CN106893570B - 适用于致密油储层的压裂排驱液及其制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及适用于致密油储层的压裂排驱液及其制备方法，由以下物质组成：主剂为溴代N‑甲基‑N‑十八烷基吡咯，含量为0.5‑10wt％；助剂为月桂酸钠，含量为0.1‑2.0wt％；其余为水。本发明提供适用于致密油储层的压裂排驱液，即具有压裂液携砂作用，又具有表面活性剂的渗吸排油作用，起到一剂多效的功能，环境友好，对设备要求低，工艺简单，可满足40‑90℃的中高温致密油储层压裂和排驱使用，压裂后无需返排，直接用于渗吸排油作用，避免了返排液污染环境、返排液处理成本，实现变废为宝。

Description

适用于致密油储层的压裂排驱液及其制备方法

技术领域

本发明涉及适用于致密油储层的压裂排驱液及其制备方法，该体系的动力学过程与压裂、排驱过程具有高度协同性，可为致密油储层大幅度提高采收率提供技术支持，属于油气田开发工程技术领域。

背景技术

我国致密油资源丰富，预计可采资源量约14～20亿吨，开采潜力巨大，鄂尔多斯长7和准噶尔吉木萨尔两大致密油区成功开发，预示着致密油将会成为我国原油供应的新生力量。但由于我国致密油孔隙度一般小于10％、渗透率一般小于0.1×10^-3μm²，具有低孔低渗的典型特征。储集层喉道具有突出的微-纳米级孔喉系统特征，以鄂尔多斯盆地长7段致密油为例，储集层喉道半径主要分布于0.10～0.75μm。因此采用人工压裂措施，利用压裂液携砂在储层中形成人工缝网系统进行衰竭开采，由于基质致密难以将其中的原油驱至缝网，另外储层压力的降低，将导致缝网的闭合，阻塞油流。这是致密油衰竭开采产量递减快、采收率低、后续补充能量困难的主要原因，通常致密油的年产量递减>40％，甚至达到90％；致密油平均一次采收率仅为5％～10％。为了进一步提高致密油采收率，通过注入驱替流体，注气、注水等增产措施补充地层能量。注水可提高采收率，但注不进去，致密油储层岩石表面极性易形成水化膜，地层粘土矿物遇水膨胀，孔隙趋于闭合，导致注水压力迅速上升，注入量大幅度减小，地层能量未有效补充。注气的气源问题限制了其规模化应用。针对以上致密油开发手段遇到的难题，本发明创新地提出一种用于致密油储层兼具压裂和排驱双重作用的压驱体系及其使用方法，将压裂和增产两次措施缩减为一次措施即可大幅度提高致密油采收率。

发明内容

针对现有技术不足，本发明提供一种用于致密油储层兼具压裂和排驱双重作用的压驱体系及其使用方法，发挥压驱体系的压裂携砂和渗吸排油作用，以最大程度地提高致密油采收率，实现一剂多用，节约资源、降低成本的经济和社会效益。

本发明的技术方案如下：

适用于致密油储层的压裂排驱液，由以下物质组成：

主剂为溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯，含量为0.5-10wt％；助剂为月桂酸钠，含量为0.1-2.0wt％；其余为水。

所述的水是含Na⁺、K⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、HCO₃ ^-和Cl^-的水，其中K⁺和Na⁺总浓度为1000～100000mg/L，Ca²⁺和Mg²⁺总浓度为10～5000mg/L。

适用于致密油储层的压裂排驱液，适用于致密油储层温度的是40-90℃。

优选的，适用于致密油储层的压裂排驱液由以下物质组成：

a.溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯2.00wt％，月桂酸钠0.50wt％，其余为水，适用于40℃压裂排驱提高致密油储层的采收率；

b.溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯4.00wt％，月桂酸钠1.00wt％，其余为水，适用于70℃压裂排驱提高致密油储层的采收率；

c.溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯7.00wt％，月桂酸钠1.75wt％，其余为水，适用于90℃压裂排驱提高致密油储层的采收率；

其中，溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯，分子结构式为：

本发明的适用于致密油储层的压裂排驱液的制备方法，包括以下步骤：

(1)分别称取溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯和月桂酸酸钠按比例混合，制成母液，备用。

(2)现场使用时，将母液在搅拌条件下加水，稀释至现场需要的浓度。

其中，溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯，合成方法包括以下过程：

首先将8.1g甲基吡咯和49.95g过量的溴代十八烷混合加入500mL三口烧瓶中，并加入100g二氯甲烷，充氮气保护，搅拌，升温至80℃回流反应48小时。反应结束后，旋转蒸发出去过量的二氯甲烷。粗产品用乙酸乙酯重结晶四次，然后将产品在30℃减压干燥2小时得到32.8g白色溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯，产率79.2％。

首先将甲基吡咯和过量的溴代十八烷混合加入反应容器中，并加二氯甲烷，充氮气保护，搅拌，升温至80℃回流反应48小时；

反应结束后，旋转蒸发出去过量的二氯甲烷，得到的粗产品用乙酸乙酯重结晶四次，然后将产品在30℃减压干燥2小时得到溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯。

本发明提供的适用于致密油储层的压裂排驱液及其制备方法，所得的压裂排驱液在170s^-1剪切2h后黏度>50mPa·s，携砂效果好，压裂砂沉降速度<0.7mm/s，在破胶后压裂排驱液黏度<5mPa·s，与地层原油的界面张力达到超低10^-3mN/m，排驱效果优异，渗吸采出程度达到15％以上。

本发明的有益效果是：

(1)本发明提供适用于致密油储层的压裂排驱液，即具有压裂液携砂作用，又具有表面活性剂的渗吸排油作用，能与地层原油的界面张力达到超低10^-3mN/m，起到一剂多效的功能，极大地降低了油田投入成本。

(2)本发明提供的适用于致密油储层的压裂排驱液，环境友好，对设备要求低，工艺简单，同时极大地简化了现场施工程序和投入成本，将压裂和驱油两个作业合并为一次作业。

(3)本发明提供的适用于致密油储层的压裂排驱液，可满足40-90℃的中高温致密油储层压裂和排驱使用，适用范围宽。

(4)本发明提供的适用于致密油储层的压裂排驱液，压裂后无需返排，直接用于渗吸排油作用，避免了返排液污染环境、返排液处理成本，实现变废为宝。

附图说明

图1为实施例压裂排驱液进行室内剪切实验结果；

图2为实施例压裂排驱液的粘弹性测试结果；

图3为实施例压裂排驱液的携砂性能测试结果；

图4为实施例压裂排驱液破胶后与储层原油间界面张力随压裂排驱液浓度的关系；

图5为实施例压裂排驱液破胶后与储层岩石接触角随压裂排驱液浓度的关系；

图6为实施例压裂排驱液破胶后的渗吸排油能力测试结果；

图7为实施例压裂排驱液对饱和目标脱气脱水原油的渗吸排油效果。

具体实施方式

下面结合具体实例和附图进一步说明本发明，但本发明不限于以下实例。

下述实例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。下面实例所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。

实施例1：适用于致密油储层的压裂排驱液的组成

兼具压裂和排驱双重作用的适用于致密油储层的压裂排驱液，以压裂排驱液总量100％计，由主剂0.5-10wt％的溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯、助剂0.1-2.0wt％的月桂酸钠和余量配液水组成。

所述的压裂排驱液针对不同的地层温度条件成份配比有所区别，以总量100％计，特别优选的适用于地层温度为40℃、70℃、90℃的压裂排驱液配方组成。40℃下压裂排驱液的配方组成：1.0wt％主剂+0.25wt％助剂+98.75wt％配液水；70℃下压裂排驱液的配方组成：4.0wt％主剂+1.0wt％助剂+95.0wt％配液水；90℃下压裂排驱液的配方组成：7.0wt％主剂+1.75wt％助剂+91.25wt％配液水。

所述配液水是含Na⁺、K⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、HCO₃ ^-和Cl^-的水，其中K⁺和Na⁺总浓度为1000～100000mg/L，Ca²⁺和Mg²⁺总浓度为10～5000mg/L。

实施例2：压裂排驱液的耐温耐剪切性能测试

将上述实施例1压裂排驱液进行室内剪切实验，测定40-90℃地层温度下在170s^-1剪切2h后压裂排驱液黏度。实验结果表明，压裂排驱液在地层温度下黏度仍能>50mPa·s，耐温耐剪切性能较好，符合SY/T6376-2008“压裂液通用技术条件”指标规定要求，见图1。

实施例3：压裂排驱液的粘弹性测试

将上述实施例1压裂排驱液进行室内流变实验，测定40-90℃地层温度下压裂排驱液粘弹性。实验结果表明，实施例1所述压驱系经室内流变实验，地层温度下具有较好的粘弹性，见图2。

实施例4：压裂排驱液的携砂性能测试

将上述实施例1的压裂排驱液进行携砂性能实验，采用落球法测定。实验结果表明，实施例1中所述压驱系经落球法检测，沉降速度较小，小于0.7mm/s，远低于瓜胶压裂液的沉降速度，显示出较强的携砂能力，见表1和图3。

表1

压裂液类型	压裂排驱液	瓜尔胶压裂液
			40℃沉降速度(mm/s)	0.64	10.42
70℃沉降速度(mm/s)	0.66	16.17
			90℃沉降速度(mm/s)	0.57	23.81

实施例5：压裂排驱液破胶后的黏度

压裂排驱液在压裂后遇地层原油或水发生破胶压裂排驱液2h后黏度大幅度下降，压裂排驱液黏度<5.0mPa·s。实施例1中三个不同温度下配方的压裂排驱液与不同体积比的原油或水比例混合2h后压裂排驱液的黏度如表2。

表2

实施例6：压裂排驱液破胶后的降低油水界面张力

参照石油与天然气行业标准《表面及界面张力测定方法》，将实施例5中压裂排驱液被稀释至不同浓度，利用旋转滴界面张力仪Texas-500C测定与目标脱水脱气原油(20℃下密度0.876g/cm³，黏度8.8mPa·s)的界面张力，实验结果表明在较宽的范围内油水界面张力达到超低10^-3mN/m数量级，显示出优越的降低油水界面张力的能力。压裂排驱液破胶后与储层原油间界面张力随压裂排驱液浓度的关系见图4所示。

实施例7：压裂排驱液破胶后改变岩石润湿性

将石英片用目标脱水原油/正庚烷(两者体积比为4:1)混合溶液进行老化处理，采用文献中的静态接触角测量方法，将实施例5中压裂排驱液被稀释至不同浓度，分别测定该压裂排驱液作用前后石英片表面接触角的变化，实验结果表明，该压裂排驱液在较宽的浓度范围内对增强了石英片表面的亲水性，将亲油表面转变为亲水表面，接触角达到最低值为42.0°，有利于渗吸排油。压裂排驱液破胶后与储层岩石接触角随压裂排驱液浓度的关系见图5所示。

实施例8：压裂排驱液破胶后的渗吸排油能力

用文献中自发渗吸方法评价压裂排驱液破胶后的渗吸排油能力，实验步骤为：①天然致密岩心分别称干质量，岩心基本参数见表3；②抽真空饱和地层模拟水；③天然岩心分别称湿质量；④测定天然岩心的渗透率；⑤天然岩心分别加压饱和目标脱水脱气原油；⑥将饱和好原油的岩心放入定制的渗吸瓶中；⑦加入实例5中所述的稀释压裂排驱液溶液；⑧在不同温度条件下老化读取不同时间的排出油体积，计算渗吸采出程度。实验结果见图6，结果表明，岩心的渗吸采出程度>15％以上，显示出较好的渗吸排油能力，能显著提高致密油的采收率。

表3

序号	实验温度/℃	岩心直径/mm	岩心长度/mm	气测渗透率/mD
					1	40	25.0	31.2	0.25
2	70	24.9	30.6	0.23
					3	90	25.0	30.8	0.27

图7为70℃下4.0wt％主剂+1.0wt％助剂+95.0wt％配液水稀释10倍后压裂排驱液对饱和目标脱气脱水原油的渗吸排油效果。

Claims (8)

1.适用于致密油储层的压裂排驱液，其特征在于，由以下物质组成：主剂为溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯，含量为0.5-10wt％；助剂为月桂酸钠，含量为0.1-2.0wt％；其余为水，所述的溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯，分子结构式为：

2.根据权利要求1所述的适用于致密油储层的压裂排驱液，其特征在于，所述的水是含Na⁺、K⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、HCO₃ ^-和Cl^-的水，其中K⁺和Na⁺总浓度为1000～100000mg/L，Ca²⁺和Mg²⁺总浓度为10～5000mg/L。

3.根据权利要求1或2所述的适用于致密油储层的压裂排驱液，其特征在于，所述的适用于致密油储层的压裂排驱液，适用于致密油储层温度的是40-90℃。

4.根据权利要求1或2所述的适用于致密油储层的压裂排驱液，其特征在于，由以下物质组成：溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯2.00wt％，月桂酸钠0.50wt％，其余为水，适用于40℃压裂排驱提高致密油储层的采收率。

5.根据权利要求1或2所述的适用于致密油储层的压裂排驱液，其特征在于，由以下物质组成：溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯4.00wt％，月桂酸钠1.00wt％，其余为水，适用于70℃压裂排驱提高致密油储层的采收率。

6.根据权利要求1或2所述的适用于致密油储层的压裂排驱液，其特征在于，由以下物质组成：溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯7.00wt％，月桂酸钠1.75wt％，其余为水，适用于90℃压裂排驱提高致密油储层的采收率。

7.根据权利要求1所述的适用于致密油储层的压裂排驱液，其特征在于，溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯的制备方法，包括以下过程：首先将甲基吡咯和过量的溴代十八烷混合加入反应容器中，并加二氯甲烷，充氮气保护，搅拌，升温至80℃回流反应48小时；

反应结束后，旋转蒸发出去过量的二氯甲烷，得到的粗产品用乙酸乙酯重结晶四次，然后将产品在30℃减压干燥2小时得到溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯。

8.根据权利要求1所述的适用于致密油储层的压裂排驱液的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：

(1)分别称取溴代N-甲基-N-十八烷基吡咯和月桂酸酸钠按比例混合，制成母液，备用；

(2)现场使用时，将母液在搅拌条件下加水，稀释至现场需要的浓度。