CN106467736A - 一种用于页岩压裂的压裂液及其制备方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种用于页岩压裂的压裂液，其原料包括：稠化剂0.15-0.25重量份；交联剂0.15-0.25重量份；pH值调节剂0.5-1.0重量份；破胶剂0.05-0.1重量份。本发明还提供了所述压裂液的制备方法。与常规冻胶压裂液相比，本发明提供的压裂液大幅降低了稠化剂的使用浓度，并在压裂液制备过程中将pH调节剂与交联剂预混，而非惯常的将pH值调节剂加入到压裂液基液中，从而大大增加压裂液的延迟交联特性。

Description

一种用于页岩压裂的压裂液及其制备方法
技术领域
本发明涉及一种用于页岩压裂的压裂液及其制备方法，属于石油开采技术领域。
背景技术
随着常规油气资源的日益枯竭，非常规油气资源的开发越来越受到世界范围的关注，面对全球巨大的能源需求，人们急需寻找合适的接替资源。其中，根据世界油气杂志2009年的预测与统计，世界范围内的页岩气储量约为4.6×1014m3，资源量十分丰富。
页岩气储层渗透率超低，厚度大，天然裂缝发育，需要实施水力压裂才能达到工业开采价值。目前国内外对于页岩气储层的改造，主要采用滑溜水压裂液体系，其中降阻剂的添加可以有效降低滑溜水压裂液体系的摩阻，实现大规模、大排量泵送，形成网状裂缝。然而滑溜水压裂液本身是一种差的支撑剂载体，降阻剂的添加虽然大幅度提高了泵送效率，在一定程度上缓解了支撑剂沉降速率过快的问题，但目前报道的滑溜水压裂液施工最大砂比仍无法超过20％。现场通常通过使用线性胶液或交联冻胶的办法，来解决页岩储层压裂施工中支撑剂的沉降和铺置问题。但使用过高黏度的流体会显著降低裂缝的复杂度，这与页岩储层追求缝网压裂和体积改造的施工目标是矛盾的。因此需要提供一种新的压裂液体系。
发明内容
为了实现上述目的，本发明提供了一种用于页岩压裂的压裂液，其原料包括：稠化剂0.15-0.25重量份；交联剂0.15-0.25重量份；pH值调节剂0.5-1.0重量份；破胶剂0.05-0.1重量份。
根据本发明，所述压裂液的原料由以下组分组成：
在本发明的实施例中，所述稠化剂选自羟丙基瓜胶、羧甲基羟丙基瓜胶、瓜胶、香豆胶和田菁胶中的至少一种。
在本发明的实施例中，以所述交联剂为100重量份计，硼酸为10-15重量份，有机配位体为20-40重量份，余量为水。其中所述的有机配位体为多羟基醇或有机酸盐，所述多羟基醇选自丙三醇、乙二醇、乙二醛、三乙醇胺、甘露醇和戊糖醇中的至少一种，所述有机酸盐包括但不限于葡萄糖酸钠。
在本发明的实施例中，所述pH值调节剂选自氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠和碳酸氢钠中的至少一种，考虑到溶解性且需与交联剂预混，优选氢氧化钠，尤其优选质量浓度为20-30％的氢氧化钠溶液。
在本发明的实施例中，所述破胶剂选自过氧化物、次氯酸盐、过硫酸盐、胶囊破胶剂和生物酶破胶剂中的至少一种。所述过氧化物优选双氧水，所述次氯酸盐优选次氯酸钠，所述过硫酸盐优选过硫酸钾和/或过硫酸铵，所述胶囊破胶剂优选采用囊衣包裹的过硫酸铵，所述生物酶破胶剂优选β-甘露聚糖酶。
本发明还提供了所述压裂液的制备方法，包括以下步骤：
按照《SY/T 6074-1994植物胶及其改性产品性能测定方法》或施工混配设备制备压裂液基液，常温下溶胀4小时；将交联剂和pH值调节剂充分混合后，按照比例加入压裂液基液中；室内混合或经混砂车加砂后，按照比例加入破胶剂。
在本发明的实施例中，所述方法包括：
1)将稠化剂，优选羟丙基瓜胶分散于水中，优选经过4小时进行充分溶胀，然后根据作业需要添加所需的添加剂，如助排剂、粘土稳定剂和破乳剂等，但不包含交联剂、pH值调节剂和破胶剂，获得的溶液即为压裂液基液；
2)将交联剂和pH值调节剂预混并加入上述压裂液基液中；
3)最后加入破胶剂，得到本发明所述的压裂液。
步骤3)中也可以将步骤2)得到的加入交联剂和pH值调节剂的压裂液基液置于混砂设备中，然后依次加入支撑剂(如陶粒、石英砂等)和破胶剂，得到完整的储层改造工作体系(压裂液+支撑剂)。
本发明提供了一种用于页岩压裂的压裂液，其兼具滑溜水压裂液和常规冻胶压裂液的优点，具体如下：1)通过高效延迟交联技术，能够有效降低地面设备和直井段的泵送摩阻；2)可以在凝胶破坏前，最大限度地经过地面设备和较长水平侧，向井段输送较高比例的支撑剂；3)冻胶进入地层后可发生可控的黏度降解，使冻胶液体迅速转变为具有较低黏度的液体，从而有助于形成复杂的裂缝网络。本发明兼顾冻胶压裂液的携砂性能、滑溜水压裂液较低的摩阻和较强的缝网压裂功能，在页岩油气开发中有重要的应用前景。
与常规冻胶压裂液相比，本发明提供的压裂液大幅降低了稠化剂的使用浓度，并在压裂液制备过程中将pH调节剂与交联剂预混，而非惯常的将pH值调节剂加入到压裂液基液中，从而大大增加压裂液的延迟交联特性。
具体实施方式
实施例1
本实施例提供了在60℃下使用的压裂液，其质量组成如下：
其制备方法为将稠化剂分散于水中，经过4小时充分溶胀，得到压裂液基液，将交联剂和pH值调节剂预混并加入上述压裂液基液中，最后加入破胶剂。
实施例2
本实施例提供了在90℃下使用的压裂液，其制备方法同实施例1，质量组成如下：
实施例3
本实施例提供了在120℃下使用的压裂液，其制备方法同实施例1，质量组成如下：
对比例1
本对比例提供了在60℃下使用的常规冻胶压裂液，其质量组成如下：
种类 用量
稠化剂 羟丙基瓜胶 0.30重量份
交联剂 BCL-61有机硼交联剂(北京市天合富华) 0.25重量份
pH值调节剂 无水碳酸钠 0.5重量份
破胶剂 30％双氧水 0.05重量份
水 水 100重量份
其制备方法为将稠化剂和pH值调节剂分散于水中，经过4小时充分溶胀，得到压裂液基液，然后加入交联剂得到冻胶，最后加入破胶剂。
对比例2
本对比例提供了在90℃下使用的常规冻胶压裂液，其制备方法同对比例1，质量组成如下：
种类 用量
稠化剂 瓜胶 0.35重量份
交联剂 BCL-61有机硼交联剂(北京市天合富华) 0.30重量份
pH值调节剂 无水碳酸钠 0.15重量份
破胶剂 过硫酸钾 0.08重量份
水 水 100重量份
对比例3
本对比例提供了在120℃下使用的常规冻胶压裂液，其制备方法同对比例1，质量组成如下：
种类 用量
稠化剂 香豆胶 0.40重量份
交联剂 BCL-61有机硼交联剂(北京市天合富华) 0.35重量份
pH值调节剂 无水碳酸钠 0.20重量份
破胶剂 过硫酸铵 0.10重量份
水 水 100重量份
对比例4
本对比例提供了常规页岩气滑溜水压裂液，其通过将各组分直接与水混合得到，质量组成如下：
种类 用量
减阻剂 SRFR-1(东方宝麟) 0.10重量份
粘土稳定剂 SRCS-2(东方宝麟) 0.30重量份
助排剂 SRSR-2(东方宝麟) 0.10重量份
水 水 100重量份
参照《SY/T 5107-2005水基压裂液性能评价方法》并结合页岩气压裂现场情况，测定雷诺数为2.0×106情况下，实施例和对比例的压裂液分别剪切3min和10min时的降阻率，判断压裂液的降阻效率和抗剪切能力，结果见表1。降阻率可通过下式计算：
式中，DR为降阻率，P为未加降阻剂时流体的摩阻压降，PDR为加入降阻剂后流体的摩阻压降。P和PDR的测量为本行业的标准方法，通过降阻率测定仪测定水基流体通过规定长度规定管径时的压差，采用压力传感器并计算得出。
表1
从表1中可得知，实施例1-3的压裂液泵送循环3min后降阻率在70％左右，能够满足现场施工的需要，泵送循环10min后降阻率降低幅度小，说明本发明的压裂液在井筒段粘度发展较慢，聚合物成胶后能在较长时间内保持线性流体，而非交联后的网状冻胶流体，从而有效较低泵送摩阻。而对比例1-3为常规冻胶压裂液，在配置完成后即完成交联，粘度发展快，摩阻高，泵送循环3min内无法实现有效泵送。对比例4为滑溜水压裂液，其在泵送循环3min和10min内的降阻率与本发明相近。
按照上述实施例和对比例的原料制备压裂液，方法为将稠化剂分散在水中制备得到压裂液基液，接着依次加入交联剂、pH值调节剂和破胶剂，然后立即装入样品杯进行测试。所述压裂液在现场应用时需在加入交联剂、pH值调节剂和破胶剂后进行混砂。然后参照《SY/T 5107-2005水基压裂液性能评价方法》测定体系的表观粘度变化，对样品杯以3.0±0.2℃的速度进行加热，从30℃开始试验，同时转子以剪切速率170s-1转动，连续测定加热条件下表观粘度的变化，结果见表2。
表2
实施例1 0min 1min 3min 5min 10min 15min 20min
温度，℃ 30 33 39 45 60 60 60
表观粘度，mPa.s 14 32 53 31 ＜5 ＜5 ＜5
对比例1 0min 1min 3min 5min 10min 15min 20min
温度，℃ 30 33 39 45 60 60 60
表观粘度，mPa.s 365 343 315 278 266 243 218
实施例2 0min 2min 5min 10min 15min 20min 30min
温度，℃ 30 36 45 60 75 90 90
