[发明专利]用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑压裂液体系

说明书

本公开公开了用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑压裂液体系，所述自支撑压裂液体系包括互不相溶的主裂缝段自支撑压裂液与主裂缝段通道压裂液，所述主裂缝段自支撑压裂液包括以下组分：10～50份的三烯丙基异氰脲酸酯、40～90份的苯乙烯、10～20份的二氨基二苯砜、10～50份的环氧树脂、1～10份表面活性剂、50～500份的溶剂；所述主裂缝段通道压裂液为含有胍胶的压裂液。本公开可以大幅提高体积压裂的主裂缝段裂缝的导流能力，杜绝砂堵风险。

技术领域

本公开属于油田开发技术领域，特别涉及一种用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑压裂液体系。

背景技术

油气田的增产可以通过压裂液注入储层重新造缝来实现，即利用地面高压泵组，以大大高于地层吸收能力的注入速度(排量)，向储层挤注具有一定粘度的液体(压裂液)，以使得井筒内压力逐渐增高。当压力增高到大于储层破裂压力时，储层就会形成一条或多条主裂缝。而主裂缝的形成为储层中提供油气渗流的主高速通道，所以，提高主裂缝的导流能力可以降低油气向近井地带流动时的渗流阻力，提高此压裂段的总产能，进而提高总油井的总产能。

相关技术中，主裂缝段所用到的压裂液主要为水基压裂液，一般包括：植物胶压裂液、活性水压裂液以及聚合物压裂液等。其中植物胶压裂液为添加植物胶(例如胍胶)增稠的压裂液，同时携带中等粒径与大粒径的陶粒、石英砂等作为固相支撑剂。

然而，在采用上述胍胶压裂液时，当压裂液在储层内进行运移，由于固相支撑剂会随着压裂液的运移而发生沉降，使得远端主裂缝中存在的固相支撑剂少于近井地带中存在的固相支撑剂，导致远端主裂缝的导流能力明显低于近井地带的导流能力。另外，因为固相支撑剂的沉降作用，也会造成砂堵现象。归纳起来，胍胶压裂液体系主要存在以下技术问题：

(1)支撑剂的铺置问题

由于支撑剂的密度远高于陶粒，在裂缝内的运移沉降后，最终在裂缝底部形成近井地带高，随着裂缝的延长砂堤高度逐渐降低的非均匀铺砂形态。因此，远端裂缝的导流能力明显低于近井地带的导流能力。

(2)压裂液的伤害问题

对于胍胶压裂液体系，由于携带高砂比、大粒径、高密度的陶粒的要求，因此必须通过增加胍胶、交联剂与破胶剂浓度，以避免砂堵，然而对储层的伤害也将同时发生。对于高温深井来说，为应对高温对压裂液粘度的影响，将进一步提高药剂浓度，造成的伤害将进一步提高。

(3)潜在的砂堵风险

井筒内砂堵为压裂施工过程中最为严重的事故之一，发生砂堵后将扰乱正常施工流程、破坏地层渗流情况、严重浪费压裂材料，导致失败。因面对主裂缝段高导流能力裂缝的设计要求，因此加砂风险明显增加。

(4)加入固体支撑剂会明显加快施工设备的损坏

以大液量、大排量、高泵压长时间注入固体支撑剂对井筒与生产与作业管线存在明显的冲蚀作用，导致设备的提前破坏并可能引发施工事故，不但提高作业成本，并且降低了施工效率，增加了施工风险。

发明内容

本公开实施例提供了一种用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑压裂液体系，可以大幅提高体积压裂的主裂缝段裂缝的导流能力、杜绝砂堵风险。所述技术方案如下：

本公开实施例提供了一种用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑压裂液体系，该自支撑压裂液体系包括互不相溶的主裂缝段自支撑压裂液与主裂缝段通道压裂液；

所述主裂缝段自支撑压裂液包括以下组分：10～50份的三烯丙基异氰脲酸酯、40～90份的苯乙烯、10～20份的二氨基二苯砜、10～50份的环氧树脂、1～10份表面活性剂、50～500份的溶剂；

所述主裂缝段通道压裂液为含有胍胶的压裂液。