一种低孔低渗强水敏性储层的高效防膨压裂工艺的制作方法

本发明属于油气田勘探开发技术领域，具体涉及一种低孔低渗强水敏性储层高效防膨压裂工艺。

背景技术：

对于粘土矿物伊利石、伊-蒙混层含量高，但孔喉半径却很小的低孔低渗强水敏性储层，用常规的压裂体系及工艺还存在几方面的不足之处：1)压裂液体系防膨性能与地层实际粘土矿物膨胀程度不匹配，导致低渗储层的孔喉堵塞；2)压裂液中直接配入高浓度的季铵盐类防膨剂，能保持液体性能的有效期短，不能满足大规模压裂运行时长的需求。因此，进一步探索和优化针对低渗强水敏储层的压裂工艺具有重要的研究和应用意义。

技术实现要素：

本发明主要针对低渗强水敏储层因粘土矿物膨胀导致堵塞孔喉、措施井低液低产等问题，提供一种高效防膨压裂工艺方法，通过优化压裂液配方体系及压裂工艺，可长时间保持压裂液体性能稳定，实现针对低孔低渗强水敏性储层的高效增产目的。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案为：

一种低孔低渗强水敏性储层高效防膨压裂工艺，包括如下步骤：

1)高效防膨压裂液配比设计；各原料及其所占质量百分比为：增稠组分0.2-0.6％，ph值调节剂0.035-0.055％，表面活性剂0.5-0.6％，防膨组分5-7％，杀菌剂0.1-0.15％，交联剂0.8-0.9％，其余为水；

2)高效防膨压裂液的配制；按上述配比称取各原料，首先将称取的增稠剂溶解于部分水中，然后依次加入称取表面活性剂、杀菌剂、部分ph值调节剂，搅拌均匀，得基液；

向部分水中加入剩余的ph值调节剂和防膨组分，搅拌均匀，得防膨液；

向剩余水中加入交联剂，混合均匀，得交联液；

3)压裂工艺；包括压裂前置液阶段、压裂携砂液阶段和压裂顶替液阶段；其中前置液阶段和压裂携砂液阶段采用高效防膨压裂液，高效防膨压裂液中的基液、防膨液和交联液在施工现场进行混合并泵入地层，携砂阶段采用裂缝饱充填的泵注工艺。

上述方案中，所述增稠组分为羟丙基胍胶或羧甲基羟丙基胍胶，等。

上述方案中，所述ph值调节剂为naoh。

上述方案中，表面活性剂为氟碳表面活性剂。

上述方案中，所述防膨组分为jc-nw2，为季铵盐类粘土稳定剂。

上述方案中，所述杀菌剂为醛类杀菌剂。

上述方案中，所述交联剂为硼砂。上述方案中，所述基液i中，用水量占设计用水量的80-90％(体积)；ph值调节剂的用量占设计用量的40-64％(体积)。

上述方案中，所述防膨液ii中，用水量占设计用水量的4-5％(体积)。

根据上述方案所得高效防膨压裂液，良好的携砂效果；室内试验表明防膨率大于85％，在水敏性矿物含量高的地层具有优良的防膨性能。

上述方案中，所述泵入温度为40-120℃。

上述方案中，所述前置液和携砂液阶段的高效防膨压裂液交联冻胶在地层温度下的粘度为120-160mpa.s。

上述方案中，所述裂缝饱充填工艺，为不同粒径支撑剂加砂工艺，包括大粒径支撑剂、中粒径支撑剂、小粒径支撑剂，对应的尺寸大小分别为30-50目、40-70目、70-140目；优选体积比为(1-2):2:1；先按5-8％砂比携带70-140目支撑剂进行注液，完成前置液工序；再按10-25％砂比(优选按增加5％的砂比)开始携带40-70目支撑剂，然后按30-40％的砂比携带30-50目支撑剂，完成主裂缝的支撑工序。

上述方案中，所述支撑剂可选用陶粒、石英砂等，其耐压强度≥69mpa。

上述方案中，所述施工排量前置液阶段按照1.0-1.5m³/min的排量，主加砂段可保持排量或为提高加砂顺利程度将排量提升到2.0-3.0m³/min。

与现有技术相比，本发明的有益效果为：

1)本发明首次提出一种针对低孔低渗强水敏储层的压裂工艺方法，可有效提高此类高敏感储层的压裂改造效果，为敏感性储层压裂工艺提供一条新思路。

2)本发明首次提出针对低孔低渗高水敏储层的高防膨组分浓度(5-7％浓度)的压裂液体系，并采用基液+防膨液+交联液的配液制度并结合现场实时泵入高效防膨液的方式，有效避免季铵盐类有机防膨剂对压裂液性能的影响，显著延长压裂液的有效期，以满足大型压裂施工的要求；同时配合不同粒径裂缝饱充填和变排量工艺方式，提高油井增产效果；且涉及的改进方法简单、成功率高、材料来源广通用性强、安全性可靠性高、操作方便，适用性广。

