CN110643343B

CN110643343B - 一种渗吸采油超分子压裂液体系及其应用

Info

Publication number: CN110643343B
Application number: CN201910958768.2A
Authority: CN
Inventors: 郭拥军; 林凌; 许成军; 张新民; 熊亚春; 蒲迪; 刘宽
Original assignee: Southwest Petroleum University
Current assignee: Southwest Petroleum University
Priority date: 2019-10-10
Filing date: 2019-10-10
Publication date: 2022-03-29
Anticipated expiration: 2039-10-10
Also published as: CN110643343A

Abstract

本发明公开了一种渗吸采油超分子压裂液体系及其应用，所述渗吸采油超分子压裂液体系由下述重量百分比组成的组分组成：0.2～0.7％的超分子压裂液增稠剂，0.05～0.6％的双效剂，0.05～2％的黏土稳定剂，0.05～0.4％的高效破胶剂以及余量的水。本发明制备的渗吸采油超分子压裂液体系用于低渗透致密油储层的渗吸采油作业，不仅可以作为压裂液造缝携砂，其破胶液还可作为渗吸液改变储层基质润湿性，降低油水界面张力，在储层进行渗吸采油，通过压裂和渗吸相结合的方法，不仅提高了低渗透致密油藏的渗吸采收率，也解决了压裂返排液难处理、回收利用率低、资源浪费的问题。

Description

一种渗吸采油超分子压裂液体系及其应用

技术领域

本发明涉及一种渗吸采油超分子压裂液体系及其应用，属于油气田渗吸采油开发技术领域。

背景技术

近年来，由于全世界范围内油气资源需求不断地增加，低渗透致密油气资源已然成为全球能源结构中不可或缺的重要组成部分，地位日渐突出。我国低渗透油藏资源十分丰富，超低渗透(二类1-10md，三类0.1-1md)占58％以上，油区有300余个。但是低渗透油藏开发难度大，一般采收率的水平为5—28％，平均水平为13.6％。与常规油藏相比，低渗透致密油储层开发普遍存在的问题是地层压力低，能量低，孔隙度低，渗透率低，非均质性强，使用常规注水开发往往难以取得较好的效果。

目前低渗透致密油藏主要的开发方式为体积压裂，在水力压裂过程中形成天然裂缝与人工裂缝交错的缝网，从而增加渗流面积和导流能力。目前低渗透致密储层“水平井+体积改造”采收率只有5-10％，亟需进一步提高采收率，而渗吸采油也是低渗透油藏的主要开发技术之一。此外，常规的压裂液存在有传统胍尔胶摩阻高、残渣多；VES加量大、成本高且耐温性能差；化学交联聚合物体系，交联过程难控制，耐温耐剪切待提高等问题。同时，压裂返排液难处理、回收利用率低，资源浪费。本领域亟需开发一种新型的低伤害高效能压裂液。

发明内容

有鉴于此，针对现有技术的不足，本发明的目的在于提供一种渗吸采油超分子压裂液体系及其应用，提高低渗透致密油藏的采收率。

为实现上述目的，本发明提供的技术方案为：一种渗吸采油超分子压裂液体系，由下述重量百分比组成的组分组成：

0.2～0.7％的超分子压裂液增稠剂，

0.05～0.6％的双效剂，

0.05～2％的黏土稳定剂，

0.05～0.4％的高效破胶剂，

以及余量的水；

所述超分子压裂液增稠剂选自部分水解的疏水改性聚丙烯酰胺或其衍生物；

所述双效剂为表面活性剂；

所述黏土稳定剂选自氯化钾、氯化铵与季铵盐类有机黏土稳定剂；

所述高效破胶剂选自过硫酸铵、过硫酸钾和胶囊破胶剂。

所述超分子压裂液增稠剂的粘均分子量为100000～7000000。

所述超分子压裂液增稠剂的分子结构包括丙烯酰胺单体单元、至少一种双亲不饱和疏水单体单元和至少一种阴离子烯属不饱和单体单元。

所述超分子压裂液增稠剂的分子结构的重量份组成为：60～80重量份的丙烯酰胺单体单元、1～5重量份的双亲不饱和疏水单体单元和15～39重量份的阴离子烯属不饱和单体单元。

