CN117285920A - 一种储层保护用合成型压裂液及其制备方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种储层保护用合成型压裂液及其制备方法。所说的储层保护用合成型压裂液，包括吸附抑制剂、稠化剂、交联剂、助排剂、粘土稳定剂、封堵剂和水，其中所说的封堵剂是可降解的。本发明的合成型压裂液能够克服常规压裂液对储层伤害大的缺点，在可降解封堵剂、吸附抑制剂组分物理与化学作用下，施工时可暂时封堵岩心孔喉或微裂缝，减少压裂液的岩心浸入深度，同时降低岩心基质内压裂液残渣、稠化剂分子滞留吸附与液相伤害，施工完毕后封堵剂自动降解为二氧化碳与水，在地层压力下离开岩壁封堵点，致密气藏岩心渗透率恢复率≥70％，最终实现压裂液对储层的低伤害目的。

Description

一种储层保护用合成型压裂液及其制备方法
技术领域
本发明涉及油气储层改造用的工作液，具体是一种储层保护用合成型压裂液及其制备方法。
背景技术
国内致密气藏具有孔隙度小、渗透率低、非均质性强的特征，在大规模体积压裂改造中主要使用储层保护用合成型压裂液。常规储层保护用合成型压裂液对储层存在较严重的岩心基质伤害，伤害率超过70％，气测岩心渗透率恢复率不超过30％。引起基质伤害的主要因素包括压裂液中的聚合物残渣、稠化剂吸附滞留伤害、水锁与水敏效应。常规储层保护用合成型压裂液稠化剂亲水基团密度大，其岩心吸附滞留伤害较胍胶等植物胶更大，会直接造成油气渗流通道减小；水浸入后会引起岩心水锁、水敏效应，岩心含水饱和度增加，粘土矿物吸水膨胀，孔隙中油水界面毛管阻力增加，油气在基质孔喉渗流更加困难。
发明内容
本发明人发现，前期低伤害合成型压裂液研究更多针对单一伤害因素考虑，尤其是没有涉及到稠化剂吸附伤害问题及防治措施，还没有集降低压裂液残渣、稠化剂分子滞留吸附与液相伤害的多功能一体化合成型压裂液。针对上述现有技术的不足，本发明提供一种具备物理与化学作用、能够同时降低压裂液残渣、稠化剂分子滞留吸附与液相伤害的合成型压裂液，以及所说的压裂液的制备方法。
技术效果
本发明的合成型压裂液能够克服常规压裂液对储层伤害大的缺点，在可降解封堵剂、吸附抑制剂组分物理与化学作用下，施工时可暂时封堵岩心孔喉或微裂缝，减少压裂液的岩心浸入深度，同时降低岩心基质内压裂液残渣、稠化剂分子滞留吸附与液相伤害，施工完毕后封堵剂自动降解为二氧化碳与水，在地层压力下离开岩壁封堵点，致密气藏岩心渗透率恢复率≥70％，最终实现压裂液对储层的低伤害目的。
具体实施方式
下面对本发明的具体实施方式进行详细说明，但是需要指出的是，本发明的保护范围并不受这些具体实施方式的限制，而是由附录的权利要求书来确定。
当本说明书以词头“本领域技术人员公知”、“现有技术”或其类似用语来导出材料、物质、方法、步骤、装置或部件等时，所说的词头导出的对象涵盖本申请提出时本领域常规使用的那些，但也包括目前还不常用，却将变成本领域公认为适用于类似目的那些。
在没有明确指明的情况下，本说明书内所提到的所有百分数、份数、比率等都是以重量为基准的，而且压力是表压。
在本说明书的上下文中，表述“任选取代”指的是任选被一个或多个(比如1至10个、1至5个、1至4个、1至3个)选自卤素、巯基、硝基、硫代、氰基、任选取代的C1-6直链或支链烷基、任选取代的C2-6直链或支链烯基和任选取代的C2-6直链或支链炔基的取代基(在可行的位置处)取代。
