CN102134481B

CN102134481B - 羧甲基羟丙基胍胶水基压裂液

Info

Publication number: CN102134481B
Application number: CN 201110009659
Authority: CN
Inventors: 王贤君; 张玉广; 肖丹凤; 张明慧; 韩松; 裴涛
Original assignee: Daqing Oilfield Co Ltd
Current assignee: Daqing Oilfield Co Ltd
Priority date: 2011-01-18
Filing date: 2011-01-18
Publication date: 2013-05-22
Anticipated expiration: 2031-01-18
Also published as: CN102134481A

Abstract

本发明涉及一种针对低渗透储层开发的低增稠剂使用浓度、低成本的羧甲基羟丙基胍胶水基压裂液。该压裂液包括基液和交联液，基液和交联液按重量比为50:1；基液由羧甲基羟丙基胍胶0.18～0.25%、抗润湿表活剂0.25～0.20%、防乳化破乳剂0.20～0.15%、防膨防迁移处理剂1.20～0.60%、杀菌剂0.15～0.10%、pH值调节剂0.08～0.05%、有机硅消泡剂0.10～0.05%及余量水组成；交联液由复合交联剂9.0～6.0%、破胶剂0.2～0.1%及余量水组成。本发明增稠剂用量及压裂液残渣含量大幅度降低，能够减小对储层和支撑剂裂缝伤害，提高压裂措施效果。

Description

羧甲基羟丙基胍胶水基压裂液

技术领域

本发明涉及油田化学应用领域，是一种针对低渗透储层开发的低使用浓度羧甲基羟丙基胍胶的水基压裂液。

背景技术

大庆***及海塔盆地是今后实现油田稳产的主要潜力区，其中葡萄花、扶杨低渗透油层未开发储量7.72亿吨，占***储量的91.5%。而油层特低渗透，导致压裂对储层伤害程度高、措施效果差，储量特低丰度，导致单井压后产量低、措施成本高，制约了低渗储层经济有效开发。实现低渗透储层经济有效开发的关键在于提高改造效果，明确制约增产效果的主要矛盾，突破措施效果和效益的局限，形成针对性措施，降低措施成本，形成创新技术，满足低渗透油层有效开发需要，使常规开发无法获得效益的边际油田得到有效动用。就目前的技术和工业应用状况看，增产措施对压裂液性能要求之间的矛盾并未得到彻底解决，这对矛盾是要求压裂液既要具有必要的粘弹性携带支撑剂、快速破胶减少对储层特别是支撑裂缝损害又要求降低成本，提高措施效果和效益。特别是近年来，人们逐渐把关注的重点放在把压裂液对储层的损害降到最低和得到更高的裂缝导流能力以及低成本上来。

发明内容

为了解决背景技术中存在的不足，本发明提供一种超低使用浓度、低成本的羧甲基羟丙基胍胶水基压裂液，该压裂液能够有效地改善压裂液性能，保证压裂施工的正常需要，并具有对储层和裂缝导流能力低伤害高效无毒环保的优点。同时具有低滤失、低成本、易操作的特点。

本发明所采用的技术方案是：该水基压裂液，包括基液和交联液，基液和交联液按重量比为50:1；基液由羧甲基羟丙基胍胶0.18～0.25%、抗润湿表活剂C₁₂H₂₅SO₃Na 0.20～0.25%、防乳化破乳剂0.15～0.20% 、防膨防迁移处理剂0.60～1.20%、杀菌剂0.10～0.15%、PH值调节剂0.05～0.08%、有机硅消泡剂0.05～0.10%及余量水组成；交联液由复合交联剂6.0～9.0%、破胶剂0.1～0.2%及余量水组成，上述各组分按质量百分比配比，其中PH值调节剂由NaOH和Na₂CO₃按重量比4:1组成，破胶剂由K₂S₂O₈、和Na₂S₂O₈按重量比3:2组成，复合交联剂由三乙醇胺锆和乳酸锆铵按重量比3:2组成。

上述方案中增稠剂羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)—是胍胶的一种阴离子型和非离子型的双重衍生物，通过双重化学改性，即在胍胶的分子结构中引入亲水基团钠羧甲基和羟丙基而制得。胍胶经羧甲基化和羟丙基化改性，其水不溶物减少，水溶速度加快，防腐储存性能改善。羧甲基羟丙基胍胶的阴离子和非离子双重结构使其具有双重化学性质，在选择交联剂和其它添加剂时，更加多样和灵活。水不溶物含量比羟丙基胍胶低67%，溶胀速度快，溶解时间短，接触浓度C*比羟丙基胍胶低50%，增稠效率更高、用量更低、破胶负载更小。在聚合物浓度大为降低的条件下，通过优选新型乳酸锆交联剂，提高交联密度和交联强度，通过其它添加剂的协同作用，其粘度标准没有降低，且粘弹性足以保证整个压裂液低到30～120℃的系列配方能够有很好的流变性能保证携带支撑剂，其破胶液伤害亦降到最低，与常规压裂液相比残渣降低80%，综合成本可降低15～20%，下述的压裂液方案1与现有的羟丙基胍胶压裂液性能对比见表1。