所述双亲不饱和疏水单体单元为烷基二甲基烯丙基氯化铵或甲基丙烯酸烷基酯，其中烷基链碳原子数为8-22。

所述阴离子烯属不饱和单体单元选自丙烯酸、丙烯酸钠盐、丙烯酸铵盐、甲基丙烯酸、甲基丙烯酸钠盐、甲基丙烯酸铵盐、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠盐、乙烯基磺酸、乙烯基磺酸钠盐、苯乙烯磺酸、苯乙烯磺酸钠盐中的一种或多种。

所述表面活性剂包括离子型表面活性剂、非离子型表面活性剂及二者的组合。

所述离子型表面活性剂选自烷基苯磺酸盐、烷基硫酸盐、石油磺酸盐、烷基三甲基氯化铵、烷基羟丙基磺基甜菜碱、氟碳类中的一种或多种。

所述非离子型表面活性剂选自壬基酚聚氧乙烯醚、辛基酚聚氧乙烯醚、烷醇酰胺、烷基糖苷、聚醚类、氟碳类中的一种或多种。

一种渗吸采油超分子压裂液体系的应用，制备的渗吸采油超分子压裂液体系用于低渗透致密油储层的渗吸采油作业。所述压裂液体系对低渗透致密油储层进行压裂改造，形成复杂缝网，然后压裂液体系在破胶后不返排，直接将该压裂液破胶后的破胶液作为渗吸剂对储层进行渗吸采油，该破胶液可改变储层基质润湿性，降低油水界面张力，延长焖井时间，依靠停泵后的压差驱替和渗吸置换作用，提高开井后产量。

本发明将渗吸采油技术与体积压裂技术结合起来，制备的渗吸采油超分子压裂液体系不仅作为压裂液造缝携砂，形成天然裂缝与人工裂缝交错的缝网，提高裂缝导油作用，而且该压裂液破胶后的破胶液可以改善岩石的润湿性，使其亲水性更好，作为渗吸液使用可以降低渗吸液与原油的界面张力，加强渗吸作用，提高采收率。

与现有技术相比，本发明的有益效果为：

(1)本发明制备的渗吸采油超分子压裂液体系，由于双效剂的加入，相较超分子稠化剂，其粘度可增加40％以上，耐温抗剪切性增加20％以上，从而提高了压裂液的造缝携砂能力；

(2)本发明制备的渗吸采油超分子压裂液体系，由于双效剂的加入，压裂液破胶后的破胶液的界面张力范围在0.01-0.9mN/m，破胶液与经过原油饱和熟化的岩心薄片表面接触角在5-40°，可以改善岩石的润湿性，使其亲水性更好，提高渗吸效果；

(3)本发明制备的渗吸采油超分子压裂液体系含有超分子压裂液增稠剂，该超分子压裂液增稠剂选自部分水解的疏水改性聚丙烯酰胺或其衍生物，不仅可以与压裂液体系中的双效剂相互作用，提高压裂液的粘度，而且该聚合物的降解能力强，破胶后的残渣含量基本在0-30mg/L，破胶后的残渣量小，对储层伤害低；

(4)本发明制备的渗吸采油超分子压裂液体系不仅可以作为压裂液造缝携砂，其破胶液还可作为渗吸液渗吸采油，通过压裂渗吸相结合的方法，提高低渗透致密油藏的渗吸采收率。

具体实施方式

为了使本领域的技术人员更好地理解本发明的技术方案，下面结合具体实施例对本发明作进一步的详细说明。显然，所描述的实施例仅仅是本发明的部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明提供了一种渗吸采油超分子压裂液体系，由下述重量百分比组成的组分组成：

0.2～0.7％的超分子压裂液增稠剂，

0.05～0.6％的双效剂，

0.05～2％的黏土稳定剂，

0.05～0.4％的高效破胶剂，

以及余量的水；

所述双效剂为表面活性剂；

所述高效破胶剂选自过硫酸铵、过硫酸钾和胶囊破胶剂。

所述超分子压裂液增稠剂的粘均分子量为100000～7000000。

在本发明中，所述超分子压裂液增稠剂的分子结构包括丙烯酰胺单体单元、至少一种双亲不饱和疏水单体单元和至少一种阴离子烯属不饱和单体单元。

在本发明中，所述超分子压裂液增稠剂的分子结构的重量份组成为：60～80重量份的丙烯酰胺单体单元、1～5重量份的双亲不饱和疏水单体单元和15～39重量份的阴离子烯属不饱和单体单元。

