CN112795376B - 用于非常规储层缝网段改造的自支撑压裂液体系 - Google Patents

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Abstract

本公开公开了用于非常规储层缝网段改造的自支撑压裂液体系，所述自支撑压裂液体系包括互不相溶的缝网段自支撑压裂液与缝网段通道压裂液，所述缝网段自支撑压裂液包括以下组分：10份～40份的聚苯醚、10～20份的过氧化二异丙苯、10～50份的三烯丙基异氰脲酸酯、40～90份的苯乙烯、1～10份的表面活性剂、50～500份的溶剂；所述缝网段通道压裂液包括以下组分：1～50份的降阻剂、10～100份的氯化钾、100～900份的清水、1～10份的季铵盐阳离子聚合物、1～100份的聚乙二醇、5～500份的十二烷基硫酸钠。本公开可以大幅提高体积压裂的主裂缝段裂缝的导流能力，杜绝砂堵风险。

Description

用于非常规储层缝网段改造的自支撑压裂液体系
技术领域
本公开属于油田开发技术领域，特别涉及一种用于非常规储层缝网段改造的自支撑压裂液体系。
背景技术
油气田的增产可以通过压裂液注入储层重新造缝来实现，即利用地面高压泵组，以大大高于地层吸收能力的注入速度(排量)，向储层挤注具有一定粘度的液体(压裂液)，以使得井筒内压力逐渐增高。当压力增高到大于储层破裂压力时，储层就会在近端(靠近压裂液挤注的源头)形成一条或多条主裂缝，并在远端和主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝，最终形成相互交错的复杂缝网，而复杂缝网的形成是提高此压裂段总产能的主要手段。所以，提高缝网的导流能力可以降低油气向近井地带流动时的渗流阻力，提高此压裂段的总产能，进而提高油井的总产能。
相关技术中，缝网段所用到的压裂液往往使用粘度不高的滑溜水体系压裂液，同时通过携砂作业来携带中小等粒径的陶粒、石英砂等作为固相支撑剂。
然而，在采用上述滑溜水压裂液体系时，由于固相支撑剂的密度远远大于压裂液的密度，固相支撑剂在进入裂缝后会发生沉降。因此为避免支撑剂堆积造成砂堵事故，在进行施工过程中往往不能持续进行携砂作业，而选择携砂液与滑溜水的交替注入，以致施工工艺相对复杂，施工效率较低；另外，由于缝网段中形成的裂缝一般为次生裂缝或二级次生裂缝，而这些裂缝的形状不规则、复杂程度高、张开度(缝宽)小，且远离主裂缝，因此固相支撑剂难以进入，造成许多的压开的裂缝并不能有效充填，压裂后许多裂缝在闭合压力的作用下，逐渐闭合，因此造成总改造体积不足而影响生产效率。归纳起来，采用上述滑溜水压裂液体系，主要存在以下问题：
(1)施工过程中无法连续加砂，施工效率受到限制
滑溜水压裂液体系，其粘度范围一般在20mP·s以内，然而由于常规支撑剂的密度远远大于压裂液的密度，支撑剂进入裂缝后，随着裂缝端面面积不断增加、液体流速不断降低，而迅速沉降。为避免砂堵事故，因此施工过程中往往不可连续进行加砂作业，从而施工工艺被迫选择携砂液与滑溜水的交替注入。交替注入滑溜水的施工工艺相对复杂，效率较低。
(2)压裂后复杂裂缝的利用率低，改造体积不足
由于缝网段形成的裂缝为次生裂缝与二级次生裂缝，这些裂缝的形状不规则、复杂程度高、张开度(缝宽)小，且远离主裂缝，因此支撑剂难以进入，造成许多的压开的裂缝并不能有效充填，压裂后许多裂缝在闭合压力的作用下，逐渐闭合，因此造成总改造体积不足。
(3)导流能力较低，产能增加幅度有限