在本说明书的上下文中，“可降解”指的是在150℃的水中48小时内分解(比如分解为二氧化碳和水)的比例超过95％。需要特别说明的是，可降解与可溶解属于完全不同概念，前者涉及化学反应，后者涉及物理变化。为此，即使是在150℃的水中48小时内溶解的比例超过95％的封堵剂，在本发明中也无法取得预期的技术效果。
本说明书的上下文中，粘度的测量方法是毛细管粘度计法或旋转粘度计法。
在本说明书的上下文中，pH值的测量方法是采用pH试纸或pH计测量。
在本说明书的上下文中，粒度的测量方法是采用筛析法测量。
在本说明书的上下文中，平均粒度的测量方法是采用激光粒度仪或同类仪器测量。
本发明实现其技术目的所采用的技术方案是，一种储层保护用合成型压裂液，包括合成型稠化剂、助排剂、粘土稳定剂、交联剂、吸附抑制剂、封堵剂和水，其中所说的封堵剂是可降解的。
作为一个方式，所说的压裂液的粘度为大于等于1.0mPa·s，优选大于等于1.5mPa·s。本发明对于所说的压裂液的粘度的上限没有特别的限定，可以是本领域常规可以达到的任何上限数值比如30mPa·s，但并不限于此。
作为一个方式，所说的吸附抑制剂能够抑制所说的稠化剂在岩石上的滞留吸附。具体而言，所说的吸附抑制剂是式I所示的化合物在二氧化硅上的化学负载产物。作为式I所示的化合物，优选二甲氨基二羟基苯，更优选1,4-二甲氨基-2,5-二羟基苯。
在式I中，A代表任选取代的环结构(优选任选取代的苯环或萘环)，n为1-10的整数(优选2-6、3-4或4)，n个R彼此相同或不同，各自独立地选择单键和C1-10亚烷基(优选选择单键和C1-4亚烷基)，n个X彼此相同或不同，各自独立地选择O和NH，前提是至少一个X是NH。
作为一个方式，所说的二氧化硅的平均粒度为1至50nm，优选2至10nm。
作为一个方式，以所说的化学负载产物的重量为100wt％计，所说的式I所示的化合物(以N计)的重量含量为2-10wt％(优选6-8wt％)。所说的重量含量可以通过采用等离子体光谱仪或同类仪器进行测量。
作为一个方式，所说的压裂液以水的重量为100wt％计，所说的吸附抑制剂的重量浓度为≥0.5wt％(优选0.5-5wt％，更优选2-4wt％)。
作为一个方式，使所说的二氧化硅与所说的式I所示的化合物发生化学反应(称为负载反应)而获得所说的吸附抑制剂。本发明对于所说的负载反应的进行方式等没有特别的限定，只要可以使得二氧化硅的表面羟基与所说的式I所示的化合物所具有的一个或多个羟基或氨基发生缩合反应以使得所说的式I所示的化合物化学键合在二氧化硅表面上而获得所说的化学负载产物即可。作为所述负载反应的方法，比如可以参考CN113322057A，本说明书就其全文参考引入。本发明对于所说的化学键合的数量也没有特别的限定，可以是一个化学键，也可以是多个比如2个化学键。
作为一个方式，所说的负载反应在水中进行，反应温度为40-80℃，反应时间为4-6小时。在所说的负载反应结束之后，用水多次洗涤所获得的反应产物直至不再检出有机物，然后干燥残余固体而获得所说的化学负载产物。显然，所说的化学负载产物也可以不经洗涤，直接以反应产物的形式使用。
作为一个方式，所说的化学负载产物可能具有如下结构，但本发明并不限于此。
作为一个方式，为了进行所说的负载反应，所说的二氧化硅与所说的式I所示的化合物的重量比为1：0.1至1：2，优选1：0.6至1：1。
作为一个方式，所说的二氧化硅在进行所说的负载反应之前预先进行活化处理。
作为一个方式，所说的活化处理包括使所说的二氧化硅与浓硫酸在120-150℃下反应10-12小时。优选的是，所说的浓硫酸的浓度是70-98wt％。
