CN108753272B - 一种致密油藏高效渗吸不返排压裂液及其渗吸吞吐采油方法 - Google Patents
一种致密油藏高效渗吸不返排压裂液及其渗吸吞吐采油方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明涉及一种致密油藏高效渗吸不返排压裂液及其渗吸吞吐采油方法，所述的压裂液包括基液和交联液，基液与交联液交联比为90‑110:10；所述基液由增稠剂、增渗剂、黏土稳定剂、杀菌剂、PH调节剂和水组成；交联液由交联剂、破胶剂、降解剂和水组成。本发明的压裂液体系具有破胶彻底、残渣降解充分，降解10h后残渣含量小于180mg/L，降解率70％、渗吸效果好，不同渗透率岩心渗吸采收率提高5％以上，结合相应使用方法进行渗吸吞吐采油可以有效提高原油产量，截止当前累积生产5个月，对比同期投产直接返排井，单井增油2t/d左右。
Description
技术领域
本发明涉及一种致密油藏高效渗吸不返排压裂液及其渗吸吞吐采油方法，于油气开发技术领域。
背景技术
随着能源需求的增加及勘探开发技术的进步，致密油藏等非常规油气资源已经成为重要的接替能源，大规模水平井分段体积压裂改造是致密油藏开发的主要手段，该措施具有改造规模大、入地液量大、措施压力高的特点，入地压裂液在携砂造缝的同时，其破胶液中的固相残渣和浓缩胶滤饼也会对地层造成一定的伤害。
致密油藏在压裂后多采用衰竭式开发，存在产量递减快的缺陷，常规注水开发等能量补充技术在此类油藏中往往因为一方面基质致密渗流能力差，另一方面天然及人工裂缝又易使注入水发生窜流，导致波及体积有限。而体积压裂改造后形成的典型基质-裂缝双重介质系统中，基质孔喉细小毛管力强，利用渗吸作用能实现裂缝与基质内的油、水置换是其重要的采油机理。而且体积压裂形成的超高压环境能够更好地激发致密储层的高压深度渗吸，进一步提升渗吸效果。当前压裂措施后普遍尽快返排压裂液，这不但损失了地层能量，也增加了措施废液处理成本。
因此合理利用压裂过程中的入地液量，减小地层伤害、补充地层能量、提高原油产量受到越来越多的关注。
针对现有技术的缺陷，有必要研发一种破胶彻底、破胶液中固相残渣少并且可以高效渗吸补充地层能量的不返排压裂液。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供一种致密油藏高效渗吸不返排压裂液及其渗吸吞吐采油方法，本发明具有压裂液破胶彻底、减少固相残渣、促进渗吸采油、补充地层能量的优点。
本发明是通过如下技术方案实现的：
一种致密油藏高效渗吸不返排压裂液，所述的压裂液包括基液和交联液，基液与交联液交联比为90-110:10；所述基液由增稠剂、增渗剂、黏土稳定剂、杀菌剂、PH调节剂和水组成；交联液由交联剂、破胶剂、降解剂和水组成。
根据本发明优选的，基液与交联液交联比为100:10。
根据本发明优选的，基液中增稠剂为低水不溶物的羟丙基瓜尔胶，增稠剂的浓度为0.3wt％-0.5wt％，增渗剂为椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10的混合物，增渗剂的浓度为0.1wt％-0.2wt％；黏土稳定剂为氯化钾或四甲基氯化铵，黏土稳定剂的浓度0.5wt％-1wt％；杀菌剂为甲醛或戊二醛，杀菌剂的浓度0.1wt％-0.2wt％；PH调节剂为碳酸钠，调节基液PH至8-9。
根据本发明优选的，椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10的混合物中椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10的质量比为：1:1。
根据本发明优选的，交联液中交联剂为硼砂与葡萄糖酸钠以质量比1:2，在90℃、PH值11、通氮气保护条件下的络合反应产物，交联剂的浓度为3wt％-5wt％；破胶剂为过硫酸铵与亚硫酸钠按照质量比9:1复配而成，破胶剂的浓度0.05wt％-0.1wt％；降解剂为β-甘露聚糖酶与纤维素酶的混合物，β-甘露聚糖酶的浓度为20ppm-40ppm，纤维素酶的浓度为2-10ppm。
