本发明属于石油与天然气开发领域，具体涉及油气增产改造中一种利用暂堵剂控制水力压裂裂缝延伸上端高度的导向剂。
背景技术：
：随着世界经济进入新的发展阶段，常规油气资源的大量开发，低渗透油气田已经成为了国家油气资源的焦点。低渗透油气田只有通过水力压裂增产才能达到经济开采价值。水力压裂作为提高油气产量的主要措施，其原理是利用地面高压泵组，以超过地层吸液能力的排量将压裂液泵入地层，在井底附近形成高压，当压力达到井壁附近的地应力及岩石的抗张强度时，地层破裂形成裂缝，继续注入携带支撑剂的携砂液，使裂缝向前延伸的同时支撑剂支撑裂缝，从而形成具有一定几何形状和导流能力的支撑裂缝，支撑裂缝沟通了非均质油气储集区，扩大了供油面积，同时使原来的径向流转变成线性流和拟径向流，改善井周围渗流条件，解除井筒附近由于钻完井或釆油造成的污染，从而增加油气井产量。然而当产层上下没有隔层或者存在隔层但没有足够的应力差和厚度时，裂缝垂向延伸进入非产层，在相同的泵注液体体积下，裂缝高度越高，那么有效缝长越短，对于低渗透油气藏，既达不到深穿透效果，还会浪费支撑剂和压裂液，增加压裂成本，且裂缝高度过高，支撑剂在裂缝内底部沉积，不能均匀分散到裂缝内，最终降低压裂裂缝的有效作用时间，影响压裂施工效果。如果产层底部含水或者顶部含气，可能引起油井含水率上升或者引气入井降低油井的开釆能量，从而严重影响压裂施工效果，因此有必要尽可能的将裂缝高度控制在生产层内。裂缝在长宽高三个方向上同时延伸，裂缝高度既随施工时间的增加而增加，又随裂缝长度的增加而逐渐减小，还受地应力环境、岩石物性、产隔层厚度、层间界面性质等多种因素不同程度的共同影响。其中，储层地应力特征和岩石物性特征都取决于储层地质结构，不易改变，只有通过加入导向剂形成人工隔层从而增大流体压力在裂缝上端部的压力降，才能在一定程度上遏制裂缝高度向上延伸，从而提高压裂施工效率，因此控制裂缝高度延伸技术是经济有效开采低渗透油气田的关键技术之一。控制裂缝往上部延伸的研究还未见报道。关于利用导向剂形成人工隔层，国内外学者展开了大量研究，但这些方法主要采用多级注入支撑剂，使支撑剂沉降堵塞下端裂缝(cn201410783990)，目前还没有堵塞上端的控制剂报道。技术实现要素：本发明的目的在于提供一种控制水力压裂裂缝延伸上端高度的导向剂，该导向剂为一种低密度共混物，在压裂过程中自动分散到裂缝上端，阻止水力压裂裂缝向上部延伸，提高压裂施工效率，本发明可为油气压裂增产改造提供有效指导，具有广阔的市场前景。为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。一种控制水力压裂裂缝延伸上端高度的导向剂，由以下组份按重量百分比组成：联接剂50-60％，增强剂20-30％，软化剂10-30％。所述联接剂为天然橡胶片。所述增强剂为聚4-甲基-1-戊烯颗粒和尼龙纤维的混合物，其中聚4-甲基-1-戊烯颗粒占75重量％，尼龙纤维占25重量％。所述软化剂为重均分子量600-700的聚丁烯。上述导向剂的制备方法如下：将软化剂加入混炼机中，缓慢加热到130-150℃，再加入联接剂，待软化剂和联接剂完全流动后，搅拌下加入增强剂，使增强剂均匀分散后，将温度升高到180℃，搅拌下保持4-6小时，最后挤压造粒，得到导向剂颗粒。