作为一个方式，所说的浓硫酸与所说的二氧化硅的体积/重量比为1：
(0.01-0.5)，优选1：(0.01-0.1)。
作为一个方式，所说的压裂液的pH值为6-8(优选为6.5-7.5)。
作为一个方式，所说的压裂液对致密油气藏岩心渗透率恢复率≥70％。
作为一个方式，所说的压裂液以水的重量为100wt％计，其余原料配比组成按如下重量份计算：
作为一个方式，所说的封堵剂选择聚乙醇酸(优选重均分子量是2.0万-10.0万的聚乙醇酸，更优选重均分子量是2.3万-6.9万的聚乙醇酸)和聚乳酸(优选重均分子量是小于等于150万的聚乳酸，更优选重均分子量是小于等于100万的聚乳酸)的一种或多种。
作为一个方式，所说的压裂液以水的重量为100wt％计，封堵剂的重量浓度为大于等于0.1wt％，优选0.5-5.0wt％，最优选1.5wt％-2.5wt％。
作为一个方式，所说的封堵剂是颗粒形式，包括大粒度颗粒、中粒度颗粒和小粒度颗粒的一种或多种。
作为一个方式，其中大粒度颗粒的粒度＜40目，中粒度颗粒的粒度为40目-100目，小粒度颗粒的粒度＞100目。
作为一个方式，所说的大粒度颗粒:中粒度颗粒:小粒度颗粒的重量比为(0～0.5):(0.5～2.5):(7.0～9.0)，优选0.2-0.3：1.2-1.3：8.0-9.0。
作为一个方式，封堵剂原材料在一定温度下通过包括但不限于挤出方式和/或注塑方式得到不同粒度聚乙醇酸和/或聚乳酸粒料，包括：
大粒度颗粒：粒度小于40目；
中粒度颗粒：粒度为40目-100目；
小粒度颗粒：粒度大于100目；
作为一个方式，最终形成的封堵剂组合粒度为(重量比)：
大粒度颗粒:中粒度颗粒:小粒度颗粒＝(0～0.5):(0.5～2.5):(7.0～9.0)。
作为一个方式，所说的合成型稠化剂选择聚丙烯酰胺和聚丙烯酰胺共聚物的一种或多种。
作为一个方式，所说的压裂液以水的重量为100wt％计，合成型稠化剂的重量浓度为0.01wt％-1.0wt％，优选0.04wt％-0.6wt％。
作为一个方式，所说的压裂液还包含助排剂、粘土稳定剂和交联剂的一种或多种。
作为一个方式，所说的助排剂选择聚氧乙烯醚的一种或多种，优选选择聚氧乙烯胺醚、聚氧乙烯脂肪醇醚的一种或多种。
作为一个方式，所说的压裂液以水的重量为100wt％计，助排剂的重量浓度为0.1wt％-1.0wt％，优选0.1wt％-0.5wt％。
作为一个方式，所说的粘土稳定剂选择烷基铵盐的一种或多种，优选选择三甲基烷基铵盐的一种或多种，特别是氯化十二烷基三甲胺。
作为一个方式，所说的压裂液以水的重量为100wt％计，粘土稳定剂的重量浓度为0.1wt％-1.0wt％，优选0.1wt％-0.5wt％。
作为一个方式，所说的交联剂选择有机锆交联剂的一种或多种，所说的有机锆交联剂一般是乳酸锆及其同类产品。
作为一个方式，所说的压裂液以水的重量为100wt％计，交联剂的重量浓度为0.1wt％-1.0wt％，优选0.1wt％-0.6wt％。
作为一个方式，所说的压裂液对致密气藏岩心渗透率恢复率≥70％。
本发明还涉及所说的储层保护用合成型压裂液的制备方法，包括以下步骤：(1)混合除封堵剂和交联剂之外的其它原料和水以获得基液；(2)向基液中加入封堵剂搅拌形成混合物；(3)根据体系粘度需要选择加入或不加入交联剂搅拌形成混合物；(4)调节所说的混合物，使其粘度为大于等于1.0mPa·s(优选大于等于1.5mPa·s)，pH值为6-8(优选为6.5-7.5)，其中封堵剂是可降解的。