90℃配方不同压裂液体系性能对比表1

本发明具有如下有益效果：由于低渗透油层的物性条件复杂，对于压裂液的敏感性强，压裂液对油层伤害大，因此有效控制和降低压裂液的伤害，进一步提高压裂措施效果，是低渗透油田开发的关键。针对上述情况本发明采用超低浓度羧甲基羟丙基胍胶压裂液降低了对储层渗透率和裂缝导流能力的伤害程度，提高压裂措施效果。

附图说明：

图1苏301-33-44井n₂95、94层施工曲线；

图2苏301-50-54井N1Ⅰ4层施工曲线。

具体实施方式：

压裂液方案1：

(1)将抗润湿表活剂0.25%、防乳化剂0.2%、防膨防迁移处理剂1.2%、杀菌剂0.15%、PH值调节剂0.08%、消泡剂0.1%及余量水配成溶液，在2000r/min高速搅拌下加入增稠剂0.25%配成基液。

(2) 将复合交联剂6.0%、破胶剂K₂S₂O₈0.1%及余量水配成交联液。

(3) 现场采用两组泵车同时将基液:交联液按重量比50:1泵入压裂管汇进行压裂施工。

压裂液方案2：

(1)将抗润湿表活剂0.2%、防乳化剂0.15%、防膨防迁移处理剂0.6%、杀菌剂0.1%、PH值调节剂0.05%、消泡剂0.05%、水配成溶液，在2000r/min高速搅拌下加入增稠剂0.18%配成基液。

(2)将交联剂9.0%、破胶剂0.2%及余量水配成交联液。

(3)现场采用两组泵车同时将基液:交联液=50:1泵入压裂管汇进行压裂施工。

上述各组分按质量百分比配比，其中PH值调节剂由NaOH和Na₂CO₃按重量比4:1组成，破胶剂由K₂S₂O₈、和Na₂S₂O₈按重量比3:2组成，复合交联剂由三乙醇胺锆和乳酸锆铵按重量比3:2组成。

以在海拉尔油田苏301区块应用实例，应用本发明的甲基羟丙基胍胶压裂液（压裂液方案1）的44口井111层，施工成功率98.9%，平均砂比21.6%，平均加砂强度2.15m³/m，其中22口油井平均单井初期日产液达到5.61t/d，日产油达到2.72t/d。

现场应用效果表表2

典型100℃井分析：

以海拉尔盆地苏301区块苏301-33-44井为例，该井压裂层位为n₂95、94，储层深度为（2858.6~2849.4）m，储层温度为103℃，应用100℃羧甲基羟丙基胍胶压裂液配方（压裂液方案1）进行压裂，羧甲基胍胶压裂液用量为255m³，实际共加入陶粒30m³，施工时间117min，羧甲基羟丙基胍胶增稠剂用量为637.5kg，如采用羟丙基胍胶用量为1402.5kg，该井节约增稠剂54.5%，平均施工压力：43Mpa，施工排量：3.5 m³/min，最高砂比：39%，平均砂比：24.5%，停泵压力梯度：0.0165 MPa/m，施工正常见图1。

典型70℃井分析：

以海拉尔盆地苏301区块苏301-50-54井为例，该井压裂层位为N1Ⅰ4，储层深度为（1992.2~2017.0）m，储层温度为72℃，应用70℃羧甲基羟丙基胍胶压裂液配方（压裂液方案2）进行压裂，羧甲基羟丙基胍胶压裂液用量为200m³，实际共加入陶粒24m³，施工时间87min，羧甲基羟丙基胍胶增稠剂用量为360.0kg，如采用羟丙基胍胶用量为800.0kg，该井节约增稠剂55.0%，平均施工压力：41.5Mpa，施工排量：3.5 m³/min，最高砂比：34%，平均砂比：20.5%，停泵压力梯度：0.0206 MPa/m，施工正常见图2。

上述实施例中增稠剂羧甲基羟丙基胍胶CMHPG购自中国石油昆山公司；防乳化破乳剂TR-2031购自大庆万通化工科技有限公司；防膨防迁移处理剂A69-1购自大庆乘风多种经营实业公司；杀菌剂SJ-112购自大连银丰化工科技有限公司；有机硅消泡剂LRX-2购自山东滨洲昱诚化工科技有限公司。

三乙醇胺锆：

乳酸锆铵：

Claims

1.一种水基压裂液，包括基液和交联液，基液和交联液按重量比为50:1；基液由羧甲基羟丙基胍胶0.18～0.25%、抗润湿表活剂C₁₂H₂₅SO₃Na 0.20～0.25%、防乳化破乳剂0.15～0.20% 、防膨防迁移处理剂0.60～1.20%、杀菌剂0.10～0.15%、pH值调节剂0.05～0.08%、有机硅消泡剂0.05～0.10%及余量水组成；交联液由复合交联剂6.0～9.0%、破胶剂0.1～0.2%及余量水组成，上述各组分按质量百分比配比，其中pH值调节剂由NaOH和Na₂CO₃按重量比4:1组成，破胶剂由K₂S₂O₈、和Na₂S₂O₈按重量比3:2组成，复合交联剂由三乙醇胺锆和乳酸锆铵按重量比3:2组成。