
CN103615228A (zh) * | 2013-11-26 | 2014-03-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 可降解纤维缝内暂堵压裂工艺 |
CN104610940A (zh) * | 2014-12-31 | 2015-05-13 | 中国石油天然气集团公司 | 一种低伤害储层保护钻井液及其制备方法 |
CN104592954A (zh) * | 2015-01-05 | 2015-05-06 | 成都汉元君业油田技术有限公司 | 一种井眼强化封堵剂 |
CN104727800B (zh) * | 2015-01-22 | 2017-07-25 | 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 | 一种基于表面改性后聚乙烯醇纤维的暂堵转向压裂方法 |
-
2015
- 2015-12-31 CN CN201511015238.2A patent/CN105649594B/zh active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN105649594A (zh) | 2016-06-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105649594B (zh) | 一种矿场保持近井地带裂缝导流能力的方法 | |
CN105649593B (zh) | 一种保持水平井段内多缝压裂缝口导流能力的方法 | |
CN105672970B (zh) | 一种实现水平井段内暂堵转向多缝压裂的方法 | |
CN112175596B (zh) | 用于深层油气储层缝内高效封堵压裂的暂堵剂及其制备方法、以及大缝高压裂工艺 | |
CN105952430B (zh) | 一种致密油藏低产水平井体积压裂补充能量方法 | |
CN107387053B (zh) | 一种大通道主裂缝与复杂缝网协同压裂的方法 | |
CN103732718B (zh) | 滑溜水压裂的方法 | |
RU2402679C2 (ru) | Способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта | |
US10060244B2 (en) | System and method for hydraulic fracturing with nanoparticles | |
US20140299326A1 (en) | Method to Generate Diversion and Distribution For Unconventional Fracturing in Shale | |
CN104099074B (zh) | 一种体积压裂改造裂缝堵水剂及堵水施工方法 | |
US20180237685A1 (en) | Micro-proppant fracturing fluid compositions for enhancing complex fracture network performance | |
CN110552656B (zh) | 一种水淹井低渗层定点起裂的方法 | |
CN106703775B (zh) | 一种煤层气压裂方法 | |
CN108505982A (zh) | 一种采用液体胶塞实现暂堵转向的老井重复压裂增产方法 | |
CN107630692A (zh) | 一种煤层气井的层内人工裂缝暂堵转向压裂方法 | |
CA3053107C (en) | Methods and treatment fluids for microfracture creation and microproppant delivery in subterranean formations | |
CN109083626A (zh) | 一种通过纤维实现暂堵转向与高速通道的压裂方法 | |
CN109356558B (zh) | 一种单井多油层平面分支多裂缝压裂工艺 | |
CN110924918A (zh) | 一种适合于页岩气长水平井复合暂堵转向重复压裂方法 | |
CN106833588A (zh) | 一种固硫助燃高温调剖剂及其制备方法与应用 | |
WO2019144127A1 (en) | Composition and method for improving performance of friction reducing polymers in high dissolved solids water | |
CN105860948A (zh) | 聚合物降粘调剖降阻物理溶解剂psr配制方法 | |
CN103952130A (zh) | 低压油气井暂堵凝胶及其制备方法 | |
WO2015049244A1 (de) | Verfahren zur entwicklung einer kohlenwasserstofflagerstätte |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |