一种提高压裂增产效果的压裂工艺的制作方法

本发明涉及石油开采技术领域，具体的说是涉及一种提高压裂增产效果的压裂工艺。

背景技术：

目前国内外稠油开采主要采用热采方式，配套蒸汽吞吐、蒸汽驱等稠油热采配套技术。随着石油勘探技术的发展，国内外一些亿吨级稠油油藏埋藏深、孔隙度低、渗透率低。采用蒸汽吞吐或蒸汽驱开采方式，住蒸汽压力高，注汽效果差。采用冷采方式采收率较低，85％以上可采储量无法有效动用。开采手段和工艺技术已无法满足此刻类油藏的开采需要，造成地下石油资源的大量浪费。

由于稠油油藏原油具有高密度、高粘度、高凝固点、高非烃含量、中等含蜡量“四高一中”的特点。由于稠油粘度高，流动性能极差，储层渗透性差，这类井冷采难度较大，射孔后甚至压裂后都无产量自然产能，为满足开采技术要求，需进行压裂改造。

今年来，随着国民经济发展对石油资源的需求，稠油资源得到了有效利用，稠油井压裂技术也得到了较快发展。国内虽然对稠油井前期压裂取得了一定的效果，但是还存在压裂效果差，增产幅度小，有效期短等问题。要提高此类稠油井的压裂增产效果，还要提高井筒附近原油的流动性。

技术实现要素：

要解决的技术问题

(一)本发明提出一种提高压裂增产效果的压裂工艺，旨在解决如何通过优化降粘剂的配比以及通过室内岩心试验来获取试验参数并结合实际储层的测定参数得到实际施工参数，并按照实际施工参数进行施工来提高稠油井的压裂增产效果问题。

(二)技术方案

为了达到上述的目的，本发明提供一种提高压裂增产效果的压裂工艺，包括：

s1、对稠油区块中的目的层进行稠油组分分析以及通过乳化降粘体系的评价实验来确定乳化降粘体系的配比；

s2、根据储层精细描述研究成果、井网井距条件以及储层相关参数，对所述目的层进行目的层段的划分并得到各所述目的层段的乳化半径；

s3、通过室内岩心降粘实验，优化所述乳化降粘体系的配比，得到经优化的乳化降粘体系的配比以及乳化降粘体系的试验施工参数；试验施工参数包括乳化降粘体系的试验注入量和试验排量；

s4、根据所述乳化半径、不同储层的物性差异以及平面砂体的非均质情况，优化调整所述试验注入量，确定各所述目的层段的乳化降粘体系的实际注入量；

s5、根据油井及储层渗透率、地层吸收性以及乳化降粘体系的吸收性，优化调整所述试验排量，确定各所述目的层段的乳化降粘体系的实际排量；

s6、根据所述经优化的乳化降粘体系的配比，经配置得到乳化降粘体系；

s7、根据所述实际排量、所述实际注入量以及预设的泵注程序，将不同量的所述乳化降粘体系注入相应的所述目的层段中，完成压裂加砂流程。

优选地，所述步骤s1包括：

s11、通过稠油组分分析得到组分分析结果，并测定稠油的基本物性参数以及通过实验得出稠油粘度与温度的关系以及稠油的流变性；

s12、根据所述稠油的基本物性参数、所述组分分析结果、所述稠油粘度与温度的关系以及稠油的流变性，确定乳化降粘体系的初配比；

s13、对所述乳化降粘体系的初配比进行评价实验，得出评价结果；

s14、根据所述评价结果，确定乳化降粘体系的配比。

优选地，步骤s13中的所述评价试验包括：配伍性试验、降粘效果试验以及乳化率试验；所述配伍性试验、降粘效果试验以及乳化率试验同时进行；

所述配伍性试验包括：

s131a、从稠油区块中取得地层水，将所述地层水与按所述乳化降粘体系的初配比配成的初配比溶液，所述初配比溶液中的乳化降粘体系的含量为0.3％-0.4％；

s132a、置于50℃±1℃的恒温水浴中，静置1h-1.5h；

s133a、观察得出配伍性评价结果；

所述降粘效果试验包括：

s131b、在第一烧杯中将地层水与按所述乳化降粘体系的初配比配成浓度为0.3％-0.4％的水溶液，从稠油区块中取得油样；

s132b、在第二烧杯中将放置所述油样，并使得所述第二烧杯中温度保持在50℃±1℃，并维持1h-1.5h，并测得50℃±1℃时所述油样的粘度；

s133b、按水油比3:7的比例将所述水溶液加入所述油样中，在50℃±1℃的恒温下加热1h；

s134b、将搅拌器置于烧杯中心，并与烧杯侧面和底部均保持2-3毫米的距离，同时调节搅拌转速为200r/min-300r/min，设定搅拌时间为2min-3min；