根据本发明，致密油藏高效渗吸不返排压裂液的制备方法，步骤如下：
1)按照基液中增稠剂、增渗剂、黏土稳定剂、杀菌剂的浓度配置压裂液基液，用PH调节剂调节基液PH至8-9，得基液；
2)将基液置于室温下静置老化3-6h；
3)按照交联液中交联剂、破胶剂、降解剂的浓度配制交联液；
4)将2)中老化后的基液与3)中所制交联液按照90-110:10的比例混合，搅拌均匀，形成压裂液体系。
根据本发明，致密油藏高效渗吸不返排压裂液的应用，用作致密油藏地层温度为60～90℃的油气井压裂吞吐采油，吞吐采油方法步骤如下：
(1)向致密油藏措施井注入致密油藏高效渗吸不返排压裂液进行水平井分段体积压裂，平均单井入地液量为9000-9400m3；
(2)压裂完成后关停措施井，利用破胶液进行渗吸吞吐采油，闷井7-10天；
(3)措施井放喷开抽，井口产液见油后直接进入集油流程，在集输站内进行油水分离及后续处理。
本发明的原理如下：
本发明的交联液由交联剂、破胶剂、降解剂和水组成，破胶剂与降解剂形成破胶降解剂，冻胶压裂液在破胶剂作用下实现快速破胶，破胶液中聚合物在相应生物酶作用下特定键断裂，导致聚合物分子量进一步减小，溶解能力增强，因此保证了压裂液能破胶彻底、固相残渣减少。油水间界面张力过低或过高均不利于提高渗吸采出程度，过高的界面张力导致洗油效率低下，同时渗流阻力增加，过低的界面张力则减小了作为渗吸动力的毛管力，而基液中增渗剂的加入通过改变油水界面张力促进了油水间的渗吸置换作用，提高了渗吸采出程度，补充了地层能量。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
本发明的压裂液体系具有破胶彻底(低于3mPa·s)、残渣降解充分(降解10h后残渣含量小于180mg/L，降解率70％)、渗吸效果好(岩心渗吸采收率提高5％以上)等有益效果，结合相应使用方法进行渗吸吞吐采油可以有效提高原油产量(截止当前累积生产5个月，对比同期投产直接返排井，单井增油2t/d左右)。
附图说明
图1为实施例1的致密油藏高效渗吸不返排压裂液的耐温耐剪切曲线，检测条件按SY/T5107-2016行业标准进行；
图2为实施例1的致密油藏高效渗吸不返排压裂液的残渣含量测试曲线；实验条件：温度60℃；压力常压；测试方法：离心法，具体参照SY/T 5107-2016行业标准进行。
图3为实施例1的致密油藏高效渗吸不返排压裂液破胶液与地层水渗吸效果对比曲线，实验条件：温度60℃；压力常压。
图4为实施例1的致密油藏高效渗吸不返排压裂液破胶液吞吐采油方法增产效果曲线。所用压裂液体系为实施例1，油藏温度65℃，停泵压力：27MPa-30MPa。
具体实施方式
下面通过具体实施例对本发明作进一步说明，但不限于此。
实施例1
一种致密油藏高效渗吸不返排压裂液，所述的压裂液包括基液和交联液，基液与交联液交联比为100:10；所述基液由增稠剂、增渗剂、黏土稳定剂、杀菌剂、PH调节剂和水组成；交联液由交联剂、破胶剂、降解剂和水组成。
基液中增稠剂为低水不溶物的羟丙基瓜尔胶，浓度为0.4wt％，增渗剂为椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10的混合物，浓度为0.1wt％；黏土稳定剂为四甲基氯化铵，浓度1wt％；杀菌剂为戊二醛，杀菌剂的浓度0.2wt％；用碳酸钠，调节基液PH至8-9；椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10的混合物中椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10的质量比为：1:1。