表观粘度，mPa.s 18 35 62 74 33 ＜5 ＜5
对比例2 0min 2min 5min 10min 15min 20min 30min
温度，℃ 30 36 45 60 75 90 90
表观粘度，mPa.s 335 311 281 256 238 225 184
实施例3 0min 3min 6min 10min 20min 30min 40min
温度，℃ 30 39 48 60 90 120 120
表观粘度，mPa.s 26 44 76 95 16 ＜5 ＜5
对比例3 0min 3min 6min 10min 20min 30min 40min
温度，℃ 30 39 48 60 90 120 120
表观粘度，mPa.s 426 531 398 346 267 220 165
对比例4 0min 10min 20min 30min 40min
温度，℃ 30 60 90 120 120
表观粘度，mPa.s 8.46 6.78 4.42 3.01 3.14
表2说明，随着温度的升高，本发明提供的压裂液粘度发展较缓慢，并且在达到储层温度(即预设温度)后能够迅速破胶，转变为低粘流体。对比例1-3为常规冻胶压裂液，其初始粘度大，粘度发展快，主要通过粘度携砂，但摩阻高，无法满足页岩油气开发缝网压裂的目的。对比例4为常规滑溜水压裂液，其表观粘度过小，虽然能够很好的形成网状裂缝，但由于其支撑剂携带能力的不足，所形成的的网状裂缝往往发生再次闭合。
因此，本发明提供的压裂液兼具冻胶压裂液和滑溜水压裂液的优点，在井筒段能够高度延迟冻胶形成的时间，实现了很好的降摩阻特性。实际施工中可在水平井段末端和压裂缝口处通过短暂的高粘度有效携带支撑剂，而进入裂缝体后，压裂液由于稠化剂浓度低而迅速破胶，形成低粘度流体，从而形成网状裂缝，提高裂缝体的复杂性。
应当注意的是，以上所述的实施例仅用于解释本发明，并不构成对本发明的任何限制。通过参照典型实施例对本发明进行了描述，但应当理解为其中所用的词语为描述性和解释性词汇，而不是限定性词汇。可以按规定在本发明权利要求的范围内对本发明作出修改，以及在不背离本发明的范围和精神内对本发明进行修订。尽管其中描述的本发明涉及特定的方法、材料和实施例，但是并不意味着本发明限于其中公开的特定例，相反，本发明可扩展至其他所有具有相同功能的方法和应用。

Claims (10)

1.一种用于页岩压裂的压裂液，其原料包括：稠化剂0.15-0.25重量份；交联剂0.15-0.25重量份；pH值调节剂0.5-1.0重量份；破胶剂0.05-0.1重量份。
2.根据权利要求1所述的压裂液，其特征在于，其原料由以下组分组成：
3.根据权利要求1或2所述的压裂液，其特征在于，所述稠化剂选自羟丙基瓜胶、羧甲基羟丙基瓜胶、瓜胶、香豆胶和田菁胶中的至少一种。
4.根据权利要求1至3中任一项所述的压裂液，其特征在于，以所述交联剂为100重量份计，硼酸为10-15重量份，有机配位体为20-40重量份，余量为水。
5.根据权利要求4所述的压裂液，其特征在于，所述有机配位体为多羟基醇或有机酸盐，所述多羟基醇优选选自丙三醇、乙二醇、乙二醛、三乙醇胺、甘露醇和戊糖醇中的至少一种，所述有机酸盐优选葡萄糖酸钠。
6.根据权利要求1至5中任一项所述的压裂液，其特征在于，所述pH值调节剂选自氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠和碳酸氢钠中的至少一种，优选为氢氧化钠。
7.根据权利要求1至6中任一项所述的压裂液，其特征在于，所述破胶剂选自过氧化物、次氯酸盐、过硫酸盐、胶囊破胶剂和生物酶破胶剂中的至少一种；所述过氧化物优选双氧水，所述次氯酸盐优选次氯酸钠，所述过硫酸盐优选过硫酸钾和/或过硫酸铵，所述胶囊破胶剂优选采用囊衣包裹的过硫酸铵，所述生物酶破胶剂优选β-甘露聚糖酶。
8.根据权利要求1至7中任一项所述压裂液的制备方法，包括：
1)将稠化剂分散于水中得到压裂液基液；
2)将交联剂和pH值调节剂预混并加入上述压裂液基液中；
3)加入破胶剂，得到所述压裂液。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述步骤1)为将稠化剂分散于水中，经过4小时后加入助排剂、粘土稳定剂和破乳剂，得到压裂液基液。
10.根据权利要求8或9所述的方法，其特征在于，所述步骤3)为将步骤2)得到的加入交联剂和pH值调节剂的压裂液基液置于混砂设备中，然后依次加入支撑剂和破胶剂，得到所述压裂液。
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