CN113175316A

CN113175316A - 一种封堵井下或地下老裂缝的新方法

Info

Publication number: CN113175316A
Application number: CN202110646904.1A
Authority: CN
Inventors: 周国君
Original assignee: BEIJING CSI ENERGY TECHNIQUES CO LTD
Current assignee: BEIJING CSI ENERGY TECHNIQUES CO LTD
Priority date: 2021-06-10
Filing date: 2021-06-10
Publication date: 2021-07-27

Abstract

本发明涉及一种封堵井下或地下老裂缝的新方法，(1)当裂缝闭合或部分闭合，在压裂车一开始启动或施工时就加堵剂，或压裂施工一段时间后停泵并同时泄压，让裂缝慢慢闭合或部分闭合后加堵剂；如果井筒液超过10m³，需要在加堵剂过程中打开套管闸门，顶替掉一部分井筒液到地面后再关套管闸门，继续顶替液进入地下裂缝；(2)加堵剂和顶替液进入裂缝时，当施工压力升起来与加入堵剂前的初始压力的差值达到5兆帕时，停止注入堵剂，说明堵剂起作用了，地下裂缝被堵住。该方法能有效堵住老缝，或堵住老缝内出水，降低含水；100％起堵，有利于后续的压裂开新裂缝，能有效增加新的泄流面积，进一步提高油气井的产量和降低含水。

Description

一种封堵井下或地下老裂缝的新方法

技术领域

本发明涉及一种封堵井下或地下老裂缝的新方法，属于石油天然气的增产技术领域。

背景技术

在低渗透油气藏的开发过程中，压裂是主要的增产措施之一，其目的是在低渗透储层内压开一条缝，增大泄流面积，提高油气产量。转向压裂技术是在压裂过程中实时加入暂堵剂或堵剂，基于流体遵循向阻力最小方向流动的原则，堵剂会随压裂液进入与原有裂缝或高渗透层连通的炮眼，在炮眼处和原有裂缝内(或高渗透带)聚集产生高强度的滤饼桥堵，使后续压裂液不能进入原有裂缝和高渗透带，这必然会在一定程度上升高井底压力，在一定的水平两向应力差条件下，产生二次破裂进而改变原有裂缝起裂方位以产生新缝，建立新的高导流能力油气流通道。

暂堵重复压裂，美国从80年代就已经开始，国内开始得晚一些。现有技术中一直是研究堵剂材料和解堵，研究怎么加堵剂的人很少。

目前油田常用的暂堵剂是纤维和不同大小水溶性颗粒，利用暂堵剂顺阻力小的方向优先进入和暂堵剂在裂缝内壁面上摩擦积累的原理，堵住老缝，再开启新缝。如果堵不住，压裂液顺老缝进入而让老缝延伸，就不可能产生新缝，那么暂堵剂的强度和封堵率就是暂堵转向压裂技术的关键。其中，中国发明专利申请CN103835691A“一种自然选择甜点暂堵体积压裂方法”中提出多裂缝的产生方法，在裂缝压开完成之后，加入高强度水溶性颗粒暂堵剂，来封堵裂缝缝口。中国发明专利申请CN103615228A“可降解纤维缝内暂堵压裂工艺”中提到一种可降解纤维与线性胶和支撑剂作为缝内暂堵压裂液，形成分支缝。中国发明专利申请CN102020984A“一种低渗透油田缝内转向压裂暂堵剂及其制备方法和应用”中提到一种地上交联型粘弹性颗粒暂堵剂，在炮眼和高渗带形成滤饼桥堵，最终促使新缝产生。中国发明专利申请CN102344788A“一种可控破胶的水平井分段压裂用暂堵剂及其制备方法”中发明一种地下交联型粉末或颗粒型暂堵剂，实现水平井段有效封堵，通过胶囊破胶剂实现有效破胶。中国发明专利申请106350043A“用于暂堵转向压裂中的复合暂堵剂和复合暂堵方法”，其包括暂堵剂a(刚性)和暂堵剂b(柔性)，按先后顺序注入油井裂缝中，暂堵剂颗粒都是2-20目。上述暂堵专利技术基本上都是研究堵剂成分，而没有考虑加堵剂的工艺(时机和排量)，从施工压力分析来看一般都不能保证100％堵住，也就是不能保证100％起压。如何能有效保证100％堵住(起压)，是亟需解决的技术问题。

