CN102206484A

CN102206484A - 一种酸性疏水缔合物压裂液

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Publication number: CN102206484A
Application number: CN2011100861755A
Authority: CN
Inventors: 罗兆; 怡宝安; 张天翔; 吴丽蓉; 李彦林
Original assignee: China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Current assignee: China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Priority date: 2011-04-07
Filing date: 2011-04-07
Publication date: 2011-10-05
Anticipated expiration: 2031-04-07
Also published as: CN102206484B

Abstract

本发明涉及一种酸性疏水缔合物压裂液；由交联液与原液组成，交联液按重量百分比为，酸***联剂0.2～0.5％、交联调节剂A0.01～0.035％、交联调节剂B 0.02～0.3％、破胶剂0.02～0.2％，余量为水；原液按重量百分比为，FS-927共聚物0.3～0.7％、氯化钾1～4％、MJ-1高温助排剂0.5～1.5％、JTY-100降滤失剂0～2.5％、PR-1破乳剂1％、温度稳定剂0～0.02％，余量为水；该压裂液具有良好的延缓交联、耐温、抗盐、耐剪切性能，携砂性能好、易破胶返排、对地层伤害小、低摩阻、低残渣、防膨效果好的优点，突破了缓交联聚合物性压裂液耐温耐剪切性不能超过100℃的传统观念。

Description

一种酸性疏水缔合物压裂液

技术领域

本发明涉及一种油气藏或强水敏地层压裂增产酸性疏水缔合物压裂液。

背景技术

目前压裂液体系中主要包括植物胶压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液、乳化压裂液和粘弹性清洁压裂液等，而使用较多的是植物胶压裂液。压裂液的发展趋势是朝着高效、低伤害的方向发展。为此，20世纪90年代以来开发了无水不溶物、无残渣的粘弹性清洁压裂液，但该体系应用温度较低。国外报道有使用温度达130℃的粘弹性清洁压裂液，但国内报道的粘弹性清洁压裂液的使用温度低于100℃。植物胶压裂液存在许多优点，但该体系的水不溶物及残渣较多，对地层和裂缝的伤害较大；而且交联条件弱碱性，增大碱含量有利于提高延缓交联时间，易使油层中的粘土矿物发生运移膨胀，导致大量微粒封堵孔喉，造成渗透率下降，伤害油层。所以对地层伤害较小的水溶性聚合物压裂液已成为国内外研究的热门方向。与天然聚合物相比，这些聚合物具有增稠能力强、破胶性能好、残渣少等特点，但合成聚合物压裂液亦存在较多缺点，如不耐温，剪切稳定性差等。国内在聚合物压裂液研究较多，并取得较好的应用效果，但该聚合物压裂液亦存在一定的缺点，如：主要使用无机或有机金属化合物作交联剂并在碱性条件下交联，耐温、耐盐、抗剪切性能差；对水敏性地层进行施工时，难以获得与聚合物压裂液体系配伍良好而又经济的粘土稳定剂。

发明内容：

本发明的目的是提供一种酸性疏水缔合物压裂液，该压裂液适合碱敏储层、强水敏储层的压裂改造，具有良好的延缓交联性能、良好的耐温、抗盐、耐剪切性能，携砂性能好、易破胶返排、对地层伤害小及低摩阻、低残渣、防膨效果好等优点。

本发明所述的酸性疏水缔合物压裂液由交联液与原液组成，该酸性疏水缔合物压裂液交联液所用原料及各组分的重量百分比为，酸***联剂0.2～0.5％、交联调节剂A 0.01～0.035％、交联调节剂B0.02～0.3％、破胶剂0.02～0.2％，余量为水；该压裂液原液所用原料及各组分的重量百分比为，FS-927共聚物0.3～0.7％、氯化钾1～4％、MJ-1高温助排剂0.5～1.5％、JTY-100降滤失剂0～2.5％、PR-1破乳剂1％、温度稳定剂0～0.02％，余量为水。