3)本发明采用的压裂液配方体系组成简单、成本适中，可显著提高对低孔低渗强水敏储层的压裂增产效果，具有重要的经济效益和社会效益。

附图说明

图1为实施例1所述低孔低渗强水敏地层压后增油柱状图；

图2为实施例1所述高效防膨液100℃温度条件下的剪切曲线图；

图3为实施例1所得防膨剂压裂液防膨周期示意图；

图4为对比例1加砂压力；

图5为沙斜38井下¹4压后生产曲线；

图6为对比例2压裂压力图；

图7为对比例2流变性试验结果；

图8为对比例2增产效果图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

以下实施例中，采用的jw-201、jc-nw2分别由中石化江汉油田分公司工程院提供。

实施例1

一种低孔低渗强水敏性储层高效防膨压裂工艺，针对的s38井的孔喉半径在3.49μm，孔隙度12.3％，渗透率5.2md，敏感性评价试验为中等偏强水敏，属于低孔低渗强水敏性储层；该井2017年压裂无效，日产油由压前的1.2吨下降到0.5吨；2018年压裂同层，压裂配方采用本发明所述高效防膨压裂液体系进行压裂，具体包括如下步骤：

1)采用如下配方体系；增稠组分hpg0.4％，ph值调节剂naoh0.055％，表面活性剂jw-2010.5％，防膨组分jc-nw25％，杀菌剂jc-sj20.1％，交联剂0.8％，其余为水；

2)高效防膨压裂液的配制；

按上述配比称取各原料，首先将称取的增稠剂溶解于部分水中，然后依次加入称取表面活性剂、杀菌剂，45％占比的ph调节剂搅拌均匀，得基液i；

向部分水中加入剩余的ph值调节剂和防膨组分，搅拌均匀，得防膨液ii；

向剩余水中加入交联剂，混合均匀，得交联液；

控制所得基液、防膨液、交联液的体积比(泵入比例)为100:5:5；

3)压裂工艺；包括压裂前置液阶段、压裂携砂液阶段和压裂顶替液阶段；前置液阶段按1.0m³/min的排量，将混合的压裂液冻胶按5-8％的砂比开始携带70-140目陶粒支撑剂2m³，携砂液阶段按2.0m³/min的排量，再按10-20％的砂比(按增加5％的砂比)携带40-70目陶粒支撑剂4m³，当加入到主加砂段按30-40％的砂比时携带30-50目陶粒支撑剂2m³，完成主裂缝的支撑工序；停砂顶替完成压裂施工。其中前置液阶段和压裂携砂液阶段采用高效防膨压裂液，高效防膨压裂液中的基液、防膨液和交联液在施工现场进行混合并泵入地层，共69m³。携砂阶段采用裂缝饱充填的泵注工艺。压后日产量恢复至5.0吨.。

图1为本实施例所述低孔低渗强水敏地层压后增油柱状图；从现场应用井次情况看，高效防膨压裂工艺方法增产效果明显，解决强敏感性储层措施液体导致粘土矿物膨胀造成储层伤害问题。

图2为本发明实施例1所述高效防膨液100℃温度条件下的剪切曲线图；图3为本实施例所得防膨剂压裂液防膨周期示意图。

实施例2

陵76斜6-1井2000年3月投产新下²1.2.3，自投产以来未进行过酸化压裂等措施。2018年1月14日、停井，停井前生产情况为：日产液13.7t/d，日产油0.5t/d，含水97％，2019采用高效防膨压裂液进行压裂施工，压裂配方采用本发明所述高效防膨压裂液体系进行压裂，具体包括如下步骤：

1)采用如下配方体系；增稠组分hpg0.45％，ph值调节剂naoh0.055％，表面活性剂jw-2010.5％，防膨组分jc-nw26.5％，杀菌剂jc-sj20.1％，交联剂0.9％，其余为水；