发明内容

(一)要解决的技术问题

为了解决现有技术的上述问题，本发明提供一种封堵井下或地下老裂缝的新方法。

(二)技术方案

为了达到上述目的，本发明采用的主要技术方案包括：

一种封堵井下或地下老裂缝的新方法，其包括如下步骤：

(1)当裂缝闭合或部分闭合，在压裂车一开始启动或施工时就加堵剂，或压裂施工一段时间后停泵并同时泄压，让裂缝慢慢闭合或部分闭合后加堵剂；如果井筒液超过10m³，需要在加堵剂过程中打开套管闸门，顶替掉一部分井筒液到地面后再关套管闸门，继续加入顶替液进入地下裂缝；

(2)加堵剂和顶替液进入裂缝时，当施工压力升起来后的压力与加入堵剂前的初始压力的差值达到5兆帕时，停止注入堵剂或顶替液，说明堵剂起作用了，地下裂缝被堵住。

如上所述的新方法，优选地，所述裂缝闭合是指现场施工过程中，根据压力曲线判断判断井底的净压力小于闭合压裂时，裂缝没有开启，即裂缝闭合；裂缝部分闭合是指压裂施工后，停泵泄压井口停泵压力降50％以上。

如上所述的新方法，优选地，加堵剂和顶替液进入裂缝的排量大小控制在0.1～1.5m³/min进行，堵剂的总用量达2～5m³，之后加入的是顶替液，所述顶替液为0.45％的黄原胶溶液。

如上所述的新方法，优选地，加堵剂和顶替液进入裂缝的排量大小控制在0.5m³/min进行。

如上所述的新方法，优选地，所述堵剂是含有砂子、高分子聚合物和纤维的不交联的压裂液组成，其中砂子、高分子聚合物和纤维的总含量在不交联的压裂液里的比例为20～40％，其中纤维的含量为0.5～19％。

如上所述的新方法，优选地，所述砂子、高分子聚合物和纤维的总含量在不交联的压裂液里的比例为20％。

如上所述的新方法，优选地，所述砂子为粒径大小为1mm～5mm和0.125mm～0.425mm大小的砂子。

如上所述的新方法，优选地，所述不交联的压裂液为0.3～0.5％的黄原胶或香豆胶水溶液。

(三)有益效果

本发明的有益效果是：

本发明提供的封堵井下或地下老裂缝的新方法可应用在油田直井分层压裂、水平井分段压裂和老井重复压裂中，堵老缝，或堵老缝内出水，降低含水；100％起堵，有利于后续的压裂开新裂缝，能有效增加新的泄流面积，进一步提高油气井的产量和降低含水。应用本申请的方法通过对现场几口井的试验，能保证100％起堵即起压，都提高了油气产量。

附图说明

图1为低速注入压裂液时裂缝宽度随时间的变化规律；

图2为裂缝内压裂液的返排过程和裂缝宽度变化过程；

图3为长庆安塞某口油井暂堵重复压裂监测曲线；

图4为长庆坊82-90井长8层暂堵重复压裂监测曲线。

具体实施方式

为了更好的解释本发明，以便于理解，下面结合附图，通过具体实施方式，对本发明作详细描述。

实施例1

本申请在研究堵住井下老裂的过程中发现，裂缝不开启或者开启很窄时，有利于暂堵纤维和暂堵颗粒在裂缝前段和裂缝与炮眼的通道中积累，从而有效的起到暂堵憋压、升压的作用。

如果现场施工过程中压力曲线有小尖峰或者没有尖峰压力没有升高反而有缓慢下降的趋缓，说明裂缝开启。注入的暂堵剂就会随着压裂液向缝内移动，常规暂堵时所用量的暂堵剂全部进入裂缝内，起不到暂堵憋压的作用，暂堵失效。