s135b、在50℃±1℃的恒温下测得混合液体的粘度；

s136b、计算出降粘率，根据所述降粘率得出降粘效果评价；

所述乳化率试验为：

s131c、按所述乳化降粘体系的初配比与地层水配成浓度为0.3％

-0.4％的水溶液；

s132c、将油样与水溶液以7:3的比例加入烧杯中；

s133c、在50℃±1℃恒温下加热15min,快速摇晃和振荡50-60次，观察混合液与水的乳化效果，得出乳化率评价结果。

优选地，所述乳化降粘体系的配比包括：表面活性剂、胶质催化剂、沥青渗透分解剂、防蜡分散剂以及防蜡分散剂；所述表面活性剂占比为1.5％-2.5％。

优选地，所述步骤s2包括：

s21、根据储层精细描述研究成果及井网井距条件，划分目的层段；

s22、根据储层的相关参数、固井质量以及射孔位置并结合所述目的层段，得到各所述目的层段的乳化半径。

优选地，所述乳化半径在25m-35m之间。

优选地，所述步骤s3包括：

s31、建立一维管式模型，基于一维管式模型得出各施工参数对降粘效果的规律性认识；

s32、建立化学降粘的物理模型；

s33、基于所述化学降粘的物理模型对所述乳化降粘体系的配比进行性能评价，根据所述性能评价优化所述乳化降粘体系的配比，得到经优化的乳化降粘体系的配比；

s34、基于化学降粘的物理模型研究分析各施工参数对压裂改造效果的影响并结合所述规律性认识，确定试验施工参数，所述试验施工参数包括乳化降粘体系的试验注入量和试验排量。

优选地，所述步骤s5包括：

s51、对所述目的层进行参数测定，获取目的层评价参数；

s52、根据目的层评价参数、地层吸收性以及乳化降粘体系的吸收性，优化调整所述试验排量，计算最大实际排量；

s53、结合到地面设备的承压能力和所述目的层段，确定各所述目的层段的乳化降粘体系的实际排量。

优选地，所述目的层评价参数包括：储层有效渗透率、孔隙度、储层地层压力、岩力学性质和储层就地应力的垂向分布及水平主应力方位；

所述试验排量为所述最大试验排量的75％-85％。

优选地，所述乳化降粘体系是与前置液一起注入目的层段。

(三)有益效果

本发明的有益效果为：本发明建立乳化降粘体系，并通过室内试验来优化配比以及验证施工参数，接着根据实际情况调整施工参数，最后按照合理的步骤及程序来完成压裂加砂流程。本发明设定的乳化降粘体系能将稠油及其油包水型乳状液转化为稳定的水包油型乳状液，对稠油重烃组分进行化学降解、分散作用，可大幅度提高近井地带原油流动性和压裂液利用率，缩短压裂后见产时间，提高压裂增产效果，达到增加稠油单井产量的目的。

附图说明

图1是一种提高压裂增产效果的压裂工艺的流程示意图；

图2是图1中的步骤s1的具体流程示意图；

图3是图2中的步骤s13的具体部分流程示意图；

图4是图2中的步骤s13的具体部分流程示意图；

图5是图2中的步骤s13的具体部分流程示意图；

图6是图1中的步骤s2的具体流程示意图；

图7是图1中的步骤s3的具体流程示意图；

图8是图1中的步骤s5的具体流程示意图；

其中，图3、图4以及图5共同组成步骤s13的流程示意图。

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，对本发明作进一步详细描述。

如图1所示，图1为一种提高压裂增产效果的压裂工艺的流程示意图。本发明为一种提高压裂增产效果的压裂工艺，首先通过稠油组分分析及评价实验来确定乳化降粘体系的配比；然后根据储层精细描述研究成果、井网井距条件以及储层相关参数，得到乳化半径；接着优化乳化降粘体系的配比并得到乳化降粘体系的试验注入量和试验排量；继而优化调整试验注入量，确定各目的层段的乳化降粘体系的实际注入量；并且优化调整试验排量，确定实际排量；显然的，可以按乳化降粘体系的配比得到乳化降粘体系。最后，根据实际排量、实际注入量以及预设的泵注程序，将不同量的乳化降粘体系注入相应的目的层段。