所用酸***联剂按重量份由如下化学反应得到：

(1)将0.4～0.6份复合有机配位体加入1.0～1.5份水中，均匀搅拌并升温到45℃；

(2)在溶液(1)中加入0.2～0.35份无机锆盐，在50℃～55℃条件下均匀搅拌4～4.5小时，使之充分发生化学反应；

(3)将上述反应所得物质冷却并静止24小时即制得酸性疏水缔合物压裂液所配套用酸***联剂。

所述的FS-927共聚物由北京希涛技术开发有限公司提供，MJ-1高温助排剂由新疆康恩实业石油化工有限公司提供，JTY-100降滤失剂由克拉玛依市井通钻采技术服务有限责任公司提供，PR-1破乳剂由新疆中太化工有限公司提供。

所述的交联调节剂A为乳酸、柠檬酸中的一种或几种，最佳方案选择乳酸；

交联调节剂B为盐酸或硝酸中一种或几种，最佳方案选择盐酸。在酸***联剂中加入交联调节剂A和B可以调整酸性疏水缔合物压裂液交联时间为5s～240s，从而达到延缓交联的目的，并在130℃、170S^-1剪切75min粘度还可以保持在50mPa·S以上，突破了缓交联聚合物性压裂液耐温耐剪切性不能超过100℃的传统观念，这样可以满足高温深井的施工要求。

所述温度稳定剂为甲醇、硫代硫酸钠中的一种或几种。

所述破胶剂为过硫酸钠、过硫酸氨中的一种或几种，最佳方案选择过硫酸钠，并在现场施工过程中追加一定量的包裹有过硫酸盐的胶囊破胶剂。

所述的复合有机配位体为胺基醇、乳酸、乙酰丙酮、丙三醇中的两种或两种以上产品的混合物；

所述的无机锆盐为四氯化锆、硫酸锆、氧氯化锆中的一种，最佳方案选择氧氯化锆。

通过对酸性疏水缔合物压裂液室内和现场试验结果表明，该酸性疏水缔合物压裂液体系具有良好的延缓交联性能、良好的耐温、抗盐、耐剪切性能，携砂性能好、易破胶返排、对地层伤害小及低摩阻、低残渣、防膨效果好等优点。该酸性疏水缔合物压裂液适合碱敏储层、强水敏储层的压裂改造，同时该酸性疏水缔合物压裂液特别适合于新疆油田西北缘风城组云质岩类中高温特殊油藏的压裂改造。

附图说明

图1 100℃剪切曲线。

图2 113℃剪切曲线。

图3 130℃剪切曲线。

图4不同HCL加量对酸性疏水缔合物压裂液交联时间的影响。

图5风南4井施工曲线。

图6百泉1井测试压裂施工曲线。

图7百泉1井施工曲线。

图8风南052井施工曲线。

具体实施方式：

该酸性疏水缔合物压裂液由交联液与原液组成，该酸性疏水缔合物压裂液交联液所用原料及各组分的重量百分比为，酸***联剂0.2～0.5％、交联调节剂A 0.01～0.035％、交联调节剂B 0.02～0.3％、破胶剂0.02～0.2％，余量为水；

交联调节剂A为乳酸和/或柠檬酸；

交联调节剂B为盐酸和/或硝酸；

破胶剂为过硫酸钠和/或过硫酸氨；

该压裂液原液所用原料及各组分的重量百分比为，FS-927共聚物0.3～0.7％、氯化钾1～4％、MJ-1高温助排剂0.5～1.5％、JTY-100降滤失剂0～2.5％、PR-1破乳剂1％、温度稳定剂0～0.02％，余量为水；

