CN103602330B

CN103602330B - 一种用于页岩体积压裂的纤维复合清水压裂液

Info

Publication number: CN103602330B
Application number: CN201310659844.2A
Authority: CN
Inventors: 郭天魁; 曲占庆; 龚迪光; 田宇; 杨阳; 王冰; 李小龙; 黄德胜
Original assignee: China University of Petroleum East China
Current assignee: China University of Petroleum East China
Priority date: 2013-12-09
Filing date: 2013-12-09
Publication date: 2016-04-27
Anticipated expiration: 2033-12-09
Also published as: CN103602330A

Abstract

本发明涉及一种用于页岩储层体积压裂的纤维复合清水压裂液。其中清水压裂液各组分的重量百分比为：减阻剂：0.1%；防膨剂：1%；长效粘土稳定剂：1%；复配杀菌剂：0.06%；阻垢剂：0.005%；表面活性剂：0.3%；其余为水。纤维为纳米SiO₂复合纤维，具有良好的热力学和化学稳定性，纤维浓度（纤维与支撑剂的质量比）：0.5%-1%。本发明的清水压裂液体系配方完整、摩阻低，具有良好的防膨和粘土稳定效果、灭菌及抑菌效果、阻垢性能和助排效果，表、界面张力低，可有效保护页岩储层。纤维的加入显著提高了清水压裂液的悬砂性能，有效降低了清水压裂液的管柱摩阻，并能防止支撑剂回流，特别适合于页岩储层的体积压裂开发。

Description

一种用于页岩体积压裂的纤维复合清水压裂液

技术领域

本发明是关于页岩气储层体积压裂增产技术，特别是关于一种用于页岩体积压裂的纤维复合清水压裂液技术。

背景技术

目前，世界常规油气资源可采量逐年递减，而油气资源需求量日益增长，非常规天然气占据能源供应的比重越来越大，而页岩气在非常规天然气资源中占据重要位置。美国在页岩气资源的勘探开发技术和产量方面居于世界领先地位，2012年美国页岩气年产量已达2653×10⁸m³左右，占其天然气总产量的37%，超过中国的常规天然气年总产量。我国页岩气储量非常大，但开发刚刚起步，尚未进入大规模高效开发阶段，有效开发页岩气成为了解决国家能源困局、调整能源结构、促进节能减排、拓展低碳能源的一个重要方面。

同常规砂岩相比，页岩气藏为低孔低渗储层，天然裂缝和层理发育，水力压裂技术是获得有效产能的必要手段，通常需要水平井分段改造加大规模清水（滑溜水）压裂，在页岩气藏现场压裂施工中，微震监测结果表明压后裂缝以大规模的网状形式存在，即所谓的“体积压裂”或“缝网压裂”。

体积压裂指在页岩储层中实施水力压裂时，水力主裂缝延伸过程中，应力场的变化和流体的渗入，导致天然裂缝扩张剪切滑移，从而在脆性页岩中形成人工裂缝和天然裂缝交织的裂缝网络，增加了裂缝改造体积，裂缝形态从常规砂岩储层简单的双翼平面缝转变为大规模的裂缝带，为低孔、低渗的页岩储层创造了气体易流通的裂缝网，从而提高了页岩储层的初始产量和最终采收率。体积压裂技术是页岩气实现商业开发的首要技术，该技术对于致密砂岩气等其他非常规气藏的开发同样具有重要的借鉴意义。

目前，清水压裂液以及清水与线性胶交替注入的混合压裂液是页岩气藏压裂改造中最主要的处理液。一般来讲，清水压裂液体系中96%～99%都是水，化学添加剂的含量一般都不超过3%，所以成本较低，由聚合物引起的地层伤害也较小，又由于这种压裂液粘度很低（约1～10mPa·s），能够高速泵入，所以能够产生复杂缝网，获得较大储层改造体积（SRV），实现体积压裂。目前，在页岩气水平井多级压裂中的施工规模都在4000m³～20000m³之间，一般都在10000m³以上；而泵注流速也会高达19～24m³/min。

清水压裂液中清水含量一般为98%左右，其余为一些无机盐、小分子聚合物和微量的高分子聚合物。与常规的交联冻胶相比，清水压裂液体系除没有稠化剂与交联剂这些造成储层伤害的主要添加剂外，其他的各种功能型添加剂一般都是需要的。清水压裂液体系最主要的添加剂是减阻剂，除此之外还有防膨剂、粘土稳定剂、阻垢剂、杀菌剂、助排剂以及破胶剂等。