本发明建立乳化降粘体系，并通过室内试验来优化配比以及验证施工参数，接着根据实际情况调整施工参数，最后按照合理的步骤及程序来完成压裂加砂流程。本发明设定的乳化降粘体系能将稠油及其油包水型乳状液转化为稳定的水包油型乳状液，对稠油重烃组分进行化学降解、分散作用，可大幅度提高近井地带原油流动性和压裂液利用率，缩短压裂后见产时间，提高压裂增产效果，达到增加稠油单井产量的目的。

以下是本发明的具体流程：

s1、对稠油区块中的目的层进行稠油组分分析以及通过乳化降粘体系的评价实验来确定乳化降粘体系的配比。如图2所示，图2是图1中的步骤s1的具体流程示意图，以下是步骤s1的具体流程：

s11、通过稠油组分分析得到组分分析结果，并测定稠油的基本物性参数以及通过实验得出稠油粘度与温度的关系以及稠油的流变性。

s12、根据稠油的基本物性参数、组分分析结果、稠油粘度与温度的关系以及稠油的流变性，确定乳化降粘体系的初配比。

s13、对乳化降粘体系的初配比进行评价实验，得出评价结果。

s14、根据评价结果，确定乳化降粘体系的配比。

步骤s13中的评价试验包括：配伍性试验、降粘效果试验以及乳化率试验；配伍性试验、降粘效果试验以及乳化率试验同时进行。

如图3所示，图3是图2中的步骤s13的具体部分流程示意图，以下是步骤s13的中配伍性试验的具体流程，配伍性试验包括：

s131a、从稠油区块中取得地层水，将地层水与按乳化降粘体系的初配比配成的初配比溶液，初配比溶液中的乳化降粘体系的含量为0.3％-0.4％。

s132a、置于50℃±1℃的恒温水浴中，静置1h-1.5h。

s133a、观察得出配伍性评价结果。

如图4所示，图4是图2中的步骤s13的具体部分流程示意图，以下是步骤s13的中降粘效果试验的具体流程，降粘效果试验包括：

s131b、在第一烧杯中将地层水与按乳化降粘体系的初配比配成浓度为0.3％-0.4％的水溶液，从稠油区块中取得油样。

s132b、在第二烧杯中将放置油样，并使得第二烧杯中温度保持在50℃±1℃，并维持1h-1.5h，并测得50℃±1℃时油样的粘度。

s133b、按水油比3:7的比例将水溶液加入油样中，在50℃±1℃的恒温下加热1h。

s134b、将搅拌器置于烧杯中心，并与烧杯侧面和底部均保持2-3毫米的距离，同时调节搅拌转速为200r/min-300r/min，设定搅拌时间为2min-3min。