老井重复压裂，为什么需要一开始压裂施工就注入暂堵剂，因为老井裂缝在裂缝不开启的情况下的接受注入压裂液的能力有限，由于老缝产液有一定的流体出，具有一定的导流能力，所以在低速注入具有一定粘度的压裂液时，可以通过滤失等方式接纳一部分液体，由于压裂液具有一定粘度所以不能像注水一样不断的注入，而裂缝不开启。

当压裂液的量超过裂缝的接受能力后，裂缝内的净压力开始增加，裂缝开始开启，裂缝宽度增加，因而不利于暂堵剂的暂堵作业。

压裂液注入裂缝时，裂缝的宽度随注入时间的变化示意图，如图1所示。

从图中可以看出当压裂液的注入的时间太长，注入液量q大于q_闭合时，裂缝开始开启，此时加注暂堵剂，暂堵施工很容易失败。

如果在施工过程中加堵剂，就得让压裂车停止并在井口泄压后，再启动压裂车加堵剂，井口压力(停泵压力)要泄掉后。图2为停泵泄压过程中，裂缝的宽度随着裂缝中压裂液返排量的增加的变化曲线图。裂缝开始闭合后，由于裂缝内还有液体承受一定的压力，在地层孔隙压力下，可以继续排出一部分液体，直到裂缝完全闭合。返排液从裂缝中返排至井口废液池中。时间判断以压裂中的压力曲线降低到闭合压力附近为准。

如图2所示，新裂缝中的液体返排量达到q₁时，裂缝开始闭合；继续慢速返排裂缝中的液体量达到q₂。满足暂堵施工的判别式为：

q₂-q₁≥q_{暂堵滤失量}

式中：q₁—为裂缝闭合时的排液总量；

q₂—为裂缝闭合后一段时间排液总量；

q_{暂堵滤失量}—为暂堵施工时所滤失的液体量；

所以，对于压裂完新裂缝后暂堵压裂时，需要裂缝中的压裂液大部分进行返排或者长时间被地层吸收后，再进行添加暂堵剂进行暂时施工。

本申请中需要低排量注入压裂液实现暂堵施工：是因裂缝是否开启是暂堵剂能否成功的在裂缝前段和炮眼中积累形成暂堵的关键。对老井老裂缝(或者新井裂缝)中裂缝的开启的条件进行如下理论说明。首先解释压裂过程中裂缝的缝宽变化过程。

裂缝额开启程度与井底流体的净压力裂缝的大小有关，具体可见方程(1)(2)，净压力的大小与注入排量和裂缝面积有关具体见方程(3)、(4)，而裂缝的面积(长或者高)的大小与液体的滤失也有关系，此处的考虑的裂缝为老缝或新缝闭合在支撑剂后的面积，此时的裂缝没有撑开，所以裂缝的长和高可以看为常数。

下面以裂缝模型PKN和KGD为例：

PKN模型裂缝的宽度为：

式中：W—裂缝宽度；

P_n—为缝内净压力；

h_f—为裂缝高度；

E′—为平面应变模量。

PKN模型的净压力为

式中：

E—岩石的弹性模量；

μ_a—流体粘度；

L—裂缝长度；

Q—泵注排量。

同理，KGD模型裂缝的宽度为：

KGD模型的净压力为：

从方程(1)、(2)、(3)和(4)的中分析可以得出如下结论：

已经有裂缝的压裂施工：

W∝P∝Q_{大于滤失量的注入量} (5)

Q_{大于滤失量的注入量}＝Q_注入排量-Q_{裂缝所能接受的最大滤失流量} (6)

式中：Q_注入排量—压裂施工时的注入排量：

Q_{裂缝所能接受的最大滤失流量}—裂缝不开启时所能接受的最大注入排量；

所以，裂缝不开启的条件为Q_注入排量≤Q_{裂缝所能接受的最大滤失流量}，此时压裂液的注入量小于滤失量，流体的压力低于闭合压力，没有净压力所以裂缝不会开启。

当Q_注入排量＞Q_{裂缝所能接受的最大滤失流量}时，此时压裂液的注入量大于滤失量，净压力开始增加所以裂缝开始变宽，无论地层有没有接受多余压裂液的能力，裂缝都会开启，所以也不利于暂堵施工的实施。