由于滑溜水不良的携砂能力而导致只能携带粉砂与粉陶进行加砂，且平均砂比仅能控制在3～5％，因此形成加砂裂缝导流能力受到极大限制。这些填砂裂缝的导流能力对于非常规天然气的开采尚且不足，远远不能满足非常规石油资源对于裂缝导流能力的需求。
发明内容
本公开实施例提供了一种用于非常规储层缝网段改造的自支撑压裂液体系，可以大幅提高体积压裂的缝网段的导流能力、避免砂堵风险、延长设备使用周期，提高施工效率。所述技术方案如下：
本公开实施例提供了一种用于非常规储层缝网段改造的自支撑压裂液体系，所述自支撑压裂液体系包括互不相溶的缝网段自支撑压裂液与缝网段通道压裂液，所述缝网段自支撑压裂液包括以下组分：10份～40份的聚苯醚、10～20份的过氧化二异丙苯、10～50份的三烯丙基异氰脲酸酯、40～90份的苯乙烯、1～10份的表面活性剂、50～500份的溶剂；
所述缝网段通道压裂液包括以下组分：1～50份的降阻剂、10～100份的氯化钾、100～900份的清水、1～10份的季铵盐阳离子聚合物、1～100份的聚乙二醇、5～500份的十二烷基硫酸钠。
在本公开的一种实现方式中，所述自支撑压裂液体系包括100份的所述缝网段自支撑压裂液和100～10000份的所述缝网段通道压裂液。
在本公开的另一种实现方式中，所述自支撑压裂液以实际压裂排量5～16m3/min的排量下进行注入储层中时，所述缝网段自支撑压裂液形成自支撑固相的粒径范围为40目～140目。
在本公开的又一种实现方式中，所述缝网段自支撑压裂液中的表面活性剂为十二烷基硫酸钠、十二烷基苯磺酸钠、季铵盐、斯潘60、斯潘80中的一种或多种。
在本公开的又一种实现方式中，所述缝网段自支撑压裂液中的溶剂为甲苯、二苯甲烷、三苯甲烷、四苯甲烷的一种或多种。
在本公开的又一种实现方式中，所述缝网段自支撑压裂液在常温下的粘度范围为10mPa·s～100mPa·s。
在本公开的又一种实现方式中，所述缝网段自支撑压裂液的固化温度范围为60℃～180℃。
在本公开的又一种实现方式中，所述缝网段自支撑压裂液的固化时间范围在15min～60min。
在本公开的又一种实现方式中，所述缝网段通道压裂液的降阻剂为聚丙烯酰胺类、聚氧化乙烯类、十六烷基三甲基氯化铵类降阻剂中的一种或多种。
在本公开的又一种实现方式中，所述缝网段通道压裂液常温下的粘度范围为1mPa·s～100mPa·s
本公开实施例提供的技术方案带来的有益效果是：
通过本公开实施例提供的一种用于非常规储层缝网段改造的自支撑压裂液体系在进行压裂施工时，由于该自支撑压裂液体系包含有缝网段通道压裂液与缝网段自支撑压裂液，而缝网段自支撑压裂液中存在有机溶剂，使缝网段自支撑压裂液以有机溶液的形式存在。缝网段通道压裂液因为含有水，为水溶液形式存在，最终该自支撑压裂液体系为非互溶、非混相的油水混合形式存在。所以，在入井前，该自支撑压裂液体系完全无固相，因此大大提高了压裂液体系的流动性，使得自支撑压裂液体系可以流动到缝网中。并且，由于缝网段自支撑压裂液含有聚苯醚等物质，在地层裂缝内受到来自裂缝壁面的热量而升高液体温度，以致该缝网段自支撑压裂液能够在进入缝网后，形成自支撑固相来支撑缝网。
另外，将缝网段通道压裂液设计为水溶液同时加入了一定浓度的降阻剂，使得缝网段通道压裂液可以具备较低的摩阻，从而能够高效率的将缝网段自支撑压裂液推送至距离井筒远端的缝网之中，同时由于缝网段通道压裂液与缝网段自支撑压裂液的界面张力适用于缝网段自支撑压裂液在缝网中均匀分散，进而提高缝网段自支撑压裂液的支撑效果。也就是说，本公开所提供的自支撑压裂液体系，在注入储层的时候，不含有固相支撑剂，所以不会出现沉降的问题。而在自支撑压裂液体系注入储层后，在地热的作用下，逐渐生成自支撑固相，从而能够起到支撑缝网的作用。即在保证支撑效果的基础上，既解决了沉降的问题，又能够使得缝网得到有效充填，又避免了砂堵现象的出现。
附图说明
为了更清楚地说明本公开实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本公开的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本公开实施例提供的一种用于非常规储层网段改造的自支撑压裂液体系形成不同粒径的自支撑固相的抗破碎性能；
图2是本公开实施例提供的一种用于非常规储层缝网段改造的自支撑压裂液体系形成不同粒径的自支撑固相的导流能力。
具体实施方式
为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本公开实施方式作进一步地详细描述。
本公开实施例提供的一种用于非常规储层缝网段改造的自支撑压裂液体系，自支撑压裂液体系包括互不相溶的缝网段自支撑压裂液与缝网段通道压裂液。
缝网段自支撑压裂液包括以下组分：10份～40份的聚苯醚、10～20份的过氧化二异丙苯、10～50份的三烯丙基异氰脲酸酯、40～90份的苯乙烯、1～10份的表面活性剂、50～500份的溶剂。
缝网段通道压裂液包括以下组分：1～50份的降阻剂、10～100份的氯化钾、100～900份的清水、1～10份的季铵盐阳离子聚合物、1～100份的聚乙二醇、5～500份的十二烷基硫酸钠。
通过本公开实施例提供的一种用于非常规储层缝网段改造的自支撑压裂液体系在进行压裂施工时，由于该自支撑压裂液体系包含有缝网段通道压裂液与缝网段自支撑压裂液，而缝网段自支撑压裂液中存在有机溶剂，使缝网段自支撑压裂液以有机溶液的形式存在。缝网段通道压裂液因为含有水，为水溶液形式存在，最终该自支撑压裂液体系均为非互溶、非混相的油水混合形式存在。所以，在入井前，该自支撑压裂液体系完全无固相，因此大大提高了自支撑压裂液体系的流动性，使得自支撑压裂液体系可以流动到缝网中。并且，由于缝网段自支撑压裂液含有聚苯醚等物质，在地层裂缝内受到来自裂缝壁面的热量而升高液体温度，以致该缝网段自支撑压裂液能够在进入缝网后，形成自支撑固相来支撑缝网。另外，将缝网段通道压裂液设计为水溶液且加入了一定浓度的降阻剂，使得缝网段通道压裂液可以具备较低的摩阻，从而能够高效率的将缝网段自支撑压裂液推送至距离井筒远端的缝网之中，同时由于缝网段通道压裂液与缝网段自支撑压裂液的界面张力适用于缝网段自支撑压裂液在缝网中均匀分散，进而提高缝网段自支撑压裂液的支撑效果，避免许多压开的裂缝并不能有效充填，进而提高改造压裂体积。也就是说，本公开所提供的自支撑压裂液体系，在注入储层的时候，不含有固相支撑剂，所以不会出现沉降的问题。而在自支撑压裂液体系注入储层后，在地热的作用下，逐渐生成自支撑固相，从而能够起到支撑缝网的作用。即在保证支撑效果的基础上，解决了沉降的问题，又能够使得缝网得到有效充填，又避免了砂堵现象的出现。同时又可以避免因为携带的固相支撑剂对压裂设备与井筒的冲蚀，导致设备的提前破坏或引发施工事故。本公开实施例提供的一种用于非常规储层缝网段改造的压裂液体系能够广泛适用于煤层气、页岩气、页岩油和致密油气等非常规储层的改造之中，特别是对于体积压裂时提高缝网的导流能力，提高作业效率，杜绝砂堵风险，具有重要意义。
需要说明的是，以上组分的份数是指各组分中化学物的物质的量的数量，也就是说通过调整以上组分之间物质的量的比值，可以合理的选择需要的自支撑压裂液体系。
可选地，自支撑压裂液体系包括100份的缝网段自支撑压裂液和100～10000份的缝网段通道压裂液。
在上述实现方式中，设置为以上配比可以便于使得缝网段自支撑压裂液在受热固化后形成的自支撑固相的粒径范围在施工要求的范围内。可以理解，根据具体施工条件，也可以灵活调整缝网段自支撑压裂液与缝网段通道压裂液之间的配比，使其满足施工要求。这里所说的施工条件包括但不限于：施工过程中实际地层温度、地层深度、施工排量、液量、地层闭合应力等条件。
在进行压裂施工过程中，缝网段自支撑压裂液与缝网段通道压裂液配合使用，当该自支撑压裂液挤入储层中并在储层中进行流动时，流动过程中缝网段通道压裂液起到将缝网段自支撑压裂液分散为均匀粒径的液滴的作用，在储层缝网内缝网段自支撑压裂液发生固相相变后，缝网段通道压裂液占据其余流体空间。压裂施工结束前，缝网段通道压裂液将充分返排，缝网段自支撑固相留在裂缝内形成自支撑固相，缝网段通道压裂液之前所占据的流体空间将成为储层中油气渗流的通道。
可选地，自支撑压裂液体系以实际压裂排量5～16m3/min的排量下进行注入储层中时，缝网段自支撑压裂液形成自支撑固相的粒径范围为40目～140目。
在上述实现方式中，以上设置便于使得缝网段自支撑压裂液能够在以上排量的条件下迅速挤注到储层的裂缝内，同时在该排量的挤注下，缝网段自支撑压裂液形成的自支撑固相可以有效地对缝网进行支撑，避免其他条件形成的自支撑固相的因为粒径较小而不能满足足够的强度对缝网进行支撑，或者形成的自支撑固相的因为粒径较大而无法进入缝网中，以致无法对缝网进行支撑。
需要说明的是，缝网段自支撑压裂液固化后形成的自支撑固相的粒径大小与缝网段自支撑压裂液与缝网段通道压裂液之间的配比、施工排量、缝网段自支撑压裂液自身组分之间的配比等等均有关系。为了满足压裂施工中要求，可以改变以上因素来灵活设置自支撑固相的粒径范围。
可选地，缝网段自支撑压裂液中的表面活性剂为十二烷基硫酸钠、十二烷基苯磺酸钠、季铵盐、斯潘60、斯潘80中的一种或多种。
在上述实现方式中，表面活性剂指加入少量能使表面活性剂所在的溶液体系的界面状态发生明显变化的物质。表面活性剂具有固定的亲水亲油基团，在溶液的表面能定向排列。而该表面活性剂采用上述的一种或多种，是因为以上物质均具有良好的表面活性，能够有效地降低油-水界面的张力，达到乳化作用，使得缝网段自支撑压裂液与缝网段通道压裂液混合在一起时不会出现油水的上下分层，而是呈现为一种上下一致的稳定的非互溶、非混相的油水混合形式，这样便于缝网段自支撑压裂液能够在缝网中均匀分散。
可选地，缝网段自支撑压裂液中的溶剂为甲苯、二苯甲烷、三苯甲烷、四苯甲烷的一种或多种。
在上述实现方式中，溶剂是用于将缝网段自支撑压裂液中在常温下呈现固相物质(比如三烯丙基异氰脲酸酯、聚苯醚、过氧化二异丙苯)等进行有效地溶解，使得缝网段自支撑压裂液为有机溶液状态的形式存在。
可选地，缝网段自支撑压裂液在常温下的粘度范围为10mPa·s～100mPa·s。
可以理解，缝网段自支撑压裂液的粘度可以根据压裂施工的具体要求进行调整，本实施例对此不做限制。
可选地，缝网段自支撑压裂液的固化温度范围为60℃～150℃。
在上述实现方式中，以上固化温度的设置是因为待体积压裂改造的储层的温度，这样便于保证缝网段自支撑压裂液在进入储层中后能够进行有效地固化形成自支撑固相。
可以理解，缝网段自支撑压裂液的固化温度范围可以根据压裂施工的具体要求进行调整，比如深储层进行体积压裂改造时可以调整为较高的固化温度，浅储层可以调整为较低的固化温度，本实施例对此不做限制。
可选地，缝网段自支撑压裂液的固化时间范围在15min～60min。
在上述实现方式中，设置为以上的固化时间可以便于缝网段自支撑压裂液在进入储层后，受到储层的地热作用能够快速有效地进行固化以形成自支撑固相，通过自支撑固相支撑形成的缝网，避免因为固化时间较长，没有及时形成自支撑固相而使得裂缝又重新闭合，最终提高体积压裂的有效率。
可以理解，缝网段自支撑压裂液的固化时间范围可以根据压裂施工的具体要求进行调整，本实施例对此不做限制。
可选地，缝网段通道压裂液的降阻剂为聚丙烯酰胺类、聚氧化乙烯类、十六烷基三甲基氯化铵类降阻剂中的一种或多种。
在上述实现方式中，降阻剂用于降低流体的摩擦阻力，而选取以上化学物作为降阻剂，是因为以上物质均具有良好的降阻性能，在水中加入微量的以上物质，就能够有效地降阻60-80％，这样便于使得缝网段自支撑压裂液与缝网段通道压裂液混合后挤注在储层缝网的过程中阻力较小，能够迅速的挤注在储层缝网之中。
可选地，缝网段通道压裂液常温下的粘度范围为1mPa·s～100mPa·s
在上述实现方式中，设置为以上粘度范围可以使得缝网段通道压裂液具有低摩阻，能够顺利地通过井筒进入地层裂缝，并到达缝网段的裂缝之中。
下面以具体应用实施例对本公开实施例的技术方案进行进一步的说明：
自支撑压裂液体系1：
(1)对于缝网段自支撑压裂液，选取的各组份的质量份数如下：
30份的聚苯醚、15份的过氧化二异丙苯、30份的三烯丙基异氰脲酸酯、50份的苯乙烯、5份的十二烷基苯磺酸钠、300份的三苯甲烷。
(2)对于缝网段通道压裂液，选取的各组份的质量份数如下：
3份的降阻剂、30份的氯化钾、800份的清水、5份的季铵盐阳离子聚合物、50份的聚乙二醇、10份的十二烷基硫酸钠。
(3)缝网段自支撑压裂液与缝网段通道压裂液配合使用，缝网段自支撑压裂液和缝网段通道压裂液的质量份数如下：
缝网段自支撑压裂液：100份，缝网段通道压裂液：300份。
按上述配方分别配制缝网段自支撑压裂液与缝网段通道压裂液，并按照1：3的比例将上述组分混合在烧瓶中，以形成自支撑压裂液体系。然后将烧瓶处于在100℃，且转速200r/min的搅拌速度(约2m/s流动速度)条件下，经过30分钟时间既可以形成40目～70目的自支撑固相。
自支撑压裂液体系2：
(1)对于缝网段自支撑压裂液，选取的各组份的质量份数如下：
20份的聚苯醚、10份的过氧化二异丙苯、25份的三烯丙基异氰脲酸酯、40份的苯乙烯、10份的十二烷基苯磺酸钠、300份的四苯甲烷。
(2)对于缝网段通道压裂液，选取的各组份的质量份数如下：
2份的降阻剂、30份的氯化钾、800份的清水、4份的季铵盐阳离子聚合物、100份的聚乙二醇、20份的十二烷基硫酸钠。
(3)缝网段自支撑压裂液与缝网段通道压裂液配合使用，缝网段自支撑压裂液和缝网段通道压裂液的质量份数如下：
100份的缝网段自支撑压裂液、300份的缝网段通道压裂液。
按上述配方分别配制缝网段自支撑压裂液与缝网段通道压裂液，并按照1：3的比例将上述组分混合在烧瓶中，以形成自支撑压裂液体系。然后将烧瓶处置于加热装置中并使得烧瓶保持在100℃，再通过搅拌装置以转速300r/min的搅拌速度(等同于2m/s流动速度)对烧瓶进行搅拌，经过30分钟后即可形成70目～140目的自支撑固相。
针对以上2组自支撑压裂液体系分别进行破碎率实验及导流能力实验：
破碎率实验过程中选取三组不同闭合应力，分别为52MPa、69MPa、86MPa，通过以上三组不同闭合应力对40目～70目与70目～140目自支撑固相进行实验，实验结果如图1所示，40目～70目与70目～140目的自支撑固相的破碎率均低于5％，这说明缝网段自支撑压裂液中形成的自支撑固相具有非常优异的抗破碎性能。