温度稳定剂为甲醇和/或硫代硫酸钠。

酸性疏水缔合物压裂液耐温耐剪切性能评价

将FS-927共聚物分别均匀地加入自来水中配成质量分数为0.5％和0.7％的基液，再分别加入1％的KCL、1％的PR-1破乳剂、MJ-1高温助排剂1％、JTY-100降滤失剂2％、0.01％的抗温剂，溶解膨胀一定时间后，然后分别加入对应的交联剂，形成冻胶后测定其耐温耐剪切能力，实验结果见图1，图2，图3。

由图1可以看出在100℃、170S^-1剪切90min，压裂液粘度仍然在90mPa·S以上，由图2可以看出在113℃、170S^-1剪切120min，压裂液粘度仍然在80mPa·S以上，由图3可以看出在130℃、170S^-1剪切76min，压裂液粘度仍然在50mPa·S以上。由此表明该酸性疏水缔合物压裂液具有较好的耐温耐剪切能力，完全可以满足130℃以内的储层温度的压裂施工。其中，抗温剂的主要作用同除氧剂一样，可防止由基液中溶解的氧而导致冻胶快速降解，提高压裂液的抗剪切性能，提高有机交联剂与稠化剂的络合程度，使形成的交联网更牢固庞大，冻胶的抗剪切性能增强。

酸性疏水缔合物压裂液缓交联性能评价

对于较深井，经常采用缓交联技术防止因过早完全交联造成的较高摩擦压力和剪切降解，保证了压裂液在高温下具有较好的稳定性以及避免施工中过高的油压。本实验固定该压裂液原液所用原料及各组分的重量百分比为，FS-927共聚物0.5％、氯化钾1％、MJ-1高温助

排剂1％、JTY-100降滤失剂2％、PR-1破乳剂1％、温度稳定剂0.01％，余量为水。固定该酸性疏水缔合物压裂液交联液所用原料及个组分的重量百分比为，酸***联剂0.3％、乳酸0.02％，考察HCL加量对酸性疏水缔合物压裂液交联时间的影响，实验结果见图4。

由图4可以看出：随着HCL浓度的增加，交联时间延长，即酸性疏水缔合物压裂液的交联时间可以通过调节HCL用量的方法来调整。这是因为当pH值较小时，多核羟桥络离子中的核数减小，使络离子变小，交联位阻变大，从而达到延缓交联的目的。

实施例3

酸性疏水缔合物压裂液携砂能力评价

砂粒是压开的裂缝空间的主要支撑剂，其作用是压裂施工完成后，阻止裂缝的闭合，保持较好的导流能力。如果压裂液悬砂性能不好，施工时将有可能在井筒或裂缝中产生砂卡或砂堵，从而导致泵压升高甚至施工将被迫中断，对施工造成严重不利影响。所以在酸化压裂过程中，要求压裂液应具有较好的携砂能力。压裂液的携砂能力主要决定于砂粒在压裂液介质中运动时遭遇阻力(即内摩擦力)的大小，携砂能力的测试方法：将20-40目陶粒悬浮在聚合物压裂液中，测定陶粒在聚合物压裂液中的悬浮时间。实验结果显示，陶粒能长达5小时悬浮在聚合物压裂液中不沉淀。说明该酸性疏水缔合物压裂液具有较好的携砂能力，完全可以满足现场加砂施工要求。

酸性疏水缔合物压裂液破胶性能评价

为了提高压裂液的返排，降低对储层的伤害，要求压裂液在施工结束时实现快速彻底破胶，又要求压裂液破胶时间和裂缝闭合时间相匹配。根据这些施工要求，模拟现场施工加量对压裂液体系进行破胶实验，在100℃的条件下，加入一定量的过硫酸钠，1.5h后完全破胶，破胶液晶莹透亮粘度仅为2.94mPa·S，而且破胶液中几乎没有残渣。

酸性疏水缔合物压裂液降滤失性能评价

按SY/T 5107-1995标准规定的压裂液静态滤失测定方法，采用高温高压滤失仪，滤失压差3.5MPa对酸性疏水缔合物压裂液在90℃下的滤失性能进行了测定，测定结果见表1。

