CN114672299A - 一种海底水合物储层双效改造浆液、应用及应用方法 - Google Patents

Abstract

本申请适用于材料技术领域，提供了一种海底水合物储层双效改造浆液、应用及应用方法，包括以下质量百分比的原料：反应基液A10‑25％、反应基液B 10‑20％、增渗剂40‑60％、反应控制剂0.1‑1％、增强剂0.3‑2％、降粘剂5‑10％以及粘土稳定剂1‑5％。本申请可在海底水合物储层温压环境下快速固化形成稳定的、具有高导流能力和高强度的多孔支撑网络骨架，且能与沉积物有较强的胶结作用，进而提高储层渗透率，增加储层稳定性，实现对天然气水合物储层的双效改造，有利于天然气水合物安全高效开发。此外，该浆液还可应用煤层、泥层、弱胶结砂层等软弱、疏松储层的改造增产领域，能有效解决疏松或软弱非常规油气藏储层改造过程中裂缝闭合、支撑失效等问题，达到增产稳产高产的目的，延长开发周期。

Description

一种海底水合物储层双效改造浆液、应用及应用方法

技术领域

本申请属于材料技术领域，尤其涉及一种海底水合物储层双效改造浆液、应用及应用方法。

背景技术

储层改造是通过有效的技术措施提高地层渗透性，以及井筒与储层的连通性，进而达到增产增注的目的。水力压裂是目前储层改造的常规方法，广泛应用于常规的低渗透、特低渗透油气藏和非常规油气藏，在油气的增产稳产高产方面起到了关键作用。常规水力压裂是利用地面高压泵组，通过井筒向地层泵入前置压裂液，使地层形成一条或多条预压裂缝，然后向缝中泵入混有支撑剂的携砂液，待压裂液破胶返排后，支撑剂则留在裂缝中，进而在油气层与井筒之间构建起多条固相颗粒支撑的高渗透裂缝通道，有利于远井端油气流入井筒。

然而，目前常规水力压裂技术需靠固相支撑剂支撑裂缝壁面，对于砂岩、碳酸盐岩等硬岩储层，固相支撑剂能有效地支撑裂缝壁面，进而形成高导流能力裂缝通道，而对于弱胶结的天然气水合物储层以及泥岩、煤岩、疏松或弱胶结沉积物等软弱地层，采用固相支撑剂支撑裂缝，易发生支撑剂嵌入地层、裂缝闭合的现象，较难形成高导流能力裂缝通道，甚至会储层改造失效。而在向窄小压裂缝注入支撑剂过程中，易发生砂堵现象，支撑剂难以进入裂缝深处，难以实现大面积有效支撑。此外，固相支撑剂的使用会存在对管壁磨损大、对压裂液性能要求高、易造成储层伤害、用水多、施工周期长等问题，对施工工艺、泵注设备要求较高。

随着软弱、疏松地层中的非常规油气勘探开发进行，如天然气水合物、煤层气、油砂等，对储层改造又提出新要求，除能增大储层渗透性外，还需起到维持储层稳定作用。为此，需开发储层强化和增渗一体化的改造方式。但是，现有储层改造常用的胍胶压裂液、聚合物压裂液、粘弹性表面活性剂压裂液等改造浆液仅能起到造缝增渗的作用，且用于地层加固的水泥、水玻璃、改性环氧树脂、改性丙烯酸等灌浆材料仅能实现地层强化和防渗。

发明内容

本申请实施例提供一种海底水合物储层双效改造浆液，旨在解决现有储层改造浆液存在仅能起到造缝增渗的作用，且用于地层加固的灌浆材料仅能实现地层强化和防渗的问题。

本申请实施例是这样实现的，一种海底水合物储层双效改造浆液，包括以下质量百分比的原料：

反应基液A 10-25％、反应基液B10-20％、增渗剂40-60％、反应控制剂0.1-1％、增强剂0.3-2％、降粘剂5-10％以及粘土稳定剂1-5％。

本申请实施例还提供一种上述的海底水合物储层双效改造浆液在天然气水合物储层改造增产以及煤层、泥层、弱胶结砂层储层改造增产领域中的应用。

本申请实施例还提供一种海底水合物储层双效改造浆液的应用方法，包括：

按照上述的海底水合物储层双效改造浆液的配方称取原料，备用；

将反应基液B、增渗剂、反应控制剂、增强剂、降粘剂、粘土稳定剂混合均匀，得第一混合物，备用；

在注入井筒前，将所述混合物与反应基液A混合均匀，得第二混合物，备用；

将所述第二混合物在高于地层破裂压力的泵压下注入地层，或者使用常规压裂液压开裂缝后注入地层；

向所述井筒内注入顶替液以使所述第二混合物全部进入储层，停泵、关井、憋压12h-24h，待所述第二混合物在储层温压环境下充分聚合、交联和固化，形成支撑骨架缝网后，泄压。