在本发明中，所述双亲不饱和疏水单体单元为烷基二甲基烯丙基氯化铵或甲基丙烯酸烷基酯，其中烷基链碳原子数为8-22。

在发明中，所述阴离子烯属不饱和单体单元选自丙烯酸、丙烯酸钠盐、丙烯酸铵盐、甲基丙烯酸、甲基丙烯酸钠盐、甲基丙烯酸铵盐、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠盐、乙烯基磺酸、乙烯基磺酸钠盐、苯乙烯磺酸、苯乙烯磺酸钠盐中的一种或多种。

在本发明中，所述表面活性剂包括离子型表面活性剂、非离子型表面活性剂及二者的组合。

在本发明的一些具体实施方式中，所述离子型表面活性剂选自烷基苯磺酸盐、烷基硫酸盐、石油磺酸盐、烷基三甲基氯化铵、烷基羟丙基磺基甜菜碱、氟碳类中的一种或多种。

在本发明的一些具体实施方式中，所述非离子型表面活性剂选自壬基酚聚氧乙烯醚、辛基酚聚氧乙烯醚、烷醇酰胺、烷基糖苷、聚醚类、氟碳类中的一种或多种。

下面以具体实施方式对本发明进行进一步的说明。

实施例：

一种渗吸采油超分子压裂液体系，以其总重量为100％计，其包括：0.4％的超分子稠化剂(疏水缔合聚合物，CFZ-4，四川光亚聚合物化工有限公司)，0.2％的双效剂(甜菜碱类两性离子表面活性剂，CY-4，上海建鸿实业有限公司)，0.85％的黏土稳定剂(季铵盐类有机黏土稳定剂类，GY-1，四川光亚聚合物化工有限公司)，0.15％的破胶剂(过硫酸铵，PJ-1，成都科龙化工试剂厂)及余量的水。

制备方法：将超分子压裂液增稠剂CFZ-4在水中溶解5-10min后，按比例加入黏土稳定剂GY-1及双效剂CY-4，搅拌5-10min后加入破胶剂PJ-1即得到本发明所述渗吸采油超分子压裂液体系。

对比实施例：

一种超分子稠化剂压裂液体系，以其总重量为100％计，其包括：0.4％的超分子稠化剂(疏水缔合聚合物，CFZ-4，四川光亚聚合物化工有限公司)，0.85％的黏土稳定剂(季铵盐类有机黏土稳定剂类，GY-1，四川光亚聚合物化工有限公司)，0.15％的破胶剂(过硫酸铵，PJ-1，成都科龙化工试剂厂)及余量的水。

制备方法：将超分子压裂液增稠剂CFZ-4在水中溶解5-10min后，按比例加入黏土稳定剂GY-1，搅拌5-10min后加入破胶剂PJ-1即得到上述超分子稠化剂压裂液体系。

按照SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》检测标准对上述实施例和对比实施例制备得到的压裂液体系进行耐温耐剪切性能(在90℃，170s^-1下，剪切90min)的测试以及压裂液破胶液的残渣含量测试、表/界面张力测试；

此外，采用接触角测定仪测试压裂液破胶液在亲油岩心薄片上的接触角。

渗吸采收率测试：

将上述实施例及对比实施例制备得到的压裂液体系在高温下破胶，得到破胶液。

使用气测渗透率为10mD的人造岩心(Φ2.5*10cm)饱和原油(70℃下粘度为5mPa·s)，记录饱和油的体积V_水，在70℃下熟化15d，再将岩心进行造缝。

将压裂液破胶液装入渗吸装置中，再放入准备好的裂缝岩心，在70℃下进行渗吸实验，每隔12h记录岩心内析出的原油体积直至析出原油体积V_油不再变化为止，计算渗吸采收率＝V_油/V_水×100％，具体结果见下表1所示。

表1

从上述对比试验可以看出，在确定的油藏温度、配制用水的矿化度、固定所述超分子稠化剂浓度条件下，随着双效剂的加入，渗吸采油超分子压裂液体系的粘度、耐温抗剪切性能大幅度提高，其破胶液与经过原油饱和熟化的岩心薄片表面接触角及与确定油藏原油的界面张力大幅度降低，渗吸采收率大幅度提高。