目前，我国页岩气井压裂基本使用清水压裂液体系，但经常出现伤害地层，与地层配伍性不好的问题。原因之一是，没有针对性地直接使用国外压裂液，我国储层既包含丰富的海相页岩气，也包含大量的陆相和海陆过渡相页岩气区块，不同区域页岩物性差别较大，且通常粘土矿物含量较高（>35%），导致出现不良效果。第二个原因是，由于我国页岩气的开发刚刚起步，对于页岩气藏的研究评价系统还没有完全建立，许多评价常规油气藏的指标已经不能适用于该类气藏，国外针对页岩气藏压裂设计中的一些室内实验与国内常用的常规评价标准有很大的差异。国内很多按照常规油气藏评价指标或检测方法获得的清水压裂液配方效果依然不理想。总体来说，国外的评价方式更加有针对性和实际应用价值，而国内需要积极学习这些先进思路并不断创新，形成适用于国内开发现状的实验评价模式。因此，清水压裂液的研制需要积极的引入国外先进技术经验和设计思路，结合目前国内的实际条件，来建立一整套适用于国内页岩气藏开发的技术路线，而且必须遵循区域页岩储层的地质特征，要保证与地层配伍、尽量减小对地层的伤害，以及具有较强的单剂作用能力和良好的配伍性。

另一个需要关注的问题是，由于清水压裂液粘度低，因此携砂能力弱，通常采用提高施工排量（>12m³/min）的措施来提高携砂能力，但高排量施工不仅对地面压裂车组提出高标准，同时也增大了管柱摩阻，造成设备功率的极大浪费，而且也影响着缝网扩展的体积大小。因此，提高清水压裂液的悬砂效果也成为关注的热点问题。

因此，需要采用更加有针对性和实际应用价值的评价方法，开发一种用于我国页岩储层体积压裂，且具有良好携砂效果的清水压裂液体系。

发明内容

本发明要解决的技术问题在于，针对现有技术的上述缺陷，提供一种用于页岩体积压裂的纤维复合清水压裂液。在清水压裂液各添加剂评价中，都尽量采用目前国内外最常用的工艺在尽量贴近实际施工及地层环境的条件下进行评价，该体系配方完整、摩阻低，具有良好的防膨和粘土稳定效果、灭菌及抑菌效果、阻垢性能和助排效果，表、界面张力低，可有效保护页岩储层，而且由于纳米SiO₂复合纤维的加入，显著提高了清水压裂液的悬砂性能，有效降低了清水压裂液的管柱摩阻，并能防止支撑剂回流，特别适合于我国页岩储层的体积压裂开发。

本发明是通过采用下述技术方案实现的：

一种用于页岩体积压裂的纤维复合清水压裂液，其特征在于，所述清水压裂液，按重量百分比计包括：减阻剂，0.1%；防膨剂，1%；长效粘土稳定剂，1%；杀菌剂，0.06%；阻垢剂，0.005%；表面活性剂，0.3%；余量为水。所述纤维为纳米SiO2复合纤维。

所述减阻剂为阴离子类聚丙烯酰胺减阻剂产品XT-65B，分子量约1000万，有效成分35%。在高剪切速率下，具有相对稳定的减阻能力，而且当剪切速率增加到最大值后再依次减小，重新测试减阻效果实验中，该产品减阻效果损失最小。

所述防膨剂为KCl，根据防膨率测试结果与毛管力吸上时间测试结果综合分析，该产品不仅防膨效果较好，而且使用更加广泛，价格更加低廉。

所述长效粘土稳定剂为CS-2，该产品是通过用含有不同粘土稳定剂的溶液通入混有页岩岩粉颗粒的填砂管，比较通入前后渗透率的变化优选出的，具有良好的防止粘土颗粒运移造成渗透率伤害的能力，而且与防膨剂KCl的综合效果评价中，渗透率伤害最小。

所述杀菌剂为戊二醛/ADBAC复配杀菌剂，其中戊二醛占85%，ADBAC占15%。ADBAC为十二烷基二甲基苄基氯化铵。为了评价不同杀菌剂的灭菌效果，采用了行业标准推荐的绝迹稀释法，考察杀菌剂在不同作用时间下（1小时和4小时）的杀菌效果及杀菌速率。同时，考虑到在实际地层中，会有地层细菌不断进入裂缝或其他流动通道中，因此较好的杀菌剂应该既能快速的灭菌，又能持久高效的抑制细菌繁殖生长。所以，在实验中，对杀菌效果较好的配方进行抑菌能力测试，即在经过3周的灭菌实验后，再重新植入细菌，重新评价其杀菌效果。所有灭菌和抑菌实验均采用二次重复法，即有一组平行实验。最后综合灭菌及抑菌效果，选定最优的杀菌剂配方。优选的配方不仅灭菌及抑菌效果好，而且与阴离子型减阻剂XT-65B配伍性良好。

