一种驱油型压裂液体系及其制备方法技术

本发明专利技术公开了一种驱油型压裂液体系及其制备方法，属于油田化学领域。该驱油型压裂液体系，以质量百分比计，由以下成分组成：胍胶0.25‑0.3％；超低界面张力表面活性剂0.5‑0.8％；氯化钾1.0‑3.0％；杀菌剂0.1％～0.5％；余量为水。该驱油型压裂液体系针对注水开发的油井，重复改造时利用驱油型压裂液体系扩散进入水驱通道，返排时具有一定的驱(洗)特征，提高水驱开发油藏重复压裂时压裂液破胶液的洗油效率。其制备方法包括以下步骤：取胍胶、超低界面张力表面活性剂、氯化钾、杀菌剂和水进行混合，搅拌均匀后得到驱油型压裂液体系。该制备方法简单，易于现场快速配制，使用方便，且现场施工安全。

【技术实现步骤摘要】
一种驱油型压裂液体系及其制备方法
本专利技术属于油田化学领域，具体涉及一种驱油型压裂液体系及其制备方法。
技术介绍
常规水基压裂是以彻底破胶为手段来增加返排能力，减小压裂液对储层的伤害。压裂液稠化剂以胍胶为主，破胶后通过助排剂提高压裂的助排性能，减少多储层的伤害。中国专利公告号CN102732244B提供了超低羟丙基瓜胶浓度压裂液用交联剂及其制得的压裂液，通过降低压裂液中稠化剂用量，从而降低伤害。中国专利公告号CN104119852B提供了一种压裂酸化纳米乳液助排剂及其制备方法，通过新型纳米乳液助排剂，提高压裂液的返排效率高，降低压裂液对储层的滞留伤害。压裂开发是低渗透油气田的主要开发方式，然而在压裂完成后，压裂液的返排情况会直接影响到后期该油田的采出量，低渗透油藏压力后返排数据显示压裂液返排率低于20％的油井，投产后产量相对较高，返排率大于60％的井压后产量相对较低。在低渗透油田压裂时不仅要考虑压裂液破胶后对储层的伤害，同时还要考虑滤失进基质的压裂液对渗流特性的影响。压裂液破胶液在毛细管作用下从裂缝渗吸进入含油的基质岩块中，而基质的原油通过油水的置换被驱出来的过程为渗吸驱油。若能发挥未返排压裂液的渗吸替油作用，则可以达到一举两得的作用。对鄂尔多斯长7储层采用“造缝、蓄能”一体化压裂模式，发现：渗透率越高，渗吸原油置换率越大，粘度越大，渗吸速度越慢，渗吸原油置换率越低；岩心在搞矿化度盐水渗吸时，岩心内外盐浓度差越大，置换率越高。统计长庆油田某区块存地液量与油井一年累积产量的关系发现，存地液量越大，一年累积产量越高，与常规的返排率越高产量越高概念恰恰相反，可能与存地液的自发渗吸替油有关。基于老油田的驱替洗油，页岩储层的造缝-蓄能需求，本专利技术提出了一种驱(洗)油压裂液的配方、制备方法及现场施工方法。
技术实现思路
本专利技术的目的在于提供一种驱油型压裂液体系及其制备方法，该驱油型压裂液体系针对低渗透油层实施重复压裂、页岩油储层蓄能闷井工艺技术需求，通过该技术的实施，有助于提高压裂液对基质的洗油效率，同时提高压裂的措施效果。其制备方法简单，易于现场快速配制，使用方便，且现场施工安全。本专利技术是通过以下技术方案来实现：本专利技术公开的一种驱油型压裂液体系，以质量百分比计，由以下成分组成：胍胶0.25-0.3％超低界面张力表面活性剂0.5-0.8％氯化钾1.0-3.0％杀菌剂0.1％～0.5％余量为水。优选地，胍胶为羟丙基胍尔胶，杀菌剂为CJSJ-3杀菌剂。该两种主剂确保该体系的压裂液粘度和携砂特征，羟丙基胍尔胶、CJSJ-3杀菌剂为西安长庆化工集团生产，优选地，所述超低界面张力表面活性剂，由烷醇酰胺、十二烷基磺酸钠和磺基甜菜碱混合后搅拌均匀制得，其中，烷醇酰胺、十二烷基磺酸钠和磺基甜菜碱的质量比为2：1.0：1.6，有效含量40％，其余为水。优选地，超低界面张力表面活性剂的油水界面张力为10-3～10-4mN/m。优选地，氯化钾的纯度为95％以上。进一步优选地，配制好驱油压裂液后压裂液的密度大于1.0g/cm3，盐浓度差有助于储层流体和压裂液的粒子交换，密度大于1.0g/cm3，密度差有利于驱油压裂液进入到储层的更深部位。优选地，所述驱油型压裂液体系在储层温度下破胶后密度大于1.0g/cm3，界面张力小于1.0×10-3mN/m。本专利技术还公开了上述的驱油型压裂液体系的制备方法，包括以下步骤：按质量配比取胍胶、超低界面张力表面活性剂、氯化钾、杀菌剂和水进行混合，搅拌均匀后得到驱油型压裂液体系；为确保渗吸驱油平衡，压裂施工结束后，根据储层特性和施工参数，需关井闷井时间大于7天以上后，待井口压力24小时变化小于5％时，认为驱油渗吸达到平衡，可以开始防喷求产。