本发明还涉及所说的储层保护用合成型压裂液的制备方法，包括下列步骤：
步骤(1).按配方量称取各原料；
步骤(2).在水中加入合成型稠化剂，以形成均匀的基液；
步骤(3).在步骤(2)制备的基液中加入粘土稳定剂、吸附抑制剂，搅拌直到形成均匀基液；
步骤(4).在步骤(3)制备的基液中加入助排剂，搅拌均匀；
步骤(5).在步骤(4)制备的基液中加入封堵剂，再根据体系粘度需要选择加入或不加入交联剂，获得所说的储层保护用合成型压裂液。
本发明还涉及一种油气储层压裂方法，包括将所说的储层保护用合成型压裂液注入油气储层而进行压裂的步骤。
实施例
以下将通过实施例和对比例对本发明进行进一步的详细描述，但本发明不限于以下实施例。
吸附抑制剂制造实施例1
将10g二氧化硅1#与6g 1,4-二甲氨基-2,5-二羟基苯在50ml水中于40℃条件下反应6小时，得到吸附抑制剂1#。
所述二氧化硅的平均粒度为10nm。
吸附抑制剂制造实施例2
将10g二氧化硅2#与8g 1,4-二甲氨基-2,5-二羟基苯在50ml水中于60℃条件下反应5小时，得到吸附抑制剂2#。
所述二氧化硅的平均粒度为20nm。
吸附抑制剂制造实施例3
将10g二氧化硅3#与10g 1,4-二甲氨基-2,5-二羟基苯在50ml水中于80℃条件下反应4小时，得到吸附抑制剂3#。
所述二氧化硅的平均粒度为15nm。
实施例1
步骤1.准确称量清水200g，聚丙烯酰胺0.08g，聚乙醇酸1g(包括20目颗粒0.02g、80目颗粒0.13g、200目颗粒0.85g)，聚氧乙烯胺醚0.2g，吸附抑制剂1#1.0g，三甲基烷基铵盐0.2g，有机锆交联剂0.2g，待用。
步骤2.在清水中加入稠化剂聚丙烯酰胺，加入的过程中控制加入速度以杜绝形成鱼眼，并时刻调整转速以保证旋涡状态，继续搅拌使之充分溶解形成均匀的溶液，制得所需的基液；
步骤3.保持搅拌状态，在步骤2制备的基液中加入三甲基烷基铵盐与吸附抑制剂，搅拌直到形成均匀基液；
步骤4.调低搅拌转速，在步骤3制备的基液中加入聚氧乙烯胺醚，搅拌均匀；
步骤5.在步骤4制备的基液中加入聚乙醇酸与有机锆交联剂，搅拌即得储层保护用合成型压裂液。
在本例中，所说的压裂液的粘度为1.5mPa·s,所说的压裂液的pH值为6.5，所说的聚乙醇酸的重均分子量是2.3万-6.9万。
实施例2
步骤1.准确称量清水200g，聚丙烯酰胺0.14g，聚乙醇酸3g(包括20目颗粒0.09g、100目颗粒0.39g、200目颗粒2.52g)，聚氧乙烯脂肪醇醚0.6g，吸附抑制剂2#1.6g，三甲基烷基铵盐0.6g，有机锆交联剂0.4g，待用。
步骤2.在清水中加入稠化剂聚丙烯酰胺，加入的过程中控制加入速度以杜绝形成鱼眼，并时刻调整转速以保证旋涡状态，继续搅拌使之充分溶解形成均匀的溶液，制得所需的基液；
步骤3.保持搅拌状态，在步骤2制备的基液中加入三甲基烷基铵盐与吸附抑制剂，搅拌直到形成均匀基液；
步骤4.调低搅拌转速，在步骤3制备的基液中加入聚氧乙烯脂肪醇醚，搅拌均匀；
步骤5.在步骤4制备的基液中加入聚乙醇酸与有机锆交联剂，搅拌即得储层保护用合成型压裂液。
在本例中，所说的压裂液的粘度为6mPa·s,所说的压裂液的pH值为7，所说的聚乙醇酸的重均分子量是2.3万-6.9万。
实施例3
步骤1.准确称量清水200g，聚丙烯酰胺0.24g，聚乳酸4g(包括20目颗粒0.08g、100目颗粒0.48g、200目颗粒3.44g)，聚氧乙烯脂肪醇醚1.0g，吸附抑制剂2#4.0g，三甲基烷基铵盐1.0g，有机锆交联剂0.8g，待用。