所述阻垢剂为XT-97（有机磷酸）。采用浊度曲线的方法来评价阻垢剂，50ppm的XT-97阻垢率为86.67%。

所述表面活性剂作为助排剂，为非离子型碳氟表面活性剂SF-2，助排率达到了92.87%。表面活性剂有在支撑剂层和地层吸附的可能，从而有效成分减少。因此，有必要对表活性剂的吸附性进行评价，0.3%SF-2吸附前后表面张力分别为21.18mN/m和23.43mN/m，界面张力分别为0.68mN/m和0.94mN/m。上述原料市场均有销售。

所述纳米SiO₂复合纤维以PP-g-MAH为相容剂，是通过将PP、PET、纳米SiO₂经熔融共混所得的母粒纺丝制得的。具有以下性能参数：

①纤维抗拉强度≥800Mpa，弹性模量≥6000Mpa，断裂延伸率为35%-40%；

②纤维的密度为0.96g/cm³；

③纤维直径为25μm；

④纤维长度为6mm-12mm；

⑤纤维亲水憎油。

该纤维的热稳定性得到增强，热变形温度大幅度提高，200℃时性能基本无变化；纳米粒子的加入增强了表面能，使得纤维与岩石颗粒或支撑剂间的吸附力变强，更加有利于稳定支撑剂；此纤维具有良好的化学稳定性，在5%的盐酸、pH值为9的碱液、矿化度0.2g/L的盐水中的抗溶蚀率都在99.1%以上，因而抗酸、碱、盐腐蚀能力强，能够满足防砂用纤维的要求；纤维与支撑剂的复合体与单纯支撑剂相比，抗压强度提高了32.5%，所用纤维的浓度，即纤维与支撑剂的质量比应控制在0.5%-1%之间；纤维经表面改性后，在清水压裂液中，不仅分散速度快，而且分散效果好。

本发明与现有技术相比具有如下优点：

（1）在清水压裂液各添加剂评价中，都尽量采用目前国内外最常用的工艺在尽量贴近实际施工及地层环境的条件下进行评价。为评价高速剪切下的减阻剂性能，设计出了适合于高剪切速率下减阻剂性能评价的环流摩阻流动装置；为了评价防膨剂，采用了国内最常用的防膨率测试以及国外最常用的毛管力吸上时间测试两种方法，进行了分析对比；为了采用浊度法评价阻垢剂，设计出了能够与行业标准中用滴定法测定阻垢率指标相一致的计算方法，并且将结垢后碳酸钙颗粒的粒径与支撑剂层孔吼尺寸做对比来判断其伤害情况；在评价杀菌剂时，不仅考虑到了不同杀菌剂的灭菌能力，还同时评价了其抑菌能力；表面活性剂评价重点关注了其可能因为吸附在支撑剂层和地层中而导致的有效成分减少的情况。

（2）清水压裂液体系配方完整、摩阻低，具有良好的防膨和粘土稳定效果、灭菌及抑菌效果、阻垢性能和助排效果，表、界面张力低，可有效保护页岩储层，也可重复利用。

（3）清水压裂液体系中，所使用的纤维为纳米SiO₂复合纤维，具有良好的热力学和化学稳定性，在清水压裂液中，不仅分散速度快，而且分散效果好。其加入显著提高了清水压裂液的悬砂性能，浓度为0.7%的纤维加入后，支撑剂90min的沉降率只有47%；有效降低了清水压裂液的管柱摩阻，浓度为0.8%纤维的加入，将清水压裂液的摩阻降低24%，并能有效防止支撑剂回流，特别适合于我国页岩储层的体积压裂开发。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍。在附图中：

图1为不同浓度纤维加入后，纤维复合清水压裂液的摩阻曲线；

图2为支撑剂在不同浓度纤维的清水压裂液中的沉降率曲线。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合附图对本发明实施例做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

实施例

一种用于页岩体积压裂的纤维复合清水压裂液配方中，所述清水压裂液，按重量百分比计包括：减阻剂，0.1%；防膨剂，1%；长效粘土稳定剂，1%；杀菌剂，0.06%；阻垢剂，0.005%；表面活性剂，0.3%；余量为水。所述纤维为纳米SiO₂复合纤维。

