CN103865513A - 一种表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液及其制备方法与应用 - Google Patents
一种表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液及其制备方法与应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103865513A CN103865513A CN201410090524.4A CN201410090524A CN103865513A CN 103865513 A CN103865513 A CN 103865513A CN 201410090524 A CN201410090524 A CN 201410090524A CN 103865513 A CN103865513 A CN 103865513A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- shale
- tensio
- active agent
- priming
- self
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 35
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title abstract description 7
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 title abstract description 6
- 239000002131 composite material Substances 0.000 title abstract 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 39
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims description 72
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 46
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 27
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 16
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 14
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 13
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 claims description 7
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 7
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 claims description 7
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 7
- WCTAGTRAWPDFQO-UHFFFAOYSA-K trisodium;hydrogen carbonate;carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].OC([O-])=O.[O-]C([O-])=O WCTAGTRAWPDFQO-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 7
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- -1 polyoxyethylene nonylphenol Polymers 0.000 claims description 6
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 claims description 6
- 101710171220 30S ribosomal protein S12 Proteins 0.000 claims description 5
- NVIFVTYDZMXWGX-UHFFFAOYSA-N sodium metaborate Chemical compound [Na+].[O-]B=O NVIFVTYDZMXWGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical class [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 claims description 4
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 claims description 4
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 claims description 4
- RNMDNPCBIKJCQP-UHFFFAOYSA-N 5-nonyl-7-oxabicyclo[4.1.0]hepta-1,3,5-trien-2-ol Chemical compound C(CCCCCCCC)C1=C2C(=C(C=C1)O)O2 RNMDNPCBIKJCQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 claims description 3
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 claims description 3
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Substances [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 235000015320 potassium carbonate Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000011118 potassium hydroxide Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 claims description 3
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000013019 agitation Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 52