2)高效防膨压裂液的配制；

按上述配比称取各原料，首先将称取的增稠剂溶解于部分水中，然后依次加入称取表面活性剂、杀菌剂、占比40wt％氢氧化钠，搅拌均匀，得基液i；

向部分水中加入剩余的ph值调节剂和防膨组分，搅拌均匀，得防膨液ii；

向剩余水中加入交联剂，混合均匀，得交联液；

控制所得基液、防膨液、交联液的体积比(泵入比例)为100:5:5；

3)压裂工艺；包括压裂前置液阶段、压裂携砂液阶段和压裂顶替液阶段；前置液阶段按1.5m³/min的排量，将混合的压裂液冻胶按5～8％砂比开始携带70-140目陶粒支撑剂1.5m³，携砂液阶段按2.0m³/min排量，10-25％砂比(按增加5％的砂比)携带40-70目陶粒支撑剂3m³，当加入到主加砂段，按30-35％的砂比携带30-50目陶粒支撑剂2m³，完成主裂缝的支撑工序；停砂顶替完成压裂施工。其中前置液阶段和压裂携砂液阶段采用高效防膨压裂液，高效防膨压裂液中的基液i、防膨液ii和交联液在施工现场进行混合并泵入地层，共85m³。携砂阶段采用裂缝饱充填的泵注工艺。

压裂后下泵投产最高日产油8.5t，目前稳定在日产油4.0t，取得好的增产效果,进一步说明高效防膨压裂液的优势。

对比例1

将本发明所述压裂工艺与常规压裂工艺进行对比，具体包括如下：

s38井下¹6生产层经过两次压裂，采用的常规配方压裂液(表1)，未采用高效防膨体系，两次压裂前后并未增产，低产低液(表2)。

表1s38井常规压裂液配方

表2s38井下¹6施工参数

2018年补孔下¹4层，采用高效防膨压裂液体系(表3)，采用70-140目、40-70目、30-50目三种粒径支撑剂对裂缝饱充填，该井压裂施工过程顺利，总液量162.6m³，采用70-140目支撑剂2m³、40-70目支撑剂5m³、30-50目支撑剂15m³，,施工排量2.5m³/min，平均砂比18.9％，加砂压力41-48mpa(图4)。压裂后下泵投产最高日产油4.5t，目前稳定在日产油2.6t，取得好的增产效果(图5)。而且对比下¹4和下¹6的储层物性，下¹6的储层物性明显好于下¹4措施层，进一步说明高效防膨压裂液对该类储层的适应性(沙斜38井下¹4压后生产曲线见图5)。

表3s38高效防膨压裂液配方

对比例2

t12x-1井，措施油层孔隙度为3％，渗透率为2.1md，粘土矿物中伊利石含量相对含量平均32.3％、伊/蒙混层39.3％，绿泥石相对含量28.5％，油层平均孔喉半径1.105～4.176μm。2019年进行压裂措施，压裂配方采用本发明所述高效防膨压裂液体系进行压裂，压裂工艺采用常规压裂工艺；具体包括如下步骤：

1)采用如下配方体系；增稠组分hpg0.5％，ph值调节剂naoh0.055％，表面活性剂jw-2010.5％，防膨组分jc-nw25％，杀菌剂jc-sj20.1％，交联剂0.9％，其余为水；

2)高效防膨压裂液的配制；按上述配比称取各原料，首先将称取的增稠剂溶解于全部水中，然后依次加入称取表面活性剂、杀菌剂，ph调节剂搅拌均匀，得基液；

向剩余水中加入交联剂，混合均匀，得交联液；

控制所得基液、交联液的体积比(泵入比例)为100:5；

3)压裂工艺；包括压裂前置液阶段、压裂携砂液阶段和压裂顶替液阶段；前置液阶段按2.0m³/min的排量，将混合的压裂液冻胶按8～10％砂比开始携带粉砂支撑剂2m³，携砂液阶段保持2.0m³/min的排量，10-40％砂比(按增加5％的砂比)携带30-50目陶粒支撑剂20m³(设计25m³)，完成主裂缝的支撑工序；停砂顶替完成压裂施工。

其中前置液阶段和压裂携砂液阶段采用高效防膨压裂液，高效防膨压裂液中采用常规方式交联并泵入地层，共160m³。

压裂后期压力爬升明显(图6)，停止加砂，判断为液体配置36小时后性能较差，无法满足高砂比支撑剂的泵入。取样对液体进行流变性试验，液体粘度剪切1小时后仅52mpa.s(图7)。压后单井日产油0.2吨，日产液1.2方(图8)，压裂施工及增产效果均不理想。

上述实施例仅是为了清楚地说明所做的实例，而并非对实施方式的限制。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他不同形式的变化或者变动，这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举，因此所引申的显而易见的变化或变动仍处于本发明创造的保护范围之内。