CN102277151A

CN102277151A - 延缓交联降阻水基压裂液

Info

Publication number: CN102277151A
Application number: CN2011102246977A
Authority: CN
Inventors: 肖丹凤; 张宗雨; 王贤君; 韩松; 张玉广; 张明慧; 裴涛
Original assignee: Daqing Oilfield Co Ltd; China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Current assignee: Daqing Oilfield Co Ltd; China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Priority date: 2011-08-08
Filing date: 2011-08-08
Publication date: 2011-12-14

Abstract

本发明涉及一种用于低渗透储层压裂增产措施过程中高压力施工的延缓交联降阻水基压裂液。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使用；基液由羟丙基胍胶0.55～0.40%、抗润湿表活剂0.20～0.25%、防乳化破乳剂0.15～0.20%、防膨防迁移处理剂0.60～1.20%、杀菌剂0.10～0.15%、pH值调节剂0.05～0.08%、有机硅消泡剂0.05～0.10%及余量水组成；交联液由复合交联剂8.0～14.0%、破胶剂0.1～0.2%及余量水组成。本发明增稠剂用量及压裂液残渣含量大幅度降低，能够减小对储层和支撑剂裂缝伤害，提高压裂措施效果。

Description

延缓交联降阻水基压裂液

技术领域

本发明涉及油田化学应用领域，是一种针对低渗透埋藏深、高施工压力储层压裂增产施工应用的延缓交联降阻水基压裂液。

背景技术

大庆油田海塔盆地是今后实现油田稳产的主要潜力区，其中南屯组储层探明储量为1.39亿吨，占海拉尔盆地储量的1/3，随着海拉尔盆地勘探的深入，改造难度加大，储层深度2005年的平均1850m，2007年加深到平均2530m，压裂成功率仅为77.6%，影响了储层评价和油田开发

由于储层埋藏深、岩石类型多，岩性复杂，泥质含量高和非均质性差，给压裂改造带来了极大的困难，经常导致低砂比时砂堵，甚至出现压不开的情况，施工成功率低、改造强度低的矛盾越来越突出，措施效果不理想。统计2007年深部南屯组储层施工49层，其中11个层压裂失败，施工成功率77.6%。深部南屯组储层压裂施工成功率低的问题影响了储层评价与开发效果，已成为当前海塔盆地增产改造的主要矛盾之一。

现场压裂施工过程中，一般不希望压裂液发生过快交联。这是因为交联过快，将可能导致以下几种情况的发生：(1) 压裂液交联过快，在井筒中的高剪切区会导致增稠剂分子链的机械降解； (2) 压裂液交联过快会使施工沿程摩阻增加；(3) 交联过快会使交联剂在基液中分散不均匀导致部分增稠剂分子过分交联，部分增稠剂分子交联较差，从而使压裂液的耐温性下降，影响整体携砂性能。

发明内容

针对深部南屯储层埋深大（大部分储层埋藏深度大于2500m）、压裂施工压力高在设备额定压力下导致低砂比砂堵或压不开等问题。本发明提供一种应用延缓交联降阻水基压裂液，从而降低了施工压力，提高施工成功率。

本发明所采用的技术方案是：该延缓交联降阻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使用；基液由羟丙基胍胶0.40～0.55%、抗润湿表活剂十二烷基磺酸钠0.15～0.20%、防乳化破乳剂0.15～0.20% 、防膨防迁移处理剂0.60～1.20%、杀菌剂0.10～0.15%、PH值调节剂0.08～0.10%、有机硅消泡剂0.06～0.10%及余量水组成；交联液由复合型延缓交联剂8.0～14.0%、破胶剂0.1～0.2%及余量水组成，上述各组分按质量百分比配比，其中复合型延缓交联剂由有机硼、低聚多糖和山梨糖醇按重量比4:1:1组成，PH值调节剂由NaOH和Na₂CO₃按重量比4:1组成，破胶剂由K₂S₂O₈、Na₂S₂O₈按重量比3:2组成。上述方案中：有机硼分子式 B(HO)₄