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 32
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 17
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 12
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 12
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- HGINCPLSRVDWNT-UHFFFAOYSA-N Acrolein Chemical compound C=CC=O HGINCPLSRVDWNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000219112 Cucumis Species 0.000 description 2
- 235000015510 Cucumis melo subsp melo Nutrition 0.000 description 2
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FJJCIZWZNKZHII-UHFFFAOYSA-N [4,6-bis(cyanoamino)-1,3,5-triazin-2-yl]cyanamide Chemical compound N#CNC1=NC(NC#N)=NC(NC#N)=N1 FJJCIZWZNKZHII-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008436 biogenesis Effects 0.000 description 1
- 239000010430 carbonatite Substances 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000000476 thermogenic effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
- C09K8/604—Polymeric surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/885—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明涉及一种表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液及其制备方法与应用。所述表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液原料组成为表面活性剂0.05-0.3%,碱0-0.2%,醇5-15%,其余为页岩压裂用水力压裂液。本发明还提供该复合页岩水力压裂液的制备方法与应用。本发明利用表面活性剂自吸来提高水力压裂页岩油气的采收率、改善页岩水力压裂效果,有利于油气流入裂缝系统,同时提高产油量和采收率。
Description
技术领域
本发明涉及页岩油气开采增产技术领域,尤其涉及一种表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液及其制备方法,以及用表面活性剂自吸提高页岩油气采收率、改善页岩水力压裂压后效果的方法。
背景技术
页岩油气资源指储集在富含有机质的细粒碎屑岩中的油与天然气,一部分以游离态存在于孔隙和裂缝中,一部分吸附于有机质和粘土矿物内表面,可以是生物成因、热解成因或混合成因,在一定地质条件下聚集成藏并达到经济开采价值。中国页岩油气资源丰富,主要盆地和地区的页岩气资源量约为26×1012m3。但是页岩岩石非常致密,其岩石渗透率为毫达西甚至纳米达西的级别,为了获得商业化开采,通过压裂改造才能达到工业开采价值。
水力压裂增产措施在页岩油气开始生产时就得到应用,页岩的水力压裂目前的做法是利用压裂液注入地层诱导产生具有足够几何尺寸和导流能力的裂缝以实现在低渗的、大面积的净产层里获得油气工业产出,使用水力压裂来增产已成为成功开发页岩油气的关键。用于油页岩增产的压裂液主要由水组成,也包括了各种添加剂。目前,胍胶类、线形聚合物类和滑溜水通常被用作页岩压裂液。滑溜水作为非常规页岩油气储层压裂施工的主要压裂液,具有无固相水不溶物和常规胶体残渣的特点,而且摩阻低,可在保持措施效果的前提下节约30%的液体成本,因此受到国内外石油公司广泛关注。1997年,Mitchell能源公司(现为Devon能源的一部分)开发了一种称为“滑溜水压裂”的水力压裂技术,滑溜水压裂已被广泛采用于页岩油气层,滑溜水压裂流体中包含水,支撑剂和含量不足1%的化学添加剂。滑溜水的化学添加剂通常包括降阻剂,表面活性剂,粘土稳定剂,破胶剂等。聚丙烯酰胺聚合物(阴离子型,阳离子型或非离子型)经常被用作降阻剂,以减少井筒中水力压裂作业的液体摩擦。但是,水力压裂技术仅可通过在地层中形成导流通道,据报道,现有技术下页岩油的采收率通常低于10%,原因在于,虽然通过压裂形成了油气导流通道,但是由于页岩的低孔低渗的特点,远离压裂裂缝系统的油气难以流动到裂缝系统中,因此,研发一种新的可同时提高采收率和页岩油气产量的压裂方法尤为重要。
发明内容
针对现有技术的不足,特别是针对现有水力压裂技术在页岩地层的采收率低的问题,本发明提供一种表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液及其制备方法。
本发明还提供用表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液提高页岩油气的采收率的方法,利用表面活性剂自吸来提高水力压裂页岩油气的采收率、改善页岩水力压裂效果,从而克服单一水力压裂方式的局限性,有利于油气流入裂缝系统,实现同时提高产油量和采收率。
本发明的技术方案如下:
一种表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液,其中,原料重量百分比组成如下:
表面活性剂0.05-0.3%,碱0-0.2%,醇5-15%,其余为页岩压裂用水力压裂液;
所述的表面活性剂为壬基酚聚氧乙烯醚(OP-10)、辛基酚聚氧乙烯醚(TritonX-100)、脂肪醇聚氧乙烯醚(平平加O-15)、十二烷基二甲基甜菜碱(BS12)、十二烷基苯磺酸钠(SDBS)、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠(AES)。
所述的碱为氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠、碳酸氢钠、碳酸钾、硼砂、偏硼酸钠或者碳酸氢钠-碳酸钠缓冲体系;其中优选的,所述碳酸氢钠-碳酸钠缓冲体系中碳酸氢钠:碳酸钠=2:1重量比。进一步优选所述的碱为碳酸氢钠、偏硼酸钠或碳酸氢钠-碳酸钠缓冲体系。
所述的醇为甲醇、乙醇、异丙醇或者乙二醇。