表1酸性疏水缔合物压裂液滤失性能

	温度，℃	初滤失量，m³/m²	滤失系数，m/min^0.5
				未加JTY-100降滤失剂	90	0.35*10^-3	6.903*10^-4
加2％JTY-100降滤失剂	90	0.96*10^-3	2.65*10^-4

SY/T 6376-2008压裂液通用技术指标中规定：水基压裂液初滤＜5.0*10-2m3/m2，滤失系数＜1.0*10-3m/min0.5。由表2可以看出，该酸性疏水缔合物压裂液滤失性能完全满足该项规定，该酸性疏水缔合物压裂液滤失系数都较小，说明该酸性疏水缔合物压裂液向地层的滤失量较小，但初滤失量较大，这是由于该酸性疏水缔合物压裂液体系残渣低，最初不能有效地形成滤饼的缘故。为了更有效地降低压裂液向地层的滤失，本文在酸性疏水缔合物压裂液加入了2％的油溶性降滤失剂。

酸性疏水缔合物压裂液防膨性能评价

采用岩心膨胀仪分别测试取心井段4724m～4734m百泉1井岩心粉末和取心井段4258.18m～4260.66m风南4井岩心粉末与不同流体的膨胀高度，实验结果见表2、表3。

表2百泉1井岩心粉末膨胀实验

序号	试剂名称	膨胀高度(mm)
			1	清水	0.47
2	煤油	0.02
			3	2％KCL	0.39
4	6％KCL	0.32
			5	含2％KCL的破胶液	0.38
6	含4％KCL的破胶液	0.33

表3风南4井岩心粉末膨胀实验

序号	试剂名称	膨胀高度(mm)
			1	清水	0.13
2	煤油	0.01
			3	2％KCL	0.11
4	4％KCL	0.10
			5	6％KCL	0.10
6	含2％KCL的破胶液	0.07

由表2、表3可知，酸性疏水缔合物压裂液的低pH值和防膨剂KCL的加入使体系具有良好的粘土防膨性能。这是因为酸性环境可有效地抑制因粘土表面的负电性而引起膨胀运移，过量的H+可将粘土中的金属离子置换，加强各层间的分子作用力，起到粘土稳定的作用。此外，无机锆化物本身就是一种优良的粘土稳定剂，该压裂液的破胶液中含有一定的锆离子，锆离子的存在也起到了粘土稳定的作用。

酸性疏水缔合物压裂液腐蚀性能评价

由于该体系压裂液本身成弱酸性，在压裂及返派排过程中有可能对油管有一定的腐蚀性，参照SY/T 5405-1996酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标的规定，对该酸性疏水缔合物压裂液的破胶液在90℃条件下反应4h做了常压静态腐蚀试验，经实验测定该破胶液在无缓蚀剂的情况下平均静态腐蚀速度为4.54g/m²·h，缓蚀效果达到国家一级标准(一级标准为3～5g/m²·h)。完全可以满足现场压裂施工要求。

现场应用情况

风南4井为新疆油田公司重点预探井，措施目的层段为：P₁f₃：4254.0-4268.0m，地层温度为99.6℃；百泉1井为股份公司重点预探井，措施目的层段为：P₁f₁：4724.0-4734.0m，地层温度为109.6℃。该西北缘风城组储层碱性矿物含量高，地层水矿化度高，并且地层水中含有大量硼离子和锆离子，压裂后出现返胶的问题，而常规粘弹性表面活性剂压裂液及聚合物压裂液耐温达不到施工要求。该压裂液体系目前现场已成功运用4井次，施工成功率100％，压裂后破胶良好，无一口井出现返胶现象，均取得良好的应用效果，该体系压裂液的研制成功，突破了缓交联聚合物性压裂液耐温耐剪切性不能超过100℃的传统观念。