排量的计算，保证老裂缝不开启时，净压力P_n应该小于等于老裂缝的闭合压力δ_mln；即

P_n≤δ_min (7)

结合(2)和(4)式推算出注入暂堵剂的过程中裂缝不开缝的排量公式。

PKN模型的泵注排量计算公式为

KGD模型的净压力为：

在注入暂堵剂时保证裂缝闭合的泵注排量为：

Q≤Q_max (10)

式中：Q_max-保证老裂缝不开启的最大排量：

根据公式(8)、(9)、(10)及国内低渗储层的地质条件，计算得到，暂堵压裂时的排量大小为0.1～1.5m³/min能够满足要求，根据经验，最佳的注入排量大小为0.5m³/min。

可见，暂堵压裂施工的成功与否的条件为：一、裂缝需要具有接受井筒液量和堵剂积累时滤失的液量的能力(堵剂的加入时机)；二、注入压裂液时的排量不能太大，防止裂缝开启(堵剂剂低排量加入)。两个条件缺一不可。

本发明提供的一种封堵井下老裂缝的可靠方法，堵的方法和堵剂的注入方法是要等老裂缝闭合或部分闭合(施工压力曲线没有出现尖峰后，压力下降的情况或井口停泵压力降50％以上)后注入堵剂，也就是说当老裂缝闭合在老裂缝里的支撑剂上，就得压裂车一启动(一开始施工)就加堵剂，或封隔器一坐封后就泄压，泄压后一启动压裂车就开始加堵剂，如果在施工过程中加堵剂，就得让压裂车停止并在井口泄压后，再启动压裂车加堵剂，井口压力(停泵压力)要泄掉50％以上。并且要用低于1.5m³/min的排量(0.5m³/min最佳)加入堵剂和顶替液进入井下老裂缝，才能保证100％起堵或堵住。在压裂施工过程中封堵井下裂缝，就需要停泵(停止施工)并放喷泄压后(泄压泄掉井口压力的50％以上就可以)，等压开的井下裂缝部分闭合后，用低于一方的排量加堵剂和顶替液进入井下裂缝。井下老裂缝在被堵住的过程中，反映在施工压力曲线上就会压力升起来，然后再快速提排量，就会开新的裂缝。堵剂的成分是由含有不同大小砂粒和高分子聚合物和可溶解(或不溶解)的纤维在不交联的压裂液中形成，并且砂粒和高分子聚合物和和纤维的含量要高达20％到40％(20％最佳)。不交联的压裂液为0.3～0.5％的黄原胶或香豆胶水溶液。

实施例2

长庆油田安塞地区老井重复压裂，一起泵(施工)就加堵剂，用0.5m³/min排量加堵剂和顶替液(质量百分数为0.45％的黄原胶溶液)进入地下老裂缝，施工压力的压差(与开始注入堵剂之前时的压力对比，即施工压力升起来后的压力与加入堵剂前的初始压力的差值)达到5兆帕以上，说明堵剂起作用了，地下裂缝被堵住了，停止注入堵剂，其压裂监测曲线见图3。其中，堵剂为粒径为1～5毫米80Kg和40～120目大小的砂子140Kg和分子量在1500～2000万聚丙烯酰胺30Kg和4mm长的聚乙烯醇纤维60Kg，堵剂中的液体为0.4％的黄原胶水溶液，砂子、高分子聚合物和纤维的总含量在在0.4％的黄原胶水溶液中质量分数为20％。