根据本发明优选的,一种表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液,其中,原料重量百分比组成为:表面活性剂0.1-0.3%,碱005-0.1%,醇7-10%,其余为页岩压裂用水力压裂液。
本发明的表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液的制备方法,步骤如下:
在搅拌下,按配比将表面活性剂、碱和醇加入页岩压裂用水力压裂液中,搅拌至完全溶解。
本发明的表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液的应用,用于页岩地层水力压裂增产,提高页岩地层的产量和油气采收率。
一种用表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液提高页岩油气的采收率的方法,在页岩油气井压裂改造时,将本发明所述的表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液在高于页岩层破裂应力条件下注入页岩地层中。其余操作条件按页岩水力压裂现有技术即可。能提高采收率20-60%。
或者说,一种用表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液提高页岩油气的采收率的方法,在页岩油气井压裂改造时,向页岩水力压裂液中加入占总量0.05-0.3wt%的表面活性剂、0-0.2wt%的碱和5-15wt%的醇,在高于页岩层破裂应力条件下注入页岩地层中。所述的表面活性剂、碱和醇如前所述。即表面活性剂为壬基酚聚氧乙烯醚(OP-10)、辛基酚聚氧乙烯醚(TritonX-100)、脂肪醇聚氧乙烯醚(平平加O-15)、十二烷基二甲基甜菜碱(BS12)、十二烷基苯磺酸钠(SDBS)、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠(AES)。碱为氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠、碳酸氢钠、碳酸钾、硼砂、偏硼酸钠或者碳酸氢钠-碳酸钠缓冲体系;其中优选的,所述碳酸氢钠-碳酸钠缓冲体系中碳酸氢钠:碳酸钠=2:1重量比。醇为甲醇、乙醇、异丙醇或者乙二醇。
本发明中所述的页岩压裂用水力压裂液为本领域现有技术。瓜胶类压裂液、线形聚合物类压裂液、滑溜水压裂液均可。
本发明表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液的机理如下:
一是由于页岩的渗透率极低,因而毛细作用显著。致密地层中,如果地层是水湿,由于毛细管自吸作用,有利于自吸和捕集含水液体。因此,如果页岩是油湿,将其地层润湿性由油润湿性改变为水润湿性是非常重要的。适当的使用表面活性剂可以改变岩石表面的润湿性。
二是压裂处理是非常高的压力下进行的,外力的驱动会显著提高吸液率,因此,表面活性剂的自吸过程不仅自发而且有效,随着页岩压裂裂缝的形成,表面活性剂进一步通过自吸作用更深的进入地层孔隙,驱使地层中的油气进入裂缝系统。
三是水力压裂通过在地层中产生压裂裂缝,形成油气导流通道,但是由于页岩的低孔低渗的特点,远离压裂裂缝系统的油气难以流动到裂缝系统中。而表面活性剂自吸克服这个缺点,可以将远离裂缝系统的油气驱替到裂缝系统。因此将复合水力压裂措施和表面活性剂自吸提高采收率方法为一体,从而避免每种方法单独使用时的存在局限性,复合的方法将显著促进油气流入裂缝系统,改善压裂效果。
四是压裂液中的聚合物在岩石表面上易形成滤饼,这层滤饼可能会阻止其他流体自吸进入页岩,因此在体系中加入了醇以促进表面活性剂向岩心的自吸行为,加入碱辅助岩心由油润湿向水润湿转变。
本发明的优良效果如下:
1、本发明的表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液用表面活性剂自吸提高页岩油气采收率、改善页岩水力压裂效果,同时配以醇促进表面活性剂向岩心的自吸行为,还通过添加少量碱辅助岩心由油润湿向水润湿转变。
2、本发明的提高页岩油气的采收率的方法,不但可以提高产油还可以提高从页岩油气层的一次采收率,实质为一种复合方法,成功地克服了现有压裂技术和表面活性剂单独使用时的局限性。且应用工艺简单,利用大规模生产。
3、页岩压裂所需的水量是页岩油气开发不容忽视的一个方面,本发明的方法能产生更高的一次采收率,从而减少给定的资源(核准水用量)所需的总井数,降低水力压裂的用水量。
4、本发明的用表面活性剂自吸提高页岩油气采收率、改善页岩水力压裂效果的方法,还可以用于其他低渗透储层(如碳酸盐岩)的增产改造。
附图说明
图1为自吸实验装置图。其中,1、六通阀,2、中间容器,3、岩心夹持器及岩心,4、产出液收集容器,5、精密压力表。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明做进一步说明,但并不限制本发明。除特别说明外,实施例中所有百分比均为质量百分比,所用原料均为本领域常用材料。
实施例1-15中使用的页岩压裂用滑溜水压裂液重量百分比组成为:减阻剂(美国贝克休斯公司产,型号FRA)0.1%,丙烯醛0.005%,粘土稳定剂0.1%,余量为水。该滑溜水压裂液降阻率为65%。
实施例中的岩心自吸实验:
采用图1所示的现有技术装置,自吸实验所用岩心的润湿性为油润湿,尺寸为:直径30mm,厚度20mm。实验温度为环境温度。方法步骤如下:
①过滤预处理实验所用本发明的表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液,以及实验用油;
②将岩心在过滤后的油中浸泡24小时,岩心可用天然岩心或者人造岩心;
③按照图1所示安装实验装置;抽真空2小时,除去管线和岩心中的气体;
④打开阀门,使本发明的表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液自吸进入岩心,计算采收率;
⑤实验结束后,测试岩心的润湿性。
实施例1:表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液,原料重量百分比组成如下:
表面活性剂:十二烷基二甲基甜菜碱(BS12)0.2%,
碱:碳酸氢钠0.05%,
醇:乙二醇7%,
其余为页岩压裂用滑溜水压裂液。
岩心自吸实验结果:体系的降阻率为63%,表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率43.5%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例2:如实施例1所述,所不同的是:碳酸氢钠的用量为0.1%。
体系的降阻率为64%,表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率57.2%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例3:表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液,原料重量百分比组成如下:
十二烷基二甲基甜菜碱(BS12)0.2%,偏硼酸钠0.1%,乙二醇7%,其余为页岩压裂用滑溜水压裂液。