步骤2.在清水中加入稠化剂聚丙烯酰胺，加入的过程中控制加入速度以杜绝形成鱼眼，并时刻调整转速以保证旋涡状态，继续搅拌使之充分溶解形成均匀的溶液，制得所需的基液；
步骤3.保持搅拌状态，在步骤2制备的基液中加入三甲基烷基铵盐与吸附抑制剂，搅拌直到形成均匀基液；
步骤4.调低搅拌转速，在步骤3制备的基液中加入聚氧乙烯脂肪醇醚，搅拌均匀；
步骤5.在步骤4制备的基液中加入聚乳酸与有机锆交联剂，搅拌即得储层保护用合成型压裂液。
在本例中，所说的压裂液的粘度为9mPa·s,所说的压裂液的pH值为7，所说的聚乳酸的重均分子量是小于等于100万。
实施例4
步骤1.准确称量清水200g，聚丙烯酰胺1.2g，聚乳酸5g(包括20目颗粒0.15g、100目颗粒0.65g、200目颗粒4.20g)，聚氧乙烯胺醚1.0g，吸附抑制剂3#8.0g，三甲基烷基铵盐1.0g，有机锆交联剂1.2g，待用。
步骤2.在清水中加入稠化剂聚丙烯酰胺，加入的过程中控制加入速度以杜绝形成鱼眼，并时刻调整转速以保证旋涡状态，继续搅拌使之充分溶解形成均匀的溶液，制得所需的基液；
步骤3.保持搅拌状态，在步骤2制备的基液中加入三甲基烷基铵盐与吸附抑制剂，搅拌直到形成均匀基液；
步骤4.调低搅拌转速，在步骤3制备的基液中加入聚氧乙烯胺醚，搅拌均匀；
步骤5.在步骤4制备的基液中加入聚乳酸与有机锆交联剂，搅拌即得储层保护用合成型压裂液。
在本例中，所说的压裂液的粘度为30mPa·s,所说的压裂液的pH值为7，所说的聚乳酸的重均分子量是小于等于100万。
实施例5
步骤1.准确称量清水200g，聚丙烯酰胺0.10g，聚乙醇酸2g(包括20目颗粒0.04g、80目颗粒0.26g、200目颗粒1.70g)，聚氧乙烯胺醚0.4g，吸附抑制剂1#1.2g，三甲基烷基铵盐0.4g，有机锆交联剂0.3g，待用。
步骤2.在清水中加入稠化剂聚丙烯酰胺，加入的过程中控制加入速度以杜绝形成鱼眼，并时刻调整转速以保证旋涡状态，继续搅拌使之充分溶解形成均匀的溶液，制得所需的基液；
步骤3.保持搅拌状态，在步骤2制备的基液中加入三甲基烷基铵盐与吸附抑制剂，搅拌直到形成均匀基液；
步骤4.调低搅拌转速，在步骤3制备的基液中加入聚氧乙烯胺醚，搅拌均匀；
步骤5.在步骤4制备的基液中加入聚乙醇酸与有机锆交联剂，搅拌即得储层保护用合成型压裂液。
在本例中，所说的压裂液的粘度为3.0mPa·s,所说的压裂液的pH值为6.5，所说的聚乙醇酸的重均分子量是2.3万-6.9万。
实施例6
步骤1.准确称量清水200g，聚丙烯酰胺0.40g，聚乳酸4g(包括20目颗粒0.08g、100目颗粒0.48g、200目颗粒3.44g)，聚氧乙烯脂肪醇醚0.8g，吸附抑制剂2#2.0g，三甲基烷基铵盐0.8g，有机锆交联剂0.6g，待用。
步骤2.在清水中加入稠化剂聚丙烯酰胺，加入的过程中控制加入速度以杜绝形成鱼眼，并时刻调整转速以保证旋涡状态，继续搅拌使之充分溶解形成均匀的溶液，制得所需的基液；
步骤3.保持搅拌状态，在步骤2制备的基液中加入三甲基烷基铵盐与吸附抑制剂，搅拌直到形成均匀基液；
步骤4.调低搅拌转速，在步骤3制备的基液中加入聚氧乙烯脂肪醇醚，搅拌均匀；
步骤5.在步骤4制备的基液中加入聚乳酸与有机锆交联剂，搅拌即得储层保护用合成型压裂液。
在本例中，所说的压裂液的粘度为15mPa·s,所说的压裂液的pH值为7，所说的聚乳酸的重均分子量是小于等于100万。
对比例1