长庆油田安塞地区10口井老井重复压裂的效果对比，其中5口井采用本发明中的方法进行暂堵施工的油井，加入的暂堵剂为实例2中所描述的堵剂配方，加堵剂后的施工压裂的压力与开始注入堵剂时压力的差值在5兆帕以上，认为暂堵老缝成功。另外5口井为前期重复暂堵压裂探索过程中，使用较大排量(>1.5m³/min)，加入聚乙烯醇类暂堵后压力没有明显增加的油井，认为没有堵住老缝。对长庆油田该区块内的10口试验井井按标号1-10，其中后5口井是加堵剂后升压的，前5口井是不升压的。采用本发明的方法进行，裂缝闭合或部分闭合，没有大大开启时，在压裂车一开始启动(施工)时就加堵剂，此时的井下裂缝是闭合的(闭合在老缝内的支撑剂上)或开启很小，或压裂施工一段时间后停泵并同时泄压，让裂缝慢慢闭合或部分闭合后加堵剂(观察施工压力曲线的，当施工压力显示接近闭合压力时)；如果井筒液超过10m³，需要在加堵剂过程中打开套管闸门，顶替掉一部分井筒液到地面后再关套管闸门，继续加入顶替液进入地下裂缝；加堵剂和顶替液(即0.4％的黄原胶或者香豆胶溶液)进入裂缝的排量必须控制在1m³/min排量以内，堵剂和堵剂携带液的总用量是2～5m³，之后加入顶替液，要不然井下裂缝会开启太大，堵不住。10口井加入的一样的堵剂都是粒径1～5毫米砂子80Kg、粒径40～120目砂子140kg和高分子聚合物(2000万的聚丙烯酰胺)30Kg和纤维60Kg混合，在堵剂中的质量占20～40％。前5口井加注时的排量为2m³/min。后5口井加注排量为0.5m³/min；10口井携带堵剂的液体都是含0.4％的黄原胶或香豆胶水溶液。

表1长庆油田某区块内的10口试验井

由表1中可看出，采取本发明的暂堵老缝的方法能够有效的堵住老裂缝，使施工压力的压差(与开始注入压裂液时的压力对比)上升到5MPa以上。采用加注排量为2m³/min时，后5口井的施工压力，对比开始注入压裂液时的压力稍微有点升高。从后期油井的产油情况来看，暂堵过程中增压明显(压差大于等于5MPa)的油井，增油量都在1吨以上，而暂堵过程中增压不明显(压差远小于5MPa)的油井，基本没有增产效果。

对比例

长庆油田的口老井坊一口井长8层井段在2770m-2776m，加入堵剂时的排量为2.6m³/min，堵剂采用实施例2中的堵剂，用量3.5m³，排量稳定，施工压力不升起来，也说明堵剂没有堵住地下裂缝，其压裂监测曲线见图4。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非是对本发明做其它形式的限制，任何本领域技术人员可以利用上述公开的技术内容加以变更或改型为等同变化的等效实施例。但是凡是未脱离本发明技术方案内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与改型，仍属于本发明技术方案的保护范围。

Claims

1.一种封堵井下或地下老裂缝的新方法，其特征在于，其包括如下步骤：

2.如权利要求1所述的新方法，其特征在于，所述裂缝闭合是指现场施工过程中，根据压力曲线判断判断井底的净压力小于闭合压裂时，裂缝没有开启，即裂缝闭合；裂缝部分闭合是指压裂施工后，停泵泄压井口停泵压力降50％以上。

3.如权利要求1所述的新方法，其特征在于，加堵剂和顶替液进入裂缝的排量大小控制在0.1～1.5m³/min进行，堵剂和堵剂携带液的总用量达2～5m³，之后加入的是顶替液，所述顶替液为0.45％的黄原胶溶液。

4.如权利要求1所述的新方法，其特征在于，加堵剂和顶替液进入裂缝的排量大小控制在0.5m³/min进行。

5.如权利要求1所述的新方法，其特征在于，所述堵剂是含有砂子、高分子聚合物和纤维的不交联的压裂液组成，其中砂子、高分子聚合物和纤维的总含量在不交联的压裂液里的比例为20～40％，其中纤维的含量为0.5～19％。

6.如权利要求5所述的新方法，其特征在于，所述砂子、高分子聚合物和纤维的总含量在不交联的压裂液里的比例为20％。

7.如权利要求5所述的新方法，其特征在于，所述砂子为粒径大小为1mm～5mm和0.125mm～0.425mm大小的砂子。

8.如权利要求5所述的新方法，其特征在于，所述不交联的压裂液为0.3～0.5％的黄原胶或香豆胶水溶液。