风南4井于2010年8月6日实施压裂，施工曲线见图5。施工中累积加入陶粒32m³，入井酸性疏水缔合物压裂液357m³，平均砂比17％，施工排量3.7-4.0m³/min，施工中油压比较平稳，基本维持在53Mpa左右。截止2010年8月10日9:30，该井累积排液124m³，排出液为碱性，返排液粘度仅为2.52mPa·S，无冻胶及黄色颗粒状物质出现，该井压前无产量，解释为干层，压后日产油1.62m³，达到勘探试油目的。

2010年8月17日对百泉1井P₁f₁：4724.0-4734.0m实施测试压裂，施工曲线见图6。降排量测试采用2％的KCL溶液，正挤2％的KCL液24.3m³，泵压57-75-41MPa，排量0.5-2.1m³/min，套管打平衡压25-30MPa。15:08-15:31停泵测压降30min。压裂液校正测试总用酸性疏水缔合物压裂液97.7m³(原液90.3m³，交联液7.4m³)。前置液56.4m³，携砂液24m³，加粒径20/40目山西阳泉中密高强陶粒4.0m³，加砂比16.67％，顶替液17.3m³(顶替未完)，排量3.0-4.0m³/min，泵压68-90MPa，破裂压力：89MPa。套管平衡压27-32MPa。16:12-19:00关井压力扩散。油压43-46MPa，套压35MPa。排出液为碱性，返排液粘度仅为4.34mPa·S，无冻胶及黄色颗粒状物质出现，压后日产油1.65m³，达到测试压裂目的，为第二次大规模加砂压裂提供了技术支持。

百泉1井于2010年9月4日实施第二次压裂，施工曲线见图7。施工中累积加入陶粒64m³，入井酸性疏水缔合物压裂液600m³，平均砂比19.8％，施工排量3.7-5.0m³/min，施工中油压比较平稳，基本维持在68Mpa-82Mpa。截止2010年10月5日，该井累积退液470.91m³，排出液为碱性，无冻胶及黄色颗粒状物质出现，日产油3.22m³。

风南052井于2010年10月26日实施压裂，目的层P₂X：2351.0-23.58m，目的层井温63.6℃，施工曲线见图8。施工中累积加入石英砂19m³，入井酸性疏水缔合物压裂液184.6m³，平均砂比16.67％，施工排量3.0m³/min，施工中油压和套压比较平稳，泵压基本维持在32Mpa-38Mpa，顶替7.6m³。返排液为碱性，破胶良好，返排液粘度仅为3.48mPa·S，无冻胶及黄色颗粒状物质出现，该井压前无产量，压后日产油1.96m³，达到勘探试油目的。

Claims

1.一种酸性疏水缔合物压裂液，其特征在于：该酸性疏水缔合物压裂液由交联液与原液组成，该酸性疏水缔合物压裂液交联液所用原料及各组分的重量百分比为，酸***联剂0.2～0.5％、交联调节剂A 0.01～0.035％、交联调节剂B 0.02～0.3％、破胶剂0.02～0.2％，余量为水；

交联调节剂A为乳酸和/或柠檬酸；

交联调节剂B为盐酸和/或硝酸；

破胶剂为过硫酸钠和/或过硫酸氨；

温度稳定剂为甲醇和/或硫代硫酸钠。

2.根据权利要求1所述的酸性疏水缔合物压裂液，其特征在于：

酸***联剂由如下化学反应得到：

(1)将0.4～0.6重量份复合有机配位体加入1.0～1.5重量份水中，均匀搅拌并升温到45℃；

(2)在溶液(1)中加入0.2～0.35重量份无机锆盐，在50℃～55℃条件下均匀搅拌4～4.5小时，使之充分发生化学反应；

(3)将上述反应所得物质冷却并静止24小时即制得一种酸性疏水缔合物压裂液所配套用酸***联剂；

复合有机配位体为胺基醇、乳酸、乙酰丙酮、丙三醇中的两种或两种以上的混合物；

无机锆盐为四氯化锆、硫酸锆、氧氯化锆中的一种。