Figure 2011102246977100002DEST_PATH_IMAGE004

低聚多糖：分子式 CH₂OH-C₅H₅(OH)₃O-[O-C₅H₅(OH)₂O]_p-O-C₅H₅(OH)₃O-CH₂OH

Figure 2011102246977100002DEST_PATH_IMAGE006

山梨糖醇：分子式 C₆H₁₄O₆

本发明通过制备复合型延缓交联剂，利用pH值及温度来控制交联剂释放，有效控制了压裂液中胍胶的交联时间，由此降低了压裂施工的沿程管路摩阻，改善了压裂液中交联网络的结构和流变性，提高了压裂液在储层中降滤失性能，成功解决了大庆海拉尔油田南屯组深度埋藏高泥质及和非均质储层的压裂改造成功率低的问题，现场施工成功率基本达到了百分之九十六以上。该压裂液体系的技术关键是以硼砂为基本原料，合成了一种新型可控延缓的有机硼交联剂，这种交联剂和植物胶类增稠剂的交联速度可以根据施工时间要求，通过使用浓度、pH值和温度进行精准的控制来满足不同深度储层需求，同时交联冻胶的耐温耐剪切性能优越。通过优化压裂液延缓交联时间，控制压裂液成胶速度，以满足不同井深施工时压裂液在井筒的2/3阶段开始成胶，压裂液在过炮眼后裂缝中黏度达到最大，以减少施工时因压裂液冻胶在管线和井筒产生的摩阻，从而降低施工压力，提高施工排量和井底压力，提高裂缝延伸能力；同时又可保证携砂液在通过炮眼时保持良好的成胶状态，压裂液黏度在缝内提高，降低了缝内滤失，增加缝宽，也防止支撑剂于近井地带及缝内脱砂沉积造成砂堵，从而提高施工成功率及改造效果。

上述方案中增稠剂采用羟丙基胍胶，采用具有延缓功能的交联剂，是以硼砂为基本原料合成的一种新型有机硼延缓交联剂，通过引入强络合性能的大分子络合剂来提高与增稠剂交联点的强度从而提高交联液的耐温性能，而具有弱络合能力的小分子络合剂可以使交联剂具有延缓的功能。这种交联剂与胍胶类增稠剂的交联速度可以通过pH值和温度以及使用浓度进行很好的控制，同时交联冻胶的耐温耐剪切性能优越。在升温过程中，随着硼离子不断被释放，参与交联的硼离子逐渐增加，压裂液剪切粘度逐渐增加。根据目的层温度，通过优化压裂液延缓交联时间，控制压裂液成胶速度，以满足不同井深施工时压裂液在井筒的2/3阶段开始成胶，压裂液在过炮眼后裂缝中黏度达到最大，达到最好携砂性能。

本发明具有如下有益效果：油田部分储层埋藏深、温度高、非均质性差和泥质含量高，压裂施工压力高，给压裂改造带来了极大的困难，经常导致低砂比时砂堵，甚至出现压不开的情况，施工成功率仅为百分之八十左右。通过制备复合型延缓交联剂，利用pH值来控制交联剂释放，有效控制了压裂液中瓜儿胶的交联时间，改善了压裂液中交联网络的结构和流变性，由此降低了压裂液施工过程中的沿程管路摩阻，并提高了压裂液在储层中降滤失性能，成功解决了海拉尔油田深度埋藏复杂岩性储层的压裂改造成功率低的问题，现场施工成功率达到了百分之九十六以上。

附图说明：

图1 采用常规压裂液希58-56井地面压力与井底压力施曲线；

图2 采用低摩阻压裂液希54-56井地面压力与井底压力施工曲线。

具体实施方式：

针对海拉尔深部南屯组90～140℃储层，确定了压裂液配方增稠剂及交联剂使用浓度、基液pH值、交联比，进一步优化了延缓交联时间，完善了压裂液性能，测定结果见表1。（实验用压裂液配比：(1) 基液：抗润湿表活剂:防乳化剂:防膨防迁移处理剂:杀菌剂:pH调节剂:消泡剂:水:增稠剂羟丙基胍胶=0.25%:0.2%:1.2%:0.15%:0.08%:0.1%:97.52%:0.50～0.65%。 (2) 将延缓交联剂、破胶剂、水配成水溶液，配方按其重量比为：延缓交联剂: 破胶剂:水=9.0～13%:0.1%:91.9%。 (3)将基液:交联液按质量比50:1混合。）

可控延缓交联压裂液体系配方表1

储层温度（℃）	90	100	110	120	130	140
							增稠剂使用浓度（%）	0.5	0.55	0.55	0.6	0.6	0.65
基液pH值	9	10	10	11	12	12
							交联剂适用浓度（%）	9	10	10	12	12	13
交联比	50:1	50:1	50:1	70:1	70:1	70:1
							完全交联时间（s）	185	210	230	250	270	290
基液表观黏度（mPa·s）	59.8	78.5	80.2	105.0	106.5	123.0

评价了90～140℃压裂液配方的耐温、耐剪切性能，结果见表2。初始黏度是基液开始进一步增稠或交联5～10s内的黏度变化范围。它代表压裂液在混砂罐内的携砂黏度，也反映压裂液延缓交联或增稠的性能。压裂液的初始黏度一搬控制在50～150 mPa.s。实验用压裂液配方见实施例1。