体系的降阻率为63%,表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率32.7%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例4:如实施例1所述,所不同的是:碱用碳酸氢钠/碳酸钠=2:1重量比体系0.1%,替代碳酸氢钠。
体系的降阻率为63%,表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率32.7%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例5:如实施例1所述,所不同的是:碱的用量为0。
体系的降阻率为63%,表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率17.4%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例6:如实施例1所述,所不同的是:碱为硼砂0.05%。
体系的降阻率为63%,表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率25.8%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例7:如实施例1所述,所不同的是:表面活性剂BS12用量为0.3%。
体系的降阻率为54%,表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率45.7%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例8:如实施例1所述,所不同的是:表面活性剂为OP-10,用量为0.2%。
体系的降阻率为64%,表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率25.8%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例9:如实施例1所述,所不同的是:
表面活性剂为ABS,用量为0.2%。
体系的降阻率为57%,表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率43.5%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例10:如实施例1所述,所不同的是:表面活性剂为AES,用量为0.2%。
体系的降阻率为64%,表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率25.8%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例11:如实施例1所述,所不同的是:表面活性剂为平平加O,用量为0.2%。
体系的降阻率为60%,表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率29.4%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例12:如实施例1所述,所不同的是:表面活性剂为TritonX-100,用量为0.2%。
体系的降阻率为58%,表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率27.4%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例13:如实施例1所述,所不同的是:醇为甲醇10%。
体系的降阻率为50%,表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率32.6%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例14:如实施例1所述,所不同的是:醇为乙醇13%。
体系的降阻率为45%,表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率29.3%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例15:如实施例1所述,所不同的是:醇为异丙醇5%。
体系的降阻率为48%,表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率32.7%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例16:如实施例1所述,所不同的是:
页岩压裂用水力压裂液为水解聚丙烯酰胺(分子量1000万,水解度27.8%)0.1%,其余为水。表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率35.2%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
实施例17:如实施例1所述,所不同的是:页岩压裂用水力压裂液为瓜胶0.2%,其余为水。表面活性剂可以自吸进入岩心,提高采收率28.5%,岩心为油湿,处理后变为水湿。
Claims (7)
1.一种表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液,其特征在于,原料重量百分比组成如下:
表面活性剂0.05-0.3%,碱0-0.2%,醇5-15%,其余为页岩压裂用水力压裂液;
所述的表面活性剂为壬基酚聚氧乙烯醚(OP-10)、辛基酚聚氧乙烯醚(TritonX-100)、脂肪醇聚氧乙烯醚(平平加O-15)、十二烷基二甲基甜菜碱(BS12)、十二烷基苯磺酸钠(SDBS)、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠(AES);
所述的碱为氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠、碳酸氢钠、碳酸钾、硼砂、偏硼酸钠或者碳酸氢钠-碳酸钠缓冲体系。
2.如权利要求1所述的表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液,其特征在于,所述碳酸氢钠-碳酸钠缓冲体系中碳酸氢钠:碳酸钠=2:1重量比。
3.如权利要求1所述的表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液,其特征在于,所述的醇为甲醇、乙醇、异丙醇或者乙二醇。
4.如权利要求1所述的表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液,其特征在于,原料重量百分比组成为:表面活性剂0.1-0.3%,碱005-0.1%,醇7-10%,其余为页岩压裂用水力压裂液。
5.权利要求1-4任一项所述的表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液的制备方法,步骤如下:
在搅拌下,按配比将表面活性剂、碱和醇加入页岩压裂用水力压裂液中,搅拌至完全溶解。