因此根据渗吸采油超分子压裂液体系及其破胶液的性能与双效剂加入量关系的实验结果，本发明可以确定优选的双效剂配方及其在渗吸采油超分子压裂液体系中的加量。

实施例1：

一种渗吸采油超分子压裂液体系，以其总重量为100％计，其包括：0.2％的超分子稠化剂(疏水缔合聚合物，CFZ-1，四川光亚聚合物化工有限公司)，0.05％的双效剂(氟碳类表面活性剂，CY-1，上海建鸿实业有限公司)，0.05％的黏土稳定剂(季铵盐类有机黏土稳定剂类，GY-1，四川光亚聚合物化工有限公司)，0.05％的高效破胶剂(过硫酸铵，PJ-1，成都科龙化工试剂厂)及余量的水。

制备方法：将超分子压裂液增稠剂CFZ-1在水中溶解5-10min后，按比例加入黏土稳定剂GY-1及双效剂CY-1，搅拌5-10min后加入破胶剂PJ-1即得到本发明所述渗吸采油超分子压裂液体系。

实施例2：

一种渗吸采油超分子压裂液体系，以其总重量为100％计，其包括：0.7％的超分子稠化剂(疏水缔合聚合物，CFZ-2，四川光亚聚合物化工有限公司)，0.6％的双效剂(磺酸盐类阴离子表面活性剂，CY-2，赢创特种化学(上海)有限公司)，2％的黏土稳定剂(氯化钾，KCl，成都科龙化工试剂厂)，0.4％的破胶剂(胶囊破胶剂，PJ-2，陕西森瑞石油技术开发有限公司)及余量的水。

制备方法：将超分子压裂液增稠剂CFZ-2在水中溶解5-10min后，按比例加入黏土稳定剂KCl及双效剂CY-2，搅拌5-10min后加入胶囊破胶剂PJ-2即得到本发明所述渗吸采油超分子压裂液体系。

实施例3：

一种渗吸采油超分子压裂液体系，以其总重量为100％计，其包括：0.3％的超分子稠化剂(疏水缔合聚合物，CFZ-3，四川光亚聚合物化工有限公司)，0.15％的双效剂(季铵盐类阳离子表面活性剂，CY-3，，上海建鸿实业有限公司)，0.25％的黏土稳定剂(季铵盐类有机黏土稳定剂类，GY-1，四川光亚聚合物化工有限公司)，0.1％的高效破胶剂(过硫酸铵，PJ-1,成都科龙化工试剂厂)及余量的水。

制备方法：将超分子压裂液超分子增稠剂CFZ-3在水中溶解5-10min后，按比例加入黏土稳定剂GY-1及双效剂CY-3，搅拌5-10min后加入破胶剂PJ-1即得到本发明所述渗吸采油超分子压裂液体系。

实施例4：

一种渗吸采油超分子压裂液体系，以其总重量为100％计，其包括：0.4％的超分子稠化剂(疏水缔合聚合物，CFZ-4，四川光亚聚合物化工有限公司)，0.2％的双效剂(甜菜碱类两性离子表面活性剂，CY-4，上海建鸿实业有限公司)，0.85％的黏土稳定剂(氯化铵，NH₄Cl，成都科龙化工试剂厂)，0.15％的破胶剂(过硫酸钾，PJ-3，成都科龙化工试剂厂)及余量的水。

制备方法：将超分子压裂液增稠剂CFZ-4在水中溶解5-10min后，按比例加入黏土稳定剂NH₄Cl及双效剂CY-4，搅拌5-10min后加入破胶剂PJ-3即得到本发明所述渗吸采油超分子压裂液体系。

实施例5：

一种渗吸采油超分子压裂液体系，以其总重量为100％计，其包括：0.5％的超分子稠化剂(疏水缔合聚合物，CFZ-5，四川光亚聚合物化工有限公司)，0.35％的双效剂(烷醇酰胺类非离子表面活性剂，CY-5，上海建鸿实业有限公司)，1.25％的黏土稳定剂(氯化钾，KCl，成都科龙化工试剂厂)，0.2％的破胶剂(过硫酸钾，PJ-3，成都科龙化工试剂厂)及余量的水。

制备方法：将超分子压裂液增稠剂CFZ-5在水中溶解5-10min后，按比例加入黏土稳定剂KCl及双效剂CY-5，搅拌5-10min后加入破胶剂PJ-3即得到本发明所述渗吸采油超分子压裂液体系。

实施例6：

一种渗吸采油超分子压裂液体系，以其总重量为100％计，其包括：0.6％的超分子稠化剂(疏水缔合聚合物，CFZ-6，四川光亚聚合物化工有限公司)，0.5％的双效剂(烷基糖苷类非离子表面活性剂，CY-6，广州花之王化工有限公司)，1.6％的黏土稳定剂(氯化铵，NH₄Cl，成都科龙化工试剂厂)，0.3％的高效破胶剂(胶囊破胶剂，PJ-2，陕西森瑞石油技术开发有限公司)及余量的水。

制备方法：将超分子压裂液增稠剂CFZ-6在水中溶解5-10min后，按比例加入黏土稳定剂NH₄Cl及双效剂CY-6，搅拌5-10min后加入破胶剂PJ-2即得到本发明所述渗吸采油超分子压裂液体系。

按照SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》检测标准对上述实施例制备得到的压裂液体系进行压裂液耐温耐剪切性能的测试(在90℃，170s^-1下，剪切90min)以及压裂液破胶液的残渣含量测试、表/界面张力测试；并与硼交联胍胶压裂液体系(0.3％HPG+0.4％有机硼交联剂+0.05％过硫酸铵+0.2％碳酸钠+0.1％助排剂)及聚合物交联压裂液体系(0.3％稠化剂+0.4％pH调节剂+0.4％有机锆交联剂+0.1％助排剂)进行对比。此外，采用接触角测定仪测试压裂液破胶液在亲油岩心薄片上的接触角。具体结果见表2所示。

渗吸采收率测试：

将压裂液破胶液装入渗吸装置中，再放入准备好的裂缝岩心，在70℃下进行渗吸实验，每隔12h记录岩心内析出的原油体积，直至析出原油体积V_油不再变化为止，计算渗吸采收率＝V_油/V_水×100％，具体结果见下表2所示。

表2

从表2可以看出，本发明制备得到的渗吸采油超分子压裂液体系，相较传统的压裂液体系，其粘度更高，抗温耐剪切性能更好，压裂液的造缝携砂能力明显得到增强；其破胶液残渣也大幅度降低，对储层伤害低；同时其破胶液接触角、界面张力也更小，有利于油水产出，提高渗吸采收率。

应当指出的是，上述实施方式不应视为对本发明的限制，本发明的保护范围应当以权利要求所限定的范围为准。对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明的精神和范围内，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims

1.一种渗吸采油超分子压裂液体系，其特征在于：所述渗吸采油超分子压裂液体系由下述重量百分比组成的组分组成：

0.2～0.7％的超分子压裂液增稠剂，

0.05～0.6％的双效剂，

0.05～2％的黏土稳定剂，

0.05～0.4％的高效破胶剂，

以及余量的水；

所述超分子压裂液增稠剂选自部分水解的疏水改性聚丙烯酰胺或其衍生物；其分子结构包括60～80重量份的丙烯酰胺单体单元、1～5重量份的至少一种双亲不饱和疏水单体单元和15～39重量份的至少一种阴离子烯属不饱和单体单元；所述双亲不饱和疏水单体单元为烷基二甲基烯丙基氯化铵或甲基丙烯酸烷基酯，其中烷基链碳原子数为8-22；所述阴离子烯属不饱和单体单元选自丙烯酸、丙烯酸钠盐、丙烯酸铵盐、甲基丙烯酸、甲基丙烯酸钠盐、甲基丙烯酸铵盐、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠盐、乙烯基磺酸、乙烯基磺酸钠盐、苯乙烯磺酸、苯乙烯磺酸钠盐中的一种或多种；

所述双效剂包括离子型表面活性剂、非离子型表面活性剂及二者的组合，所述离子型表面活性剂选自烷基苯磺酸盐、烷基硫酸盐、石油磺酸盐、烷基三甲基氯化铵、烷基羟丙基磺基甜菜碱、氟碳类中的一种或多种，所述非离子型表面活性剂选自壬基酚聚氧乙烯醚、辛基酚聚氧乙烯醚、烷醇酰胺、烷基糖苷、聚醚类、氟碳类中的一种或多种；

所述高效破胶剂选自过硫酸铵、过硫酸钾和胶囊破胶剂。

2.根据权利要求1所述的一种渗吸采油超分子压裂液体系，其特征在于：所述超分子压裂液增稠剂的粘均分子量为100000～7000000。

3.一种如权利要求1或2所述的渗吸采油超分子压裂液体系的应用，其特征在于：制备的渗吸采油超分子压裂液体系用于低渗透致密油储层的渗吸采油作业，所述压裂液体系对低渗透致密油储层进行压裂改造，然后不返排，直接将该压裂液破胶后的破胶液作为渗吸剂对储层进行渗吸采油。