s135b、在50℃±1℃的恒温下测得混合液体的粘度。

s136b、计算出降粘率，根据降粘率得出降粘效果评价。

降粘率的公式为：f＝(μ1-μ2)／μ1，其中μ1—50℃±1℃时油样的粘度；μ2—50℃±1℃时混合液体的粘度，f—降粘率。

如图5所示，图6是图2中的步骤s13的具体部分流程示意图，以下是步骤s13的中乳化率试验的具体流程，乳化率试验为：

s131c、按乳化降粘体系的初配比与地层水配成浓度为0.3％-0.4％的水溶液。

s132c、将油样与水溶液以7:3的比例加入烧杯中。

s133c、在50℃±1℃恒温下加热15min,快速摇晃和振荡50-60次，观察混合液与水的乳化效果，得出乳化率评价结果。

稠油主要组成成分包括：胶质以、沥青质、芳香分以及饱和分。要进行稠油组分分析，先将稠油分成四个组分，再分别对各组分进行分析，具体步骤为：从稠油区块取得油样→用正庚烷提取油样中的沥青质→再用正庚烷回流除去沥青质中夹杂的可溶分，得到较为纯净的沥青质→将脱沥青质部分吸附于氧化铝色谱柱上，依次用正庚烷、甲苯、乙醇提取饱和分、芳香分和胶质→分别测定沥青质、饱和分、芳香分和胶质的含量→回收四组分溶剂，经水浴处理蒸出大部分溶剂，再放入真空烘箱。特别的，真空烘箱中的温度为105℃-108℃，真空度为93kpa±1kpa，且需要将溶剂放置于真空烘箱中1-1.5h。

而稠油的基本物性参数包括稠油的粘度、密度、酸值以及元素分析，通过测定稠油的元素分析、粘度、密度、酸值，同时进行稠油粘度与温度的关系的分析以及稠油的流变特性的分析，可以确定出乳化降粘体系的初配比。接着，通过评价试验来测试乳化降粘体系的初配比，并依据评价结果来对乳化降粘体系的初配比进行调整，每一次调整都将进行三项评价试验直至三项评价试验的结果符合预期才确定该乳化降粘体系的配比。

乳化降粘体系的配比包括：表面活性剂、胶质催化剂、沥青渗透分解剂、防蜡分散剂以及防蜡分散剂，表面活性剂占比为1.5％-2.5％。此乳化降粘体系不含碱，因此在使用中不会对地层造成伤害。

胶质催化剂，用于改变稠油中胶质的粘稠特性。

沥青渗透分解剂，用于改变稠油中沥青的粘稠特性。

防蜡分散剂，用于分散稠油中蜡质。

表面活性剂，用于将稠油及其油包水型乳状液转化为稳定的水包油型乳状液，表面活性剂是乳化降粘体系中最重要的试剂。因为水包油型乳状液的粘度由外相水的粘度决定，所以水包油型乳状液要远远小于油包水型乳状液的粘度，因此对于不含水的稠油要掺水使其形成水包油型乳状液，而对于油包水型乳状液要使其破乳转相。且稳定的水包油溶液是指含水量在20％-80％的水溶液。

s2、根据储层精细描述研究成果、井网井距条件以及储层相关参数，对目的层进行目的层段的划分并得到各目的层段的乳化半径。如图6所示，图6是图1中的步骤s2的具体流程示意图，以下是步骤s2的具体流程：

s21、根据储层精细描述研究成果及井网井距条件，划分目的层段；

s22、根据储层的相关参数、固井质量以及射孔位置并结合目的层段，得到各目的层段的乳化半径。

储层的相关参数包括：油层物性参数、含油饱和度、厚度。

s3、通过室内岩心降粘实验，优化乳化降粘体系的配比，得到经优化的乳化降粘体系的配比以及乳化降粘体系的试验施工参数；试验施工参数包括乳化降粘体系的试验注入量和试验排量。如图7所示，图7是图1中的步骤s3的具体流程示意图，以下是步骤s3的具体流程图：

s31、建立一维管式模型，基于一维管式模型得出各施工参数对降粘效果的规律性认识。

s32、建立化学降粘的物理模型。

s33、基于化学降粘的物理模型对乳化降粘体系的配比进行性能评价，根据性能评价优化乳化降粘体系的配比，得到经优化的乳化降粘体系的配比。

s34、基于化学降粘的物理模型研究分析各施工参数对压裂改造效果的影响并结合规律性认识，确定试验施工参数，试验施工参数包括乳化降粘体系的试验注入量和试验排量。

首先，通过一维管式模型研究降粘体系的注入量、注入速度、注入温度、焖井时间等施工参数对化学降粘吞吐采油效果的影响，得出各施工参数对降粘效果的规律。降粘体系的注入量的规律为：注入量越大，降粘效果越佳。降粘体系的注入速度的规律则为：注入速度越小，降粘效果越佳；降粘体系的注入温度的规律为：保持在30℃-50℃是降粘效果最佳，温度过高和过低都会影响降粘效果；焖井时间为22h-25h，降粘效果最好。

因为实际储层情况复杂，一维管式模型并不能完全描述各施工参数的效果，需要通过一维管式模型建立化学降粘吞吐采油模型，基于化学降粘的物理模型对乳化降粘体系的配比进行性能评价，确定最佳施工参数。

通过上述模型研究，注入量公式为：其中a为试验系数，r为注入半径，单位为m；为油层的有效孔隙度，单位为％；h为油层厚度。由通过试验得到注入量，由注入量公式就可得到注入半径。

s4、根据乳化半径、不同储层的物性差异以及平面砂体的非均质情况，优化调整试验注入量，确定各目的层段的乳化降粘体系的实际注入量。

s5、根据油井及储层渗透率、地层吸收性以及乳化降粘体系的吸收性，优化调整试验排量，确定各目的层段的乳化降粘体系的实际排量。如图8所示，图8是图1中的步骤s5的具体流程示意图，以下是步骤s5的具体流程：

s51、对目的层进行参数测定结合测井资料，获取目的层评价参数。

s52、根据目的层评价参数、地层吸收性以及乳化降粘体系的吸收性，优化调整试验排量，计算最大实际排量。

s53、结合到地面设备的承压能力和目的层段，确定各目的层段的乳化降粘体系的实际排量。

目的层评价参数至少包括：储层有效渗透率、孔隙度、储层地层压力、储层厚度、岩力学性质和储层就地应力的垂向分布及水平主应力方位。特别的，因为目的层评价参数中的数据种类多且繁杂，我们需要对其进行一定的处理，由此对目的层评价参数中最重要的参数：对储层有效渗透率和孔隙度与其他参数做相关性分析，剔除掉弱相关的参数与数据，按相关性的大小做加权平均，得出具有代表性的目的层评价参数。

实际排量为最大实际排量的75％-85％。实际排量处于最小实际排量与最大实际排量之间，最小实际排量为最大实际排量的50％-65％之间，在最开始的前置液阶段是以最小实际排量注入前置液与乳化降粘体系的，维持一段时间之后，最小实际排量已不能满足扩展裂缝的需求，这时需要提高到实际排量方能达到之前的裂缝延伸速度，而实际排量一般要小于最大实际排量，就是考虑到地面设备的承压能力而流出一定的余量。

乳化降粘体系是与前置液一起注入目的层段。本发明采用在压裂液中加入乳化降粘体系并挤入油层提高压裂增产效果的压裂工艺，既不影响压裂加砂程序正常进行，又提高了压裂增产效果。

综上所述，本发明通过稠油组分分析得到组分分析结果，同时测定稠油的基本物性参数如粘度、密度、酸值以及元素分析，通过室内试验得出一定温度范围内的稠油粘度与温度的关系以及稠油的流变特性，基于稠油的基本物性参数、组分分析结果、稠油的粘度与温度的关系以及稠油的流变性，确定乳化降粘体系的初配比。接着，通过三个评价试验：配伍性试验、降粘效果试验以及乳化率试验，分别得出评价结果，依据评价结果来调整乳化降粘体系的初配比，得到乳化降粘体系的配比。而根据储层精细描述研究成果、井网井距条件以及储层相关参数，能得到目的层段的乳化半径。然后，通过室内岩心降粘的模拟试验来确定试验施工参数，以及通过建立化学吞吐的物理模型优化乳化降粘体系的配比。并通过实际参数来优化试验注入量，确定实际注入量，同时优化试验排量，确定实际排量。最后，根据实际排量、实际注入量以及预设的泵注程序，将不同量的乳化降粘体系注入相应的目的层段。

本发明中的乳化降粘体系的降粘率可达到98％以上，通过对稠油的重烃组分进行化学降解、分散作用，实现稠油粘度大幅度地降低，提高压裂增产效果。且通过本发明的一种提高压裂增产效果的压裂工艺，在不影响正常的压裂加砂程序下，还能使得稠油区块增产，本发明施工效果较好，可以广泛应用于稠油开采领域。

以上对本发明的具体实施例进行的描述只是为了说明本发明的技术路线和特点，其目的在于让本领域内的技术人员能够了解本发明的内容并据以实施，但本发明并不限于上述特定实施方式。凡是在本发明权利要求的范围内做出的各种变化或修饰，都应涵盖在本发明的保护范围内。