步骤1.准确称量清水200g，聚丙烯酰胺0.08g，沥青1g(包括20目颗粒0.02g、80目颗粒0.13g、200目颗粒0.85g)，聚氧乙烯胺醚0.2g，吸附抑制剂1#1.0g，三甲基烷基铵盐0.2g，有机锆交联剂0.2g，待用。
步骤2.在清水中加入稠化剂聚丙烯酰胺，加入的过程中控制加入速度以杜绝形成鱼眼，并时刻调整转速以保证旋涡状态，继续搅拌使之充分溶解形成均匀的溶液，制得所需的基液；
步骤3.保持搅拌状态，在步骤2制备的基液中加入三甲基烷基铵盐与吸附抑制剂，搅拌直到形成均匀基液；
步骤4.调低搅拌转速，在步骤3制备的基液中加入聚氧乙烯胺醚，搅拌均匀；
步骤5.在步骤4制备的基液中加入沥青与有机锆交联剂，搅拌即得储层保护用合成型压裂液。
在本例中，所说的压裂液的粘度为1.5mPa·s,所说的压裂液的pH值为6.5，所说的沥青的分子量是2000-6000。
对比例2
步骤1.准确称量清水200g，聚丙烯酰胺0.14g，聚氧乙烯脂肪醇醚0.6g，吸附抑制剂2#1.6g，三甲基烷基铵盐0.6g，有机锆交联剂0.4g，待用。
步骤2.在清水中加入稠化剂聚丙烯酰胺，加入的过程中控制加入速度以杜绝形成鱼眼，并时刻调整转速以保证旋涡状态，继续搅拌使之充分溶解形成均匀的溶液，制得所需的基液；
步骤3.保持搅拌状态，在步骤2制备的基液中加入三甲基烷基铵盐与吸附抑制剂，搅拌直到形成均匀基液；
步骤4.调低搅拌转速，在步骤3制备的基液中加入聚氧乙烯脂肪醇醚，搅拌均匀；
步骤5.在步骤4制备的基液中加入有机锆交联剂，搅拌即得储层保护用合成型压裂液。
在本例中，所说的压裂液的粘度为6mPa·s,所说的压裂液的pH值为7。
对比例3
步骤1.准确称量清水200g，聚丙烯酰胺0.24g，聚乳酸4g(包括20目颗粒0.08g、100目颗粒0.48g、200目颗粒3.44g)，聚氧乙烯脂肪醇醚1.0g，三甲基烷基铵盐1.0g，有机锆交联剂0.8g，待用。
步骤2.在清水中加入稠化剂聚丙烯酰胺，加入的过程中控制加入速度以杜绝形成鱼眼，并时刻调整转速以保证旋涡状态，继续搅拌使之充分溶解形成均匀的溶液，制得所需的基液；
步骤3.保持搅拌状态，在步骤2制备的基液中加入三甲基烷基铵盐，搅拌直到形成均匀基液；
步骤4.调低搅拌转速，在步骤3制备的基液中加入聚氧乙烯脂肪醇醚，搅拌均匀；
步骤5.在步骤4制备的基液中加入聚乳酸与有机锆交联剂，搅拌即得储层保护用合成型压裂液。
在本例中，所说的压裂液的粘度为9mPa·s,所说的压裂液的pH值为7，所说的聚乳酸的重均分子量是小于等于100万。
对比例4
步骤1.准确称量清水200g，聚丙烯酰胺1.2g，聚氧乙烯胺醚1.0g，三甲基烷基铵盐1.0g，有机锆交联剂1.2g，待用。
步骤2.在清水中加入稠化剂聚丙烯酰胺，加入的过程中控制加入速度以杜绝形成鱼眼，并时刻调整转速以保证旋涡状态，继续搅拌使之充分溶解形成均匀的溶液，制得所需的基液；
步骤3.保持搅拌状态，在步骤2制备的基液中加入三甲基烷基铵盐，搅拌直到形成均匀基液；
步骤4.调低搅拌转速，在步骤3制备的基液中加入聚氧乙烯胺醚，搅拌均匀；
步骤5.在步骤4制备的基液中加入有机锆交联剂，搅拌即得储层保护用合成型压裂液。
在本例中，所说的压裂液的粘度为30mPa·s,所说的压裂液的pH值为7。