由于缝网段自支撑压裂液中形成的自支撑固相具有极低的破碎率，这将极大程度上可以避免因为自支撑固相发生破碎后在裂缝内的堆积，而引起裂缝导流能力降低，同时采用该缝网段自支撑压裂液有助于延长压裂施工过程的有效期。
如图2所示，导流能力实验以铺砂浓度为5kg/m2的条件进行，实验中选取8组不同闭合应力分别对40目～70目与70目～140目的自支撑固相进行导流能力实验，实验结果如2所示，在55MPa闭合应力，40目～70目自支撑固相的导流值为23.86μm2·cm，70目～140目自支撑固相的导流值为13.87μm2·cm，这说明对于绝大多数的非常规储层均可获得极好的增产效果。
而当处于69MPa的闭合应力下，40目～70目自支撑固相的导流能力仍然有10.75μm2·cm，70目～140目的自支撑固相的导流能力9.75μm2·cm，这均足以满足深井的压裂需求。
上述所有可选技术方案，可以采用任意结合形成本公开的可选实施例，在此不再一一赘述。
以上仅为本公开的较佳实施例，并不用以限制本公开，凡在本公开的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种用于非常规储层缝网段改造的自支撑压裂液体系，其特征在于，所述自支撑压裂液体系包括互不相溶的缝网段自支撑压裂液与缝网段通道压裂液；
所述缝网段自支撑压裂液包括以下组分：10～40份的聚苯醚、10～20份的过氧化二异丙苯、10～50份的三烯丙基异氰脲酸酯、40～90份的苯乙烯、1～10份的表面活性剂和50～500份的溶剂；
所述缝网段通道压裂液包括以下组分：1～50份的降阻剂、10～100份的氯化钾、100～900份的清水、1～10份的季铵盐阳离子聚合物、1～100份的聚乙二醇和5～500份的十二烷基硫酸钠。
2.根据权利要求1所述的自支撑压裂液体系，其特征在于，所述自支撑压裂液体系包括100份的所述缝网段自支撑压裂液和100～10000份的所述缝网段通道压裂液。
3.根据权利要求2所述的自支撑压裂液体系，其特征在于，所述自支撑压裂液体系以实际压裂排量5～16m3/min的排量下进行注入储层中时，所述缝网段自支撑压裂液形成自支撑固相的粒径范围为40目～140目。
4.根据权利要求1所述的自支撑压裂液体系，其特征在于，所述缝网段自支撑压裂液中的表面活性剂为十二烷基硫酸钠、十二烷基苯磺酸钠、季铵盐、斯潘60和斯潘80中的一种或多种。
5.根据权利要求1所述的自支撑压裂液体系，其特征在于，所述缝网段自支撑压裂液中的溶剂为甲苯、二苯甲烷、三苯甲烷和四苯甲烷的一种或多种。
6.根据权利要求1所述的自支撑压裂液体系，其特征在于，所述缝网段自支撑压裂液在常温下的粘度范围为10mPa·s～100mPa·s。
7.根据权利要求1所述的自支撑压裂液体系，其特征在于，所述缝网段自支撑压裂液的固化温度范围为60℃～150℃。
8.根据权利要求1所述的自支撑压裂液体系，其特征在于，所述缝网段自支撑压裂液的固化时间范围在15min～60min。
9.根据权利要求1所述的自支撑压裂液体系，其特征在于，所述缝网段通道压裂液的降阻剂为聚丙烯酰胺类、聚氧化乙烯类和十六烷基三甲基氯化铵类降阻剂中的一种或多种。
10.根据权利要求1所述的自支撑压裂液体系，其特征在于，所述缝网段通道压裂液常温下的粘度范围为1mPa·s～100mPa·s。
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