6.权利要求1-4任一项所述的表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液的应用,用于页岩地层水力压裂增产,提高页岩地层的产量和油气采收率。
7.一种用表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液提高页岩油气的采收率的方法,在页岩油气井压裂改造时,将权利要求1‐4任一项所述的表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液在高于页岩层破裂应力条件下注入页岩地层中。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201410090524.4A CN103865513B (zh) | 2014-03-12 | 2014-03-12 | 一种表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液及其制备方法与应用 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201410090524.4A CN103865513B (zh) | 2014-03-12 | 2014-03-12 | 一种表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液及其制备方法与应用 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN103865513A true CN103865513A (zh) | 2014-06-18 |
CN103865513B CN103865513B (zh) | 2016-08-10 |
Family
ID=50904539
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201410090524.4A Active CN103865513B (zh) | 2014-03-12 | 2014-03-12 | 一种表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液及其制备方法与应用 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN103865513B (zh) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106350048A (zh) * | 2016-07-22 | 2017-01-25 | 北京斯迪莱铂油气技术有限公司 | 一种油井压裂用洗油剂及其制备方法和应用 |
CN109370557A (zh) * | 2018-12-09 | 2019-02-22 | 西南石油大学 | 一种适合页岩氧化改造的氧化液 |
CN112094636A (zh) * | 2020-11-18 | 2020-12-18 | 北京培康佳业技术发展有限公司 | 气悬砂剂、气悬砂和气悬砂剂、气悬砂的制备方法及应用 |
CN112431580A (zh) * | 2020-11-19 | 2021-03-02 | 昆明理工大学 | 一种提高页岩油采收率的方法 |
CN113324889A (zh) * | 2021-06-01 | 2021-08-31 | 西南石油大学 | 一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的装置及测试方法 |
CN115975621A (zh) * | 2023-02-13 | 2023-04-18 | 河北工业职业技术学院 | 压裂液渗吸剂和压裂液 |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107384358B (zh) * | 2017-07-04 | 2020-07-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于提高低渗透储层注水井降压增注效果的润湿反转剂及其制备方法 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1614193A (zh) * | 2004-12-01 | 2005-05-11 | 大庆油田有限责任公司 | 利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法 |
CN102516975A (zh) * | 2011-12-06 | 2012-06-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩气藏速溶可回收滑溜水 |
US20120245061A1 (en) * | 2011-03-21 | 2012-09-27 | Clearwater International, Llc | Enhancing drag reduction properties of slick water systems |
CN103045226A (zh) * | 2013-01-18 | 2013-04-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种降阻剂及其制备方法和使用该降阻剂的滑溜水压裂液及其制备方法 |
US20130312975A1 (en) * | 2012-05-23 | 2013-11-28 | Basf Se | Process for Water Wetting Oil-Wet Surfaces |
-
2014
- 2014-03-12 CN CN201410090524.4A patent/CN103865513B/zh active Active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1614193A (zh) * | 2004-12-01 | 2005-05-11 | 大庆油田有限责任公司 | 利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法 |
US20120245061A1 (en) * | 2011-03-21 | 2012-09-27 | Clearwater International, Llc | Enhancing drag reduction properties of slick water systems |
CN102516975A (zh) * | 2011-12-06 | 2012-06-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩气藏速溶可回收滑溜水 |
US20130312975A1 (en) * | 2012-05-23 | 2013-11-28 | Basf Se | Process for Water Wetting Oil-Wet Surfaces |