不同温度可控延缓交联压裂液耐温耐剪切性能表2

实施例1：采用抗润湿表活剂、防乳化剂、防膨防迁移处理剂、杀菌剂、PH值调节剂、消泡剂、水配成溶液，在1500～2000r/min高速搅拌下加入增稠剂羟丙基胍胶配成基液，其特征是配方按其重量比为：

(1) 基液：增稠剂羟丙基胍胶:抗润湿表活剂:防乳化剂:防膨防迁移处理剂:杀菌剂:pH调节剂:消泡剂:水=0.50%:0.25%:0.2%:1.2%:0.15%:0.08%:0.1%:97.52%。

(2) 将延缓交联剂、破胶剂、水配成水溶液，配方按其重量比为：延缓交联剂: 破胶剂:水=8.0%:0.1%:91.9%。

(3) 现场采用两组泵车同时将基液:交联液=50:1泵入压裂管汇进行压裂施工。

实施例2：采用抗润湿表活剂、防乳化剂、防膨防迁移处理剂、杀菌剂、PH值调节剂、消泡剂、水配成溶液，在1500～2000r/min高速搅拌下加入增稠剂羟丙基胍胶配成基液，其特征是配方按其重量比为：

(1) 基液：增稠剂羟丙基胍胶:抗润湿表活剂:防乳化剂:防膨防迁移处理剂:杀菌剂:pH调节剂:消泡剂:水=0.50%:0.2%:0.15%:0.6%:0.1%:0.05%:0.05%:98.35%。

(2) 将交联剂、破胶剂、水配成水溶液，其特征是配方按其重量比为：延缓交联剂:破胶剂:水=12.0%:0.2%:87.8%。

在海拉尔油田南屯组储层现场试验应用52口井89层，平均深度为2634.9m，施工参数及效果见表3，对比2007和2008年度常规水基压裂液施工参数及效果。从表3可以看出，利用延缓交联压裂技术，施工成功率有着大幅度的提高，达到了96.6%。不仅如此，使用延缓交联压裂液，在不改变砂比和加砂强度条件下，油井的产液量有较大幅度的提高。

现场应用效果表表3

典型井分析：

对比了海拉尔深部南屯组储层物性相近的两口井，采用延缓交联压裂液和不延缓压裂液现场施工情况，从希54-56井和希58-56井施工曲线及井下压力计测试结果对比可知，图1,2，希58-56井压裂层段中深2641.2m ，温度90℃，管柱摩阻5.7MPa/1000m；希54-56井压裂层段中深2650.3m，管柱摩阻3.72MPa/1000m ，延缓交联压裂液比普通水基压裂液井筒摩阻降低5.2MPa，可有效降低地面施工压力，提高施工成功率。

希58-56井与希54-56井现场施工及测试参数对比表 4

同时，延缓交联压裂液滤失较低，可提高压裂液效率，保证裂缝的开启宽度，并避免发生低砂比阶段由于压裂液滤失形成实际高砂比导致砂堵的现象。对比希54-56井和希58-56井，低摩阻低滤失压裂液平均砂比为20.0%，加砂强度为1.54m3/m，普通水基压裂液平均砂比16.7%，加砂强度为1.19m3/m，施工效果好。

上述实施例中增稠剂羟丙基胍胶（HPG）购自中国石油昆山公司；防乳化破乳剂(TR-2031)购自大庆万通化工科技有限公司；防膨防迁移处理剂(A69-1)购自大庆乘风多种经营实业公司；杀菌剂SJ-112购自大连银丰化工科技有限公司；有机硅消泡剂LRX-2购自山东滨洲昱诚化工科技有限公司。

Claims

1.一种延缓交联降阻水基压裂液，包括基液和交联液，基液和交联液按重量比50:1混合；基液由羟丙基胍胶0.40～0.55%、抗润湿表活剂十二烷基磺酸钠0.15～0.20%、防乳化破乳剂0.15～0.20% 、防膨防迁移处理剂0.60～1.20%、杀菌剂0.10～0.15%、PH值调节剂0.08～0.10%、有机硅消泡剂0.06～0.10%及余量水组成；交联液由复合型延缓交联剂8.0～14.0%、破胶剂0.1～0.2%及余量水组成，上述各组分按质量百分比配比，其中复合型延缓交联剂由有机硼、低聚多糖和山梨糖醇按重量比4:1:1组成，PH值调节剂由NaOH和Na₂CO₃按重量比4:1组成，破胶剂由K₂S₂O₈、Na₂S₂O₈按重量比3:2组成。

2.根据权利要求1所述的延缓交联降阻水基压裂液，其特征在于：有机硼的分子式为B(HO)₄； SHAPE \* MERGEFORMAT 低聚多糖的分子式为CH₂OH-C₅H₅(OH)₃O-[O-C₅H₅(OH)₂O]_p-O-C₅H₅(OH)₃O-CH₂OH；山梨糖醇的分子式为C₆H₁₄O₆。