以上述各实施例和对比例制得的合成型压裂液进行了浸入岩心深度实验，具体实验条件和要求是：80℃温度条件下，不同类型压裂液与800ppm过硫酸铵搅拌均匀，在一定围压及3.5MPa驱替压力下，将液体从致密砂岩岩心一端驱替60min，取出岩心剖缝测量液体浸入深度，表征压裂液的封堵性；以上述各实施例制得的合成型压裂液进行了封堵剂降解率实验，具体实验条件和要求是：将各实施例中压裂液与800ppm过硫酸铵搅拌均匀，在150℃下静置24h，采用抽滤法测定封堵剂降解率，表征封堵剂残渣残留特性；以上述各实施例制得的合成型压裂液进行了岩心气测渗透率恢复率实验，具体实验条件和要求是：对岩心进行预处理，称量岩样干重；烘干岩心构建初始含水饱和度，测所说的饱和度下的气测渗透率；80℃、3.5MPa压力下驱替压裂液与800ppm过硫酸铵混合伤害岩样60min；将岩样反向装入岩心夹持器，加围压，均在相同的恒定驱替压差3.5MPa条件下进行氮气驱替，直到含水饱和度不再变化的时候测其气测渗透率，计算渗透率恢复率。
渗透率恢复率可由下式计算：
式中：
β—渗透率恢复率，％。
K1—返排稳定后的渗透率，mD；
Kwi—原始含水饱和度下渗透率，mD。
取得如表1所示的压裂液实验结果。
表1上述各实施例的压裂液性能评价结果
通过表1中的实验结果可以清楚的看出，相对于空白压裂液，本发明的上述各实施例所制得的压裂液对岩心浸入深度小，单位时间内压裂液中封堵剂能够完全降解，稠化剂吸附滞留伤害小，岩心伤害小，渗透率恢复率高。对比例中，由于采用的是非降解性的封堵剂，且未用吸附抑制剂岩心伤害大，渗透率恢复率低。由此可见，本发明是一种能在致密油气藏压裂施工中封堵工作液于基质岩心外，具备同时降低压裂液残渣、稠化剂分子滞留吸附与液相伤害的植物胶压裂液，能够广泛适宜低渗透油气藏压裂改造。
以上各实施例仅用以说明本发明，而非对其限制；尽管参照上述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：本发明依然可以对上述各实施例中的具体技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换，而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明的精神和范围。

Claims (16)

1.一种储层保护用合成型压裂液，包括吸附抑制剂、合成型稠化剂、交联剂、助排剂、粘土稳定剂、封堵剂和水，其中所说的吸附抑制剂能够抑制所说的稠化剂在岩石上的滞留吸附，并且所说的封堵剂是可降解的。
2.权利要求1所说的储层保护用合成型压裂液，其中所说的压裂液的粘度为大于等于1.0mPa·s(优选大于等于1.5mPa·s)，所说的压裂液的pH值为6-8(优选为6.5-7.5)。
3.前述任一权利要求所说的储层保护用合成型压裂液，其中所说的吸附抑制剂是式I所示的化合物(优选二甲氨基二羟基苯，更优选1,4-二甲氨基-2,5-二羟基苯)在二氧化硅上的化学负载产物，
在式I中，A代表任选取代的环结构(优选任选取代的苯环或萘环)，n为1-10的整数(优选2-6、3-4或4)，n个R彼此相同或不同，各自独立地选择单键和C1-10亚烷基(优选选择单键和C1-4亚烷基)，n个X彼此相同或不同，各自独立地选择O和NH，前提是至少一个X是NH，
所说的二氧化硅的平均粒度为1至50nm，优选2至10nm，
以所说的化学负载产物的重量为100wt％计，所说的式I所示的化合物(以N计)的重量含量为2-10wt％(优选6-8wt％)。
4.前述任一个权利要求所说的储层保护用合成型压裂液，其中所说的封堵剂选择聚乙醇酸(优选重均分子量是2.0万-10.0万的聚乙醇酸，更优选重均分子量是2.3万-6.9万的聚乙醇酸)和聚乳酸(优选重均分子量是小于等于150万的聚乳酸，更优选重均分子量是小于等于100万的聚乳酸)的一种或多种。