配制工艺过程为：取975.35克水置于无菌混调器中，依次加入减阻剂（阴离子类聚丙烯酰胺减阻剂产品XT-65B，分子量约1000万，有效成分35%）1克，长效粘土稳定剂（CS-2）10克，防膨剂（KCl）10克，阻垢剂（有机磷酸XT-97）0.05克，复配杀菌剂（戊二醛0.51克，十二烷基二甲基苄基氯化铵0.09克）0.6克，搅拌1分钟后，再加入表面活性剂（助排剂非离子型碳氟表面活性剂SF-2）3克，搅拌30秒后制成清水压裂液。测试该清水压裂液的减阻效果，实验以剪切速率为对比标准来模拟不同剪切速率下的减阻剂效果，测其减阻结果如图1所示，由结果可知，清水压裂液体系相比清水，相同剪切速率下，管线摩阻降低了50%左右。该体系减阻效果比较稳定，配伍性较好。

利用压裂充填防砂模型（专利号：ZL201010610120.5），基于纤维防支撑剂回流效果，优化纤维的长度，在满足防回流要求条件下，纤维长度越短越好，纤维过长，易堵塞孔眼，堆积在管线弯道处或缠绕在井下流量计上，影响施工的正常进行，优化的最优纤维长度为6-12mm。进而基于防回流效果，优化的最优纤维浓度为0.5%-1%。

不同纤维对导流能力的影响规律并不一致，针对此纳米复合纤维，开展不同浓度纤维对支撑剂导流能力的影响测试，实验结果表明：低闭合压力下（<20MPa），纳米复合纤维可提升裂缝导流能力。最优纤维浓度大约是0.7%，超过此值，随闭合压力的增加，导流能力急剧下降。建议高闭合压力下，纤维浓度控制在1%以内，使得导流能力损失不超过16%。

如果设计在1500ml量筒内，加入上述配置的清水压裂液1000克，按照20%砂比，加入密度为1.6g/cm³的carbo-lite40/60目陶粒支撑剂320克，则纤维浓度（纤维与支撑剂的质量比）为0.5%时，应加入1.6克。因此首先在1000克的清水压裂液中，加入1.6克的纳米SiO₂复合纤维，之后再加入支撑剂，测试不同时间下，支撑剂在0.5%纤维复合清水压裂液中的沉降率，测试结果如图2所示。由图可知，0.5%纤维的加入，使支撑剂在清水压裂液中的沉降率在90分钟时，减小了28%。

配置0.5%纤维浓度的纤维复合清水压裂液，测试其减阻效果，如图1所示，0.5%纤维的加入，使清水压裂液的管流摩阻平均减小了15%。

本发明的有益效果在于：在清水压裂液各添加剂评价中，都尽量采用目前国内外最常用的工艺在尽量贴近实际施工及地层环境的条件下进行评价。清水压裂液体系配方完整、摩阻低，具有良好的防膨和粘土稳定效果、灭菌及抑菌效果、阻垢性能和助排效果，表、界面张力低，可有效保护页岩储层，也可重复利用。所使用的纤维为纳米SiO₂复合纤维，具有良好的热力学和化学稳定性，在清水压裂液中，不仅分散速度快，而且分散效果好。其加入显著提高了清水压裂液的悬砂性能，有效降低了清水压裂液的管柱摩阻，并能有效防止支撑剂回流，特别适合于我国页岩储层的体积压裂开发。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims

1.一种用于页岩体积压裂的纤维复合清水压裂液，其特征在于，所述清水压裂液，按重量百分比计包括：减阻剂，0.1％；防膨剂，1％；长效粘土稳定剂，1％；复配杀菌剂，0.06％；阻垢剂，0.005％；表面活性剂，0.3％；余量为水，所述纤维为纳米SiO₂复合纤维；所述减阻剂为阴离子类聚丙烯酰胺减阻剂产品XT-65B，分子量约1000万，有效成分35％；所述防膨剂为KCl；所述长效粘土稳定剂为CS-2；所述杀菌剂为戊二醛/十二烷基二甲基苄基氯化铵ADBAC复配杀菌剂，其中戊二醛占85％，十二烷基二甲基苄基氯化铵ADBAC占15％；所述表面活性剂作为助排剂，为非离子型碳氟表面活性剂SF-2；

所述纳米SiO₂复合纤维以PP-g-MAH为相容剂，是通过将PP、PET、纳米SiO₂经熔融共混所得的母粒纺丝制得的，具有以下性能参数：

①纤维抗拉强度≥800Mpa，弹性模量≥6000Mpa，断裂延伸率为35％-40％；

②纤维的密度为0.96g/cm³；

③纤维直径为25μm；

④纤维长度为6mm-12mm；

⑤纤维亲水憎油；

所述阻垢剂为有机磷酸XT-97；所用纤维的浓度，即纤维与支撑剂的质量比控制在0.5％-1％之间。