本申请实施例与现有技术相比存在的有益效果是：

(1)本申请实施例提供的海底水合物储层双效改造浆液可在储层环境下固化形成多孔骨架，该骨架自身具有较高的渗透性、较高的抗压和抗剪强度，不仅能有效支撑缝网，在高闭合压力下能长期保持高导流能力，而且骨架与沉积物有较好的胶结作用，可起到加固水合物层、煤层、泥岩层等松软地层的作用，增加地层稳定性。

(2)常规水力压裂相比，不用向地层中注入固相支撑剂，不需要浆液携砂和返排，只需向地层内注入可流动的本申请实施例提供的海底水合物储层双效改造浆液，注入的浆液可在储层环境下聚合、交联和固化，形成高强高渗的网络支撑骨架。由于注入的浆液可原位固化，且工艺流程不使用支撑剂，能避免常规压裂过程中砂堵和支撑剂难以填充到窄小裂缝的问题，可有效支撑窄裂缝，增大改造有效范围，同时缩短储层改造施工工期，大幅度降低施工成本。

(3)本申请实施例提供的海底水合物储层双效改造浆液不需要用水，应用于敏感型特殊储层时，储层渗透性伤害小，且浆液固化后形成环保型多孔材料，对生物无毒、无害。

(4)本申请实施例提供的海底水合物储层双效改造浆液配制简便，施工工艺简易，施工设备简单，大大降低储层改造风险，缩短储层改造时间。

具体实施方式

为了使本申请的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合具体实施例，对本申请进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本申请，并不用于限定本申请。

本申请实施例为了解决现有储层改造浆液存在仅能起到造缝增渗的作用，且用于地层加固的灌浆材料仅能实现地层强化和防渗的问题，提供了一种海底水合物储层双效改造浆液，该浆液通过劈裂或常规压裂后注入水合物地层，在海底水合物温压环境下快速聚合、交联和固化，进而形成稳定的、具有高导流能力和高强度的多孔支撑网络骨架，该骨架可作为气、水产出的快速渗透通道，从而提高储层渗透性，且该浆液能与沉积物有较强的胶结作用，能够增加储层稳定性，实现水合物储层双效改造。使用该浆液进行储层双效改造能有效解决天然气水合物储层以及疏松或软弱非常规油气藏储层改造过程中裂缝闭合、支撑失效等问题，达到增产稳产高产的目的，延长开发周期。

在本申请实施例中，所述海底水合物储层双效改造浆液，包括以下质量百分比的原料：

反应基液A10-25％、反应基液B10-20％、增渗剂40-60％、反应控制剂0.1-1％、增强剂0.3-2％、降粘剂5-10％以及粘土稳定剂1-5％。

其中，所述反应基液A为多亚甲基多苯基异氰酸酯。优选的，所述多亚甲基多苯基异氰酸酯的NCO质量分数为30.0％-32.0％，平均官能团在2.7之上，黏度(25℃)在100～400mPa·s之间。

其中，所述反应基液B为聚醚多元醇。优选的，所述聚醚多元醇的羟值在350-650KOH/g之间，平均官能团在3之上，黏度(25℃)在100-10000mPa·s之间。

其中，所述增渗剂包括液态CO₂、空气、氮气、戊烷、环戊烷和相变材料中的一种或多种。其中，所述相变材料为热熔性固态物质，包括固态石蜡、固态直链烷烃、固态油类物质中的一种或多种。

其中，所述反应控制剂包括叔胺类反应控制剂和/或有机金属类反应控制剂。优选的，所述叔胺类反应控制剂包括三亚乙基二胺、三乙胺、二甲基乙醇胺和二甲基环己胺中的一种或几种组合；优选的，所述有机金属类反应控制剂包括辛酸亚锡、二乙酸二丁基锡、乙酸钾、异辛酸钾和异辛酸锌中的一种或几种组合。

其中，所述增强剂包括三羟甲基丙烷、三羟甲基乙烷、三乙醇胺、二乙醇胺、二羟乙基苯胺、丙三醇、三异丙醇胺和甲基二乙醇胺的一种或几种组合。

其中，所述降粘剂分为溶剂类降粘剂和/或液体油类降粘剂。优选的，所述溶剂类降粘剂包括乙酸乙酯、乙酸丁酯、丙酮、丁酮、磷酸三乙酯、三(2-氯乙基)磷酸酯和甲基磷酸二甲酯中的一种或几种组合；所述液体油类降粘包括煤油、柴油、汽油和液体石蜡中的一种或几种组合。

其中，所述粘土稳定剂包括KCl、NH₄Cl、MgCl₂、CaCl₂、AlCl₃、KOH和Ca(OH)₂的一种或几种组合。

其中，所述海底水合物储层双效改造浆液固结后抗压强度>5MPa，渗透率>1D；通过控制反应控制剂添加量使固化时间在0-6h之间，通过控制降粘剂添加量使浆液粘度在50mPa·s-1000mPa·s之间。

具体地，本申请实施例提供的海底水合物储层双效改造浆液可以在地面上配制，先将反应基液B、反应控制剂、增强剂、降粘剂、增渗剂和粘土稳定剂混拌均匀，需进行储层改造施工时，再混入反应基液A，搅拌均匀即可使用。混拌好的储层双效改造浆液具有粘度低、摩阻系数小、流动性能好，易通过钻井柱注入地层，配制好的浆液固化时间可根据反应控制剂和增强剂的添加量进行调节，一般在0-6h之内，浆液应在1h内快速注入地层。

本申请实施例还提供一种上述的海底水合物储层双效改造浆液在天然气水合物储层改造增产以及煤层、泥层、弱胶结砂层储层改造增产领域中的应用。

本申请实施例还提供一种海底水合物储层双效改造浆液的应用方法，包括以下步骤：

步骤S1，按照上述的海底水合物储层双效改造浆液的配方称取原料，备用。

步骤S2，将反应基液B、增渗剂、反应控制剂、增强剂、降粘剂、粘土稳定剂混合均匀，得第一混合物，备用。

步骤S3，在注入井筒前，将所述混合物与反应基液A混合均匀，得第二混合物，备用。

可选地，根据储层温压条件，计算好各组分用量，依次向搅拌罐加入反应基液B、反应控制剂、增强剂、降粘剂、增渗剂和粘土稳定剂，并混拌均匀，待进行储层改造施工时，将反应基液A加入搅拌罐，混拌均匀即完成海底水合物储层双效改造浆液的配置。

步骤S4，将所述第二混合物在高于地层破裂压力的泵压下注入地层，或者使用常规压裂液压开裂缝后注入地层。

可选地，配制好的海底水合物储层双效改造浆液可直接进行压裂改造注入地层，利用高压泵车将储层双效改造浆液在高于地层破裂压力的泵压注入地层，压裂地层产生裂缝，当造缝效果和浆液注量入达到设计值时停泵；也可在常规压裂液压开裂缝后注入地层，利用高压泵车向地层注入压裂液进行预压裂造缝，待造缝满足设计要求后停泵，并将混配好的海底水合物储层双效改造浆液快速注入地层预压裂缝中，浆液注入量应稍多于裂缝设计几何尺寸体积计算。

在本申请实施例中，所述常规压裂液为胍胶压裂液、纤维素压裂液、粘弹性表面活性剂压裂液、液态CO₂压裂液、泡沫压裂液中的一种或几种。

步骤S5，向所述井筒内注入顶替液以使所述第二混合物全部进入储层，停泵、关井、憋压12h-24h，待所述第二混合物在储层温压环境下充分聚合、交联和固化，形成支撑骨架缝网后，泄压。

具体地，向井筒内注入顶替液，使井筒内海底水合物储层双效改造浆液全部进入储层后，停泵、关井、憋压；关井憋压12h-24h，在储层温压环境(5-180℃、3MPa-50MPa)下使海底水合物储层双效改造浆液充分聚合、交联和固化，逐渐形成支撑骨架缝网。泄压，完成储层改造。

在本申请实施例中，所述顶替液为柴油、汽油、空气、液态CO₂、N₂中的一种或几种。

以下给出本申请某些实施方式的实施例，其目的不在于对本申请的范围进行限定。

以下实施例所用原料信息如下：

反应基液A选用PM-200和TDI-100，烟台万华化学集团股份有限公司生产。PM-200的NCO质量分数为30.2-32.0％，平均官能团为2.6-2.7，黏度(25℃)为150-250mPa·s；TDI-100的NCO质量分数为48.2％，平均官能团为2，黏度(25℃)为3.2mPa·s。

反应基液B选用ZS-4110和PPG400，江苏钟山化工有限公司生产，ZS-4110的羟值为410-450KOH/g，平均官能团>3，黏度(25℃)为4500-5500mPa·s；PPG400的羟值为255-300KOH/g，平均官能团为2，黏度(25℃)为150mPa·s。

增渗剂1选用环戊烷。

增渗剂2选用相变材料，选用固态石蜡。

反应控制剂为市售33％的三乙烯二胺溶液(A33)。

增强剂选用市售三羟甲基丙烷。

降粘剂选用市售乙酸乙酯。

黏土稳定剂选用市售KCl固体颗粒。

实施例1-18按照下表1配置：

表1

对比例1-6按照下表2和3配置：

表2

表3

以聚苯乙烯为搅拌容器(300mL)，搅拌使用双轴变频高速搅拌机(转速为1000r/min)，分别加入实施例1-21以及对比例1-3的海底水合物储层双效改造浆液配料后搅拌均匀，倒入聚四氟乙烯模具中固化。为模拟储层固化条件，模具放入高压反应釜中(反应釜置于恒温水槽)，在特定固化温度下加压固化。

在浆液配置过程中，使用旋转粘度计NDJ数显粘度测定仪分别测定实施例1-21以及对比例1-3的海底水合物储层双效改造浆液粘度。在不同固化温度和15MPa的环境压力下养护24h，完成固化，获得实施例1-21以及对比例1-3对应的浆液固化样品，并测定其抗压强度及渗透率，测试结果如表4所示。其中，渗透率测试方法参照GB/T 34533-2017标准，抗压强度测定方法参照GB50107-2010标准。

表4

从表4可知，实施例1-3和实施例4-6的海底水合物储层双效改造浆液在不同固化温度下，固结体强度和渗透性都相差不大。而实施例7-9中，由于增渗剂加量相对较少，且在温度较高情况下，浆液固化过程中固态石蜡增渗剂易流失，故较难起到造孔和连接环戊烷形成的孔隙的作用，因此实施例8和9的渗透率相对较低。实施例7-9、实施例10-12和实施例13-15中，增渗剂加量逐渐增大，增渗剂造孔增渗作用更加明显，形成的固结体渗透率也逐渐增大，从1D左右增至4D左右。实施例16-18与实施例1-3相比，增渗剂比例有所不同，实施例16-18中固态石蜡增渗剂用量较少，固态石蜡造孔和连接孔隙的作用较小，因此实施例16-18的渗透性较小，而对于实施例18，固化温度较高，固态石蜡在固化过程中易流失，进而导致固结体渗透性较低，仅为0.98D。

另外，在对比例1-3中，浆液未成形，主要是生成了弱泡聚氨酯，由于TDI官能团低，且PPG400羟值低，两者反应后多生成线性的高分子聚合物，聚合物内部交联程度低，因此浆液固化后不能生成有强度的固结体。

另外，在对比例4-6中，采用官能团较高的PM-200，与PPG400反应后，生成的高分子聚合物内部有一定的交联性，温度越高，交联程度越大，但由于PPG400羟值较低，固化后仍生成弱泡聚氨酯，低温时浆液反应不充分，未成形，高温时生成的固结体强度较低，测渗透性时孔隙被压缩，渗透性较小。

以上所述仅为本申请的较佳实施例而已，并不用以限制本申请，凡在本申请的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。

Claims (20)