5.前述任一个权利要求所说的储层保护用合成型压裂液，其中所说的压裂液以水的重量为100wt％计，封堵剂的重量浓度为大于等于0.1wt％(优选0.5-5.0wt％，最优选1.5-2.5wt％)。
6.前述任一个权利要求所说的储层保护用合成型压裂液，其中所说的封堵剂是颗粒形式，包括大粒度颗粒、中粒度颗粒和小粒度颗粒的一种或多种。
7.前述任一个权利要求所说的储层保护用合成型压裂液，其中大粒度颗粒的粒度＜40目，中粒度颗粒的粒度为40目-100目，小粒度颗粒的粒度＞100目。
8.前述任一个权利要求所说的储层保护用合成型压裂液，其中所说的大粒度颗粒:中粒度颗粒:小粒度颗粒的重量比为(0～0.5):(0.5～2.5):(7.0～9.0)，优选(0.2-0.3)：(1.2-1.3)：(8.0-9.0)。
9.前述任一个权利要求所说的储层保护用合成型压裂液，其中所说的合成型稠化剂选择聚丙烯酰胺和聚丙烯酰胺共聚物的一种或多种。
10.前述任一个权利要求所说的储层保护用合成型压裂液，其中所说的压裂液以水的重量为100wt％计，合成型稠化剂的重量浓度为0.01wt％-1.0wt％(优选0.04wt％-0.6wt％)。
11.前述任一个权利要求所说的储层保护用合成型压裂液，其中所说的助排剂选择聚氧乙烯醚的一种或多种，优选选择聚氧乙烯胺醚、聚氧乙烯脂肪醇醚的一种或多种；所说的粘土稳定剂选择烷基铵盐的一种或多种，优选选择三甲基烷基铵盐的一种或多种，特别是氯化十二烷基三甲胺；所说的交联剂选择有机锆交联剂的一种或多种，优选乳酸锆。
12.前述任一个权利要求所说的储层保护用合成型压裂液，其中所说的压裂液以水的重量为100wt％计，助排剂的重量浓度为0.1wt％-1.0wt％(优选0.1wt％-0.5wt％)，粘土稳定剂的重量浓度为0.1wt％-1.0wt％(优选0.1wt％-0.5wt％)，交联剂的重量浓度为0.1wt％-1.0wt％(优选0.1wt％-0.6wt％)，吸附抑制剂的重量浓度为≥0.5wt％(优选0.5-5wt％，更优选2-4wt％)。
13.前述任一个权利要求所说的储层保护用合成型压裂液，其中所说的压裂液对致密气藏岩心渗透率恢复率≥70％。
14.前述任一个权利要求所说的储层保护用合成型压裂液的制备方法，包括以下步骤：(1)混合除封堵剂和交联剂之外的其它原料和水以获得基液；(2)向基液中加入封堵剂搅拌形成混合物；(3)根据体系粘度需要选择加入或不加入交联剂搅拌形成混合物；(4)调节所说的混合物，使其粘度为大于等于1.0mPa·s(优选大于等于1.5mPa·s)，pH值为6-8(优选为6.5-7.5)，其中封堵剂是可降解的。
15.前述任一个权利要求所说的储层保护用合成型压裂液的制备方法，包括下列步骤：
步骤(1).按配方量称取各原料；
步骤(2).在水中加入合成型稠化剂，以形成均匀的基液；
步骤(3).在步骤(2)制备的基液中加入粘土稳定剂、吸附抑制剂，搅拌直到形成均匀基液；
步骤(4).在步骤(3)制备的基液中加入助排剂，搅拌均匀；
步骤(5).在步骤(4)制备的基液中加入封堵剂，再根据体系粘度需要选择加入或不加入交联剂，获得所说的储层保护用合成型压裂液。
16.一种油气储层压裂方法，包括将前述任一个权利要求所说的储层保护用合成型压裂液注入油气储层而进行压裂的步骤。
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