与现有技术相比，本专利技术具有以下有益的技术效果：本专利技术公开的驱油型压裂液体系，针对注水开发的油井，重复改造时利用驱油型压裂液体系扩散进入水驱通道，返排时具有一定的驱(洗)特征，提高水驱开发油藏重复压裂时压裂液破胶液的洗油效率。其组成成分包括超低界面张力表面活性剂和氯化钾，超低界面张力表面活性剂能有效地改变砂岩表面的润湿性，从亲油转为亲水，使岩石表面发生润湿反转，并大幅降低油水界面张力，清洗岩石表面的残余油，从而提高驱替效率，提高采收率。采用氯化钾作为防膨剂能提高压裂液的密度，有助于破胶液进入毛细管。针对自然能量开发的非常规储层，闷井蓄能过程中，该压裂液体系的密度大于1.0g/cm3，有利于扩大压裂液破胶液的波及体积，该压裂液体系的界面张力小于1.0×10-3mN/m，有助于提高压裂液波及到的区域中，压裂液的洗油效率，从而达到提高压裂增产的效果。该驱油型压裂液体系的制备方法简便，其方法中所用配方组成简单、易于现场快速配制、使用方便、现场施工安全。附图说明图1为实施例1所得的驱油型压裂液体系压裂后破胶液在60℃下，10min的界面张力数据图；图2为实施例1所得的驱油型压裂液体系压裂后破胶液在60℃下，10min的界面张力测定对比图，其中a为3min，b为5min，c为7min，d为9min。具体实施方式下面结合具体的实施例对本专利技术做进一步的详细说明，所述是对本专利技术的解释而不是限定。本专利技术公开的驱油型压裂液体系，以质量百分比计，由以下成分组成：胍胶0.25-0.3％；超低界面张力表面活性剂0.5-0.8％；氯化钾1.0-3.0％；杀菌剂0.1％～0.5％；余量为水。本专利技术公开的驱油型压裂液体系中稠化剂胍胶(CJ2-6)、杀菌剂(CJSJ-3)均为长庆化工集团产品。超低界面张力表面活性剂(EOS-3)为阴离子与非离子表面活性剂复配所得，即由烷醇酰胺、十二烷基磺酸钠和磺基甜菜碱按照质量比为2：1：1.6(有效含量40％，其余为水)混合后搅拌均匀制得。氯化钾(KCl)要求纯度95％以上。该体系在储层温度下破胶后密度大于1.0g/cm3，界面张力小于1.0×10-3mN/m，对基质岩石具有较高的洗油效率。本专利技术与现有的压裂液相比有如下优点：1)配方组成简单，易于现场快速配制，现场施工安全、配制简单、方便；2)压裂液破胶液具有超低界面张力，界面张力小于1.0×10-3mN/m；3)该压裂液体系密度大于1.0g/cm3。实施例1本实施例的驱油型压裂液体系，以质量百分比计，由以下成分组成：胍胶(CJ2-6)0.25％；超低界面张力表面活性剂(EOS-3)0.5％；氯化钾(KCl)1.0％；杀菌剂(CJSJ-3)0.5％；余量为水。超低界面张力表面活性剂(EOS-3)的制备方法：将烷醇酰胺、十二烷基磺酸钠和磺基甜菜碱，按照质量比为2：1：1.6进行混合，混合液的质量百分数为40％，其余为水，然后搅拌均匀，得到超低界面张力表面活性剂(EOS-3)，其油水界面张力达到1.2×10-3m本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种驱油型压裂液体系，其特征在于，以质量百分比计，由以下成分组成：/n胍胶0.25％～0.3％/n超低界面张力表面活性剂0.5％～0.8％/n氯化钾1.0％～3.0％/n杀菌剂0.1％～0.5％/n余量为水。/n

【技术特征摘要】
1.一种驱油型压裂液体系，其特征在于，以质量百分比计，由以下成分组成：
胍胶0.25％～0.3％
超低界面张力表面活性剂0.5％～0.8％
氯化钾1.0％～3.0％
杀菌剂0.1％～0.5％
余量为水。


2.根据权利要求1所述的驱油型压裂液体系，其特征在于，胍胶为羟丙基胍尔胶，杀菌剂为CJSJ-3杀菌剂。


3.根据权利要求1所述的驱油型压裂液体系，其特征在于，超低界面张力表面活性剂由烷醇酰胺、十二烷基磺酸钠和磺基甜菜碱混合后搅拌均匀制得，烷醇酰胺、十二烷基磺酸钠和磺基甜菜碱的质量比为2：1：1.6。


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【专利技术属性】
技术研发人员：吕宝强，陆红军，卜向前，李建山，齐银，何衡，李建辉，康博，常笃，杨立安，李转红，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：北京;11