CN103045226A (zh) * | 2013-01-18 | 2013-04-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种降阻剂及其制备方法和使用该降阻剂的滑溜水压裂液及其制备方法 |
Non-Patent Citations (3)
Title |
---|
于涛等: "《油田化学剂》", 31 May 2008, 石油工业出版社 * |
何志刚: "毛管力自吸采油", 《科技导报》 * |
陈喜美: "化学法提高碳酸盐储层的采收率", 《国外油田工程》 * |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106350048A (zh) * | 2016-07-22 | 2017-01-25 | 北京斯迪莱铂油气技术有限公司 | 一种油井压裂用洗油剂及其制备方法和应用 |
CN106350048B (zh) * | 2016-07-22 | 2019-06-14 | 北京斯迪莱铂油气技术有限公司 | 一种油井压裂用洗油剂及其制备方法和应用 |
CN109370557A (zh) * | 2018-12-09 | 2019-02-22 | 西南石油大学 | 一种适合页岩氧化改造的氧化液 |
CN112094636A (zh) * | 2020-11-18 | 2020-12-18 | 北京培康佳业技术发展有限公司 | 气悬砂剂、气悬砂和气悬砂剂、气悬砂的制备方法及应用 |
CN112094636B (zh) * | 2020-11-18 | 2021-01-19 | 北京培康佳业技术发展有限公司 | 气悬砂剂、气悬砂和气悬砂剂、气悬砂的制备方法及应用 |
CN112431580A (zh) * | 2020-11-19 | 2021-03-02 | 昆明理工大学 | 一种提高页岩油采收率的方法 |
CN113324889A (zh) * | 2021-06-01 | 2021-08-31 | 西南石油大学 | 一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的装置及测试方法 |
CN113324889B (zh) * | 2021-06-01 | 2022-05-06 | 西南石油大学 | 一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的装置及测试方法 |
CN115975621A (zh) * | 2023-02-13 | 2023-04-18 | 河北工业职业技术学院 | 压裂液渗吸剂和压裂液 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN103865513B (zh) | 2016-08-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103865513A (zh) | 一种表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液及其制备方法与应用 | |
US9376901B2 (en) | Increased resource recovery by inorganic and organic reactions and subsequent physical actions that modify properties of the subterranean formation which reduces produced water waste and increases resource utilization via stimulation of biogenic methane generation | |
AU2014281205B2 (en) | Simultaneous method for combined acidizing and proppant fracturing | |
CN102587858B (zh) | 对缝洞型油藏进行堵水的方法 | |
Kazempour et al. | Effect of alkalinity on oil recovery during polymer floods in sandstone | |
CN103881685A (zh) | 一种纳米材料自吸改善滑溜水压裂液在页岩油气增产中的应用 | |
CN101787864A (zh) | 低渗储层注水开发油藏裂缝性水淹油井堵水方法 | |
CN109653721A (zh) | 一种浅层低压低渗透油藏压裂增能驱油一体化工艺方法 | |
CN100549126C (zh) | 前置酸酸液和前置酸加砂压裂方法 | |
US10435620B2 (en) | Treatment fluids comprising weakly emulsifying surfactants and associated methods | |
Wu et al. | Study of alkaline/polymer flooding for heavy-oil recovery using channeled sandpacks | |
CN103937475A (zh) | 二氧化碳酸化解堵剂及酸化后残液不返排工艺 | |
CN112761608B (zh) | 压驱一体化提高页岩油采收率降低压裂液返排的方法 | |
CN105089602A (zh) | 一种碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法 | |
CN104498014A (zh) | 基于破胶液的调驱剂及其制备方法 | |
CN100489053C (zh) | 一种封堵大孔道的凝胶 | |
CN102618232B (zh) | 用于缝洞型油藏的堵剂 | |
RU2456431C1 (ru) | Способ изоляции водопритока | |
CN104747158A (zh) | 一种改造高泥质砂岩层的方法 | |
RU2527053C1 (ru) | Способ разработки трещинно-порового коллектора | |
RU2386665C1 (ru) | Термостойкий вязкоупругий состав для заканчивания и ремонта скважин | |
RU2405926C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений | |
Wang | Experimental study of oil displacement by the bio-enzyme at the third type reservoirs of sabei blocks | |
CN104481478A (zh) | 聚合物驱对应油井上封堵大孔道中聚窜的方法及其所用处理剂 | |
RU2307240C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant |