CN102127415A

CN102127415A - 低伤害超级胍胶压裂液

Info

Publication number: CN102127415A
Application number: CN2011100095987A
Authority: CN
Inventors: 张玉广; 王贤君; 肖丹凤; 张明慧; 韩松; 裴涛
Original assignee: Daqing Oilfield Co Ltd
Current assignee: Daqing Oilfield Co Ltd
Priority date: 2011-01-18
Filing date: 2011-01-18
Publication date: 2011-07-20

Abstract

本发明涉一种低伤害超级胍胶压裂液。该压裂液包括基液和交联液，基液和交联液按重量比为50:1；基液由增稠剂超级胍胶0.15～0.28%、助排剂0.20～0.25%、防乳化剂0.15～0.20%、复合型粘土稳定剂0.60～1.20%、植物胶稳定剂0.10～0.15%、pH值调节剂0.05～0.08%、消泡剂0.05～0.10%及余量水组成；交联液由交联剂有机硼酸盐6.0～10.0%、三元破胶剂0.15～0.25%及余量水组成。本发明增稠剂用量低、残渣含量低，耐温、耐剪切性能好，破胶彻底、滤失量降低，能够减小对储层和支撑剂裂缝伤害。

Description

低伤害超级胍胶压裂液

技术领域

本发明涉及油田化学应用领域，是一种降低对低渗透高含泥储层渗透率和裂缝导流能力伤害的低伤害超级胍胶压裂液。

背景技术

随着油田开发的日趋深入，越来越多的低渗透储层急需开发和利用。但由于低渗透油层的物性条件复杂，对于压裂液的敏感性强，压裂液对油层伤害大，因此有效控制和降低压裂液的伤害，进一步提高压裂措施效果，是低渗透油田开发的关键。大庆油田平均每年压裂液增稠剂用量约2000t，压裂过程中产生的残渣超过150t，降低增稠剂用量将减少进入地层的固相物质含量，可有效降低压裂液滤液和残渣对裂缝及储层的伤害。

发明内容

本发明的目的是提供一种降低对低渗透储层渗透率和裂缝导流能力伤害的低伤害超级胍胶压裂液，其增稠剂用量低、残渣含量低，耐温、耐剪切性能好，破胶彻底、滤失量降低，能够减小对储层和支撑剂裂缝伤害。针对低温油藏压裂需要，解决了压裂液低温破胶难题。针对中高温压裂液体系，有效解决了压裂液冻胶携砂粘度保持与快速破胶的矛盾。

本发明采用的技术方案是：该水基压裂液包括基液和交联液，基液和交联液按重量比为50:1；基液由增稠剂超级胍胶0.15～0.28%、助排剂0.20～0.25%、防乳化剂0.15～0.20%、复合型粘土稳定剂0.60～1.20%、植物胶稳定剂0.10～0.15%、PH值调节剂0.05～0.08%、消泡剂0.05～0.10%及余量水组成；交联液由交联剂有机硼酸盐6.0～10.0%、三元破胶剂0.15～0.25%及余量水组成，上述各组分按质量百分比配比，其中复合型粘土稳定剂由粘土稳定剂LDW和粘土稳定剂QD-10按重量比2:3组成，PH值调节剂由NaOH和Na₂CO₃按重量比4:1组成，三元破胶剂由K₂S₂O₈、Na₂S₂O₈及HNSCNH₂按重量比5:2:1组成。

本发明的增稠剂是一种应用最先进的工艺精细生产加工的天然胍胶，其特性黏数、Huggins相互作用参数与胍胶原粉值非常接近，表明其结构与胍胶原粉一致。超级胍胶的分子量是胍胶原粉的1.37倍，是羟丙基胍胶的1.62倍；而其接触浓度C*比羟丙基胍胶低1/3，相同用量下，超级胍胶的表观粘度是羟丙基胍胶的1.4～2.0倍，说明其增稠效率更高、破胶负载更小，形成整体网络所需要的浓度更低，性能更加优越。

本发明具有如下有益效果：本发明针对低渗透油层压裂改造的特点，开发了满足30～100℃低渗透储层压裂需要的低伤害的超级胍胶压裂液配方体系。通过对增稠剂超级胍胶的评价研究表明，该增稠剂水不溶物含量低、用量低，通过对其高分子结构进行表征、性能进行测定，研究了高分子微观分子结构，分析了超级胍胶速溶性、低水不溶物及低用量的特性原理。添加适用于超级胍胶成胶的交联剂，使该体系在增稠剂使用浓度较低的情况下即可满足压裂液携砂对冻胶性能的要求，与羟丙基胍胶压裂液相比较，不同温度配方增稠剂用量降低了50%，压裂液的残渣含量降低了45%，对储层岩心渗透率（＜100×10^-3μm²）伤害率降低22%，40MPa下对陶粒充填裂缝导流能力伤害率降低17%，显著降低了压裂液的综合伤害程度，有效保护了储层，提高了裂缝导流能力。下述的实施例1与现有的羟丙基胍胶压裂液性能对比见表1。采用本发明后可以明显改善压裂液性能，保证压裂施工成功率，有效提高单井压后产能。

90℃配方不同压裂液体系性能对比表1

附图说明：

图1是海拉尔油田贝中区块开发井压后产油量对比；

图2是海拉尔油田贝中区块开发井压后产液量对比；

图3是希50-52井现场压裂施工曲线；

图4是希56-56井现场压裂施工曲线。

具体实施方式：

实施例1：

(1)将助排剂QD-040.25%、防乳化剂PR-30210.20%、复合型粘土稳定剂1.2%、植物胶稳定剂ZW-Ⅲ0.1%、PH值调节剂0.06%、消泡剂LRX0.06%及余量的水配成溶液，在2000r/min高速搅拌下加入增稠剂超级胍胶0.28%配成基液；

(2) 将交联剂XJL-210.0%、破胶剂0.25%及余量的水配成交联液；

(3) 现场采用两组泵车同时将基液与交联液按重量比50:1的比例泵入压裂管汇进行压裂施工。

实施例2：

(1)将助排剂QD-040.2%、防乳化剂PR-30210.15%、复合型粘土稳定剂0.6%、植物胶稳定剂ZW-Ⅲ0.1%、PH值调节剂0.06%、消泡剂LRX0.05%及余量的水配成溶液，在2000r/min高速搅拌下加入增稠剂超级胍胶0.15%配成基液；

(2) 将交联剂XJL-2 6.0%、破胶剂0.2%及余量的水配成交联液；

上述实施例中的各组分按质量百分比计，其中复合型粘土稳定剂由粘土稳定剂LDW和粘土稳定剂QD-10按重量比2:3组成，PH值调节剂由NaOH和Na₂CO₃按重量比4:1组成，三元破胶剂由K₂S₂O₈、Na₂S₂O₈及HNSCNH₂按重量比5:2:1组成。

以在海拉尔油田贝中区块应用实例，应用实施例1配制的压裂液的15口开发井与应用常规羟丙基胍胶压裂液的12口开发井，对比施工情况及压后产量变化，结果见表2及图1及图2。对比两者施工效果，可知超级胍胶压裂液较常规羟丙基胍胶压裂液产液强度提高了16.5%，产油强度提高了14.8%。

海拉尔贝中区块开发井施工参数对比表2

典型90℃井分析：

以海拉尔盆地贝中区块希50-52井为例，该井压裂层位为N_1Ⅰ5～N_1Ⅰ1，储层深度为（2662.2～2695.3）m，储层温度为90℃，应用90℃超级胍胶压裂液配方进行压裂，超级胍胶压裂液用量为360m³，实际共加入陶粒64m³，施工时间100min，超级胍胶增稠剂用量为900kg，如采用羟丙基胍胶用量为1800kg，该井节约增稠剂50%，平均施工压力：55Mpa，施工排量：3.0 m³/min，最高砂比：43%，平均砂比：26.5%，停泵压力梯度：0.025 MPa/m，施工正常见图3。

典型60℃井分析：

以海拉尔盆地贝中区块希56-56井为例，该井压裂层位为N1Ⅰ4～N1Ⅰ2，储层深度为（1834.5～1854.2）m，储层温度为63℃，应用60℃超级胍胶压裂液配方进行压裂应用（实施例2配制的压裂液），超级胍胶压裂液用量为175m³，实际共加入陶粒18m³，施工时间61min，超级胍胶增稠剂用量为315kg，如采用羟丙基胍胶用量为620kg，该井节约增稠剂49%，平均施工压力：40Mpa，施工排量：5.0 m3/min，最高砂比：31%，平均砂比：18.5%，停泵压力梯度：0.022 MPa/m，施工正常见图4。

上述实施例中增稠剂超级胍胶SG购自天津安迪化工公司；助排剂QD-04购自大庆明航技术开发有限公司；防乳化剂PR-3021购自山东滨洲昱诚化工科技有限公司；粘土稳定剂LDW和粘土稳定剂QD-10购自大庆乘风多种经营实业公司；植物胶稳定剂ZW-Ⅲ购自东营江源化工有限公司；消泡剂LRX购自山东滨洲昱诚化工科技有限公司；交联剂XJL-2购自大庆华龙祥化工有限公司。

Claims

1. 一种水基压裂液，包括基液和交联液，基液和交联液按重量比为50:1；基液由增稠剂超级胍胶0.15～0.28%、助排剂0.20～0.25%、防乳化剂0.15～0.20%、复合型粘土稳定剂0.60～1.20%、植物胶稳定剂0.10～0.15%、PH值调节剂0.05～0.08%、消泡剂0.05～0.10%及余量水组成；交联液由交联剂有机硼酸盐6.0～10.0%、三元破胶剂0.15～0.25%及余量水组成，上述各组分按质量百分比配比，其中复合型粘土稳定剂由粘土稳定剂LDW和粘土稳定剂QD-10按重量比2:3组成，PH值调节剂由NaOH和Na₂CO₃按重量比4:1组成，三元破胶剂由K₂S₂O₈、Na₂S₂O₈及HNSCNH₂按重量比5:2:1组成。