交联液中交联剂为硼砂与葡萄糖酸钠的络合产物，交联剂的浓度为4wt％；破胶剂为过硫酸铵与亚硫酸钠复配而成，浓度0.05wt％；降解剂为β-甘露聚糖酶与纤维素酶的混合物，β-甘露聚糖酶的浓度为40ppm，纤维素酶的浓度为10ppm。
制备方法，步骤如下：
1)按照基液中增稠剂、增渗剂、黏土稳定剂、杀菌剂的浓度配置压裂液基液，用PH调节剂调节基液PH至8，
2)基液静置老化4h；
3)按照交联液中交联剂、破胶剂、降解剂的浓度配制交联液；
4)将2)中老化后的基液与3)中所制交联液按照100:10的比例混合，搅拌均匀，形成压裂液体系。
致密油藏高效渗吸不返排压裂液的应用，用作致密油藏地层温度为60～90℃的油气井压裂吞吐采油，吞吐采油方法步骤如下：
(1)采用连续油管+速钻桥塞工艺对鄂尔多斯长7致密油藏5口措施井运用上述体系进行水平井分段体积压裂，压裂液排量、携砂比等均按照压裂方案设计执行，平均单井入地液量9400m3；
(2)压裂完成后关停措施井，利用破胶液进行渗吸吞吐采油，平均闷井7天；
(3)措施井放喷开抽，钻塞环节放喷返排率0-13％不等，平均投产3天后见油，井口产液见油后直接进入集油流程，在集输站内进行油水分离等后续处理。
本发明的致密油藏高效渗吸不返排压裂液具有高耐温性和高耐剪切性能，残渣降解率高，渗吸效果好的优点，耐温耐剪切性能如图1所示，通过图1可以看出，本发明的高效渗吸不返排压裂液具有高耐温性和耐剪切性能，残渣含量如图2所示，残渣降解充分，降解10h后残渣含量小于180mg/L，降解率70％；渗吸效果及采油增产效果见图3、图4所示。
实施例2
一种致密油藏高效渗吸不返排压裂液，所述的压裂液包括基液和交联液，基液与交联液交联比为110:10；所述基液由增稠剂、增渗剂、黏土稳定剂、杀菌剂、PH调节剂和水组成；交联液由交联剂、破胶剂、降解剂和水组成。
基液中增稠剂为低水不溶物的羟丙基瓜尔胶，浓度为0.3wt％，增渗剂为椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10的混合物，浓度为0.15wt％；黏土稳定剂为氯化钾，浓度1wt％；杀菌剂为甲醛，杀菌剂的浓度0.2wt％；用碳酸钠，调节基液PH至9；椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10的混合物中椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10的质量比为：1:1。
交联液中交联剂为硼砂与葡萄糖酸钠的络合产物，交联剂的浓度为3.8wt％；破胶剂为过硫酸铵与亚硫酸钠复配而成，浓度0.05wt％；降解剂为β-甘露聚糖酶与纤维素酶的混合物，
制备方法，步骤如下：
1)量取1000ml水置于烧杯A中，称取3g入羟丙基瓜尔胶缓慢加入烧杯中，并不断搅拌，搅拌速度以可看见搅拌器浆叶为宜，保证羟丙基瓜尔胶的分散，避免形成鱼眼；
2)依次向烧杯A中加入椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10浓度各0.8g，氯化钾10g，甲醛浓度均2g，用碳酸钠调节基液PH至8-9；
3)将2)中基液静置老化4h；
4)量取100ml水置于烧杯B中，依次加入有机硼交联剂4g、破胶剂0.05g、β-甘露聚糖酶0.004g、纤维素酶0.001g，搅拌均匀；
5)将烧杯A与烧杯B内液体混合，搅拌均匀，即形成压裂液体系。
实施例3
一种致密油藏高效渗吸不返排压裂液，所述的压裂液包括基液和交联液，基液与交联液交联比为90:10；所述基液由增稠剂、增渗剂、黏土稳定剂、杀菌剂、PH调节剂和水组成；交联液由交联剂、破胶剂、降解剂和水组成。
基液中增稠剂为低水不溶物的羟丙基瓜尔胶，浓度为0.3wt％，增渗剂为椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10的混合物，浓度为0.12wt％；黏土稳定剂为氯化钾，浓度1wt％；杀菌剂为戊二醛，杀菌剂的浓度0.2wt％；用碳酸钠，调节基液PH至8.5；椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10的混合物中椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10的质量比为：1:1。
交联液中交联剂为硼砂与葡萄糖酸钠的络合产物，交联剂的浓度为3.8wt％；破胶剂为过硫酸铵与亚硫酸钠复配而成，浓度0.05wt％；降解剂为β-甘露聚糖酶与纤维素酶的混合物，
制备方法，步骤如下：
1)量取1000ml水置于烧杯A中，称取4g入羟丙基瓜尔胶缓慢加入烧杯中，并不断搅拌，搅拌速度以可看见搅拌器浆叶为宜，保证羟丙基瓜尔胶的分散，避免形成鱼眼；
2)依次向烧杯A中加入椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10浓度各0.6g，氯化钾10g，戊二醛浓度均2g，用碳酸钠调节基液PH至8-9；
3)将2)中基液静置老化4h；
4)量取100ml水置于烧杯B中，依次加入有机硼交联剂4g、破胶剂0.05g、β-甘露聚糖酶0.004g、纤维素酶0.0005g，搅拌均匀；
5)将烧杯A与烧杯B内液体混合，搅拌均匀，即形成压裂液体系。
Claims (5)
1.一种致密油藏高效渗吸不返排压裂液，所述的压裂液包括基液和交联液，基液与交联液交联比为90-110:10；所述基液由增稠剂、增渗剂、黏土稳定剂、杀菌剂、PH调节剂和水组成；交联液由交联剂、破胶剂、降解剂和水组成；
基液中增稠剂为低水不溶物的羟丙基瓜尔胶，增稠剂的浓度为0.3 wt% - 0.5 wt% ，增渗剂为椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10的混合物，增渗剂的浓度为0.1 wt% - 0.2 wt% ；黏土稳定剂为氯化钾或四甲基氯化铵，黏土稳定剂的浓度0.5 wt% -1 wt%；杀菌剂为甲醛或戊二醛，杀菌剂的浓度0.1 wt% - 0.2 wt%；PH调节剂为碳酸钠，调节基液PH至8-9；
破胶剂为过硫酸铵与亚硫酸钠按照质量比9:1复配而成，破胶剂的浓度0.05 wt% -0.1 wt%；降解剂为β-甘露聚糖酶与纤维素酶的混合物，β-甘露聚糖酶的浓度为20 ppm -40ppm，纤维素酶的浓度为2-10 ppm。
2.根据权利要求1所述的致密油藏高效渗吸不返排压裂液，其特征在于，椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10的混合物中椰油酰胺丙基甜菜碱与OP-10的质量比为：1:1。
3.根据权利要求1所述的致密油藏高效渗吸不返排压裂液，其特征在于，交联液中交联剂为硼砂与葡萄糖酸钠以质量比1:2，在90℃、PH值11、通氮气保护条件下的络合反应产物，交联剂的浓度为3 wt% - 5 wt%。
4.权利要求1所述的致密油藏高效渗吸不返排压裂液的制备方法，步骤如下：
1）按照基液中增稠剂、增渗剂、黏土稳定剂、杀菌剂的浓度配置压裂液基液，用PH调节剂调节基液PH至8-9，得基液；
2）将基液置于室温下静置老化3-6h；
3）按照交联液中交联剂、破胶剂、降解剂的浓度配制交联液；
4）将2）中老化后的基液与3）中所制交联液按照90-110:10的比例混合，搅拌均匀，形成压裂液体系。
5.权利要求1所述的致密油藏高效渗吸不返排压裂液的应用，用作致密油藏地层温度为60～90℃的油气井压裂吞吐采油，吞吐采油方法步骤如下：
（1）向致密油藏措施井注入致密油藏高效渗吸不返排压裂液进行水平井分段体积压裂，平均单井入地液量为9000-9400 m3；
（2）压裂完成后关停措施井，利用破胶液进行渗吸吞吐采油，闷井7-10天；
（3）措施井放喷开抽，井口产液见油后直接进入集油流程，在集输站内进行油水分离及后续处理。
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