在压裂施工流程中，将导向剂颗粒倒入混砂车，导向剂颗粒与压裂液的比例一般控制在5-15kg/m3，使其在混砂车中与压裂液混合均匀，然后通过输入管线进入地层。在压裂裂缝中，由于导向剂的密度比压裂液密度低约0.15g/cm3，导向剂自动上浮到裂缝的上端，导向剂聚集在裂缝上端后，在裂缝端处产生一附加应力，阻止裂缝继续延伸，达到控制裂缝高度的目的。本发明采用一种低密度共混物，在压裂过程中自动分散到裂缝上端，阻止水力压裂裂缝向上部延伸，避免水力裂缝进入到上部的非产层，降低液体的效率；或避免裂缝进入上部的水层，使压裂后生产井很快见水，影响压后产量，降低生产效率；或由于产层较薄，裂缝不可避免的会延伸到上部，该导向剂可以及时封堵非产层或水层，尽量提升压裂过程的效率和后续的开采效率。本发明导向剂中的软化剂在120℃以上开始软化，导向剂进入120℃地层后，软化后的软化剂可以连接增强剂颗粒，使以颗粒状注入的导向剂能形成一个整体，提高封堵能力。本发明的有益效果在于：基于导向剂与压裂液的密度差，在压裂过程中导向剂自动往裂缝的上端移动，自动、实时完成对裂缝上端的封堵，阻止裂缝往上端发育，极大地提高了压裂液的利用率，保证设计的裂缝长度，为后续的开采提供保障。具体实施方式下面通过实施例进一步说明本发明。实施例1将20kg聚丁烯加入混炼机中，缓慢加热到130～150℃，再加入50kg天然橡胶片，待其完全流动后，搅拌下加入22.5kg聚4-甲基-1-戊烯颗粒和7.5kg尼龙纤维，待均匀完全分散后，将温度升高到180℃，搅拌下保持5小时，最后挤压造粒，得到导向剂颗粒。实施例2将15kg聚丁烯加入混炼机中，缓慢加热到130～150℃，再加入60kg天然橡胶片，待其完全流动后，搅拌下加入18.75kg聚4-甲基-1-戊烯颗粒和6.25kg尼龙纤维，待均匀完全分散后，将温度升高到180℃，搅拌下保持6小时，最后挤压造粒，得到导向剂颗粒。实施例3将10kg聚丁烯加入混炼机中，缓慢加热到130～150℃，再加入60kg天然橡胶片，待其完全流动后，搅拌下加入22.5kg聚4-甲基-1-戊烯颗粒和7.5kg尼龙纤维，待均匀完全分散后，将温度升高到180℃，搅拌下保持6小时，最后挤压造粒，得到导向剂颗粒。实施例4将18kg聚丁烯加入混炼机中，缓慢加热到130～150℃，再加入52kg天然橡胶片，待其完全流动后，搅拌下加入22.5kg聚4-甲基-1-戊烯颗粒和7.5kg尼龙纤维，待均匀完全分散后，将温度升高到180℃，搅拌下保持4小时，最后挤压造粒，得到导向剂颗粒。测试各实施例制备的导向剂的物理性能，如下表。实施例外观密度(g/cm3，25℃)软化温度(℃)实施例1淡棕色0.98287实施例2棕色0.99392实施例3棕色0.97986实施例4浅棕色0.97585将实施例1-4对岩心的封堵能力与常规支撑剂的封堵能力进行对比，过程如下：将直径为2.5cm，长度为7cm，渗透率为120md的砂岩，剖缝后，铺置入1g的实施例1-4和陶粒，将岩心放入夹持器，加热到90℃，利用平流泵驱入90℃的热水，连续测试驱替压力变化以及出现最大压力时间，实验结果见下表。实施例最大压力出现时间(min)最高压力(mpa)实施例1637实施例21035实施例3734实施例4538陶粒312由封堵实验对比可以看出，实施例1-4的导向剂，封堵最高压力远高于陶粒，表明本发明具有很好的封堵能力。当前第1页12