1.一种海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，包括以下质量百分比的原料：

反应基液A10-25％、反应基液B10-20％、增渗剂40-60％、反应控制剂0.1-1％、增强剂0.3-2％、降粘剂5-10％以及粘土稳定剂1-5％。

2.如权利要求1所述的海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，所述反应基液A为多亚甲基多苯基异氰酸酯。

3.如权利要求2所述的海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，所述多亚甲基多苯基异氰酸酯的NCO质量分数为30.0％-32.0％，平均官能团在2.7之上，25℃黏度在100～400mPa·s之间。

4.如权利要求1所述的海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，所述反应基液B为聚醚多元醇。

5.如权利要求4所述的海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，所述聚醚多元醇的羟值在350-650KOH/g之间，平均官能团在3之上，25℃黏度在100-10000mPa·s之间。

6.如权利要求1所述的海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，所述增渗剂包括液态CO₂、空气、氮气、戊烷、环戊烷和相变材料中的一种或多种。

7.如权利要求6所述的海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，所述相变材料为热熔性固态物质，包括固态石蜡、固态直链烷烃、固态油类物质中的一种或多种。

8.如权利要求1所述的海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，所述反应控制剂包括叔胺类反应控制剂、有机金属类反应控制剂中一种或两种。

9.如权利要求8所述的海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，所述叔胺类反应控制剂包括三亚乙基二胺、三乙胺、二甲基乙醇胺和二甲基环己胺中的一种或几种。

10.如权利要求8所述的海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，所述有机金属类反应控制剂包括辛酸亚锡、二乙酸二丁基锡、乙酸钾、异辛酸钾和异辛酸锌中的一种或几种。

11.如权利要求1所述的海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，所述增强剂包括三羟甲基丙烷、三羟甲基乙烷、三乙醇胺、二乙醇胺、二羟乙基苯胺、丙三醇、三异丙醇胺和甲基二乙醇胺的一种或几种。

12.如权利要求1所述的海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，所述降粘剂包括溶剂类降粘剂、液体油类降粘剂中的一种或两种。

13.如权利要求12所述的海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，所述溶剂类降粘剂包括乙酸乙酯、乙酸丁酯、丙酮、丁酮、磷酸三乙酯、三(2-氯乙基)磷酸酯和甲基磷酸二甲酯中的一种或几种。

14.如权利要求12所述的海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，所述液体油类降粘包括煤油、柴油、汽油和液体石蜡中的一种或几种。

15.如权利要求1所述的海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，所述粘土稳定剂包括KCl、NH₄Cl、MgCl₂、CaCl₂、AlCl₃、KOH和Ca(OH)₂的一种或几种。

16.如权利要求1所述的海底水合物储层双效改造浆液，其特征在于，所述海底水合物储层双效改造浆液的固化时间在0-6h之间，粘度在50-3000mPa·s之间，固结后抗压强度>5MPa，渗透率>1D。

17.一种如权利要求1-16任一权利要求所述的海底水合物储层双效改造浆液在天然气水合物储层改造增产以及煤层、泥层、弱胶结砂层储层改造增产领域中的应用。

18.一种海底水合物储层双效改造浆液的应用方法，其特征在于，包括：

按照权利要求1-16任一权利要求所述的海底水合物储层双效改造浆液的配方称取原料，备用；

将反应基液B、增渗剂、反应控制剂、增强剂、降粘剂、粘土稳定剂混合均匀，得第一混合物，备用；

在注入井筒前，将所述混合物与反应基液A混合均匀，得第二混合物，备用；

将所述第二混合物在高于地层破裂压力的泵压下注入地层，或者使用常规压裂液压开裂缝后注入地层；

向所述井筒内注入顶替液以使所述第二混合物全部进入储层，停泵、关井、憋压12h-24h，待所述第二混合物在储层温压环境下充分聚合、交联和固化，形成支撑骨架缝网后，泄压。

19.如权利要求18所述的海底水合物储层双效改造浆液的应用方法，其特征在于，所述常规压裂液为胍胶压裂液、纤维素压裂液、粘弹性表面活性剂压裂液、液态CO₂压裂液、泡沫压裂液中的一种或几种。

20.如权利要求18所述的海底水合物储层双效改造浆液的应用方法，其特征在于，所述顶替液为柴油、汽油、空气、液态CO₂、N₂中的一种或几种。