[发明专利]延缓交联降阻水基压裂液

说明书

技术领域

本发明涉及油田化学应用领域，是一种针对低渗透埋藏深、高施工压力储层压裂增产施工应用的延缓交联降阻水基压裂液。

背景技术

大庆油田海塔盆地是今后实现油田稳产的主要潜力区，其中南屯组储层探明储量为1.39亿吨，占海拉尔盆地储量的1/3， 随着海拉尔盆地勘探的深入，改造难度加大，储层深度2005年的平均1850m，2007年加深到平均2530m，压裂成功率仅为77.6%，影响了储层评价和油田开发

由于储层埋藏深、岩石类型多，岩性复杂，泥质含量高和非均质性差，给压裂改造带来了极大的困难，经常导致低砂比时砂堵，甚至出现压不开的情况，施工成功率低、改造强度低的矛盾越来越突出，措施效果不理想。统计2007年深部南屯组储层施工49层，其中11个层压裂失败，施工成功率77.6%。深部南屯组储层压裂施工成功率低的问题影响了储层评价与开发效果，已成为当前海塔盆地增产改造的主要矛盾之一。

现场压裂施工过程中，一般不希望压裂液发生过快交联。这是因为交联过快，将可能导致以下几种情况的发生：(1) 压裂液交联过快，在井筒中的高剪切区会导致增稠剂分子链的机械降解； (2) 压裂液交联过快会使施工沿程摩阻增加；(3) 交联过快会使交联剂在基液中分散不均匀导致部分增稠剂分子过分交联，部分增稠剂分子交联较差，从而使压裂液的耐温性下降，影响整体携砂性能。

发明内容

针对深部南屯储层埋深大（大部分储层埋藏深度大于2500m）、压裂施工压力高在设备额定压力下导致低砂比砂堵或压不开等问题。本发明提供一种应用延缓交联降阻水基压裂液，从而降低了施工压力，提高施工成功率。

本发明所采用的技术方案是：该延缓交联降阻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使用；基液由羟丙基胍胶0.40～0.55%、抗润湿表活剂十二烷基磺酸钠0.15～0.20%、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0.08～0.10%、有机硅消泡剂0.06～0.10%及余量水组成；交联液由复合型延缓交联剂8.0～14.0%、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，其中复合型延缓交联剂由有机硼、低聚多糖和山梨糖醇按重量比4:1:1组成，PH值调节剂由NaOH和Na₂CO₃按重量比4:1组成，破胶剂由K₂S₂O₈、Na₂S₂O₈按重量比3:2组成。上述方案中：有机硼分子式 B(HO)₄

 

低聚多糖：分子式 CH₂OH-C₅H₅(OH)₃O-[O-C₅H₅(OH)₂O]_p-O-C₅H₅(OH)₃O-CH₂OH

山梨糖醇：分子式 C₆H₁₄O₆

本发明通过制备复合型延缓交联剂，利用pH值及温度来控制交联剂释放，有效控制了压裂液中胍胶的交联时间，由此降低了压裂施工的沿程管路摩阻，改善了压裂液中交联网络的结构和流变性，提高了压裂液在储层中降滤失性能，成功解决了大庆海拉尔油田南屯组深度埋藏高泥质及和非均质储层的压裂改造成功率低的问题，现场施工成功率基本达到了百分之九十六以上。该压裂液体系的技术关键是以硼砂为基本原料，合成了一种新型可控延缓的有机硼交联剂，这种交联剂和植物胶类增稠剂的交联速度可以根据施工时间要求，通过使用浓度、pH值和温度进行精准的控制来满足不同深度储层需求，同时交联冻胶的耐温耐剪切性能优越。通过优化压裂液延缓交联时间，控制压裂液成胶速度，以满足不同井深施工时压裂液在井筒的2/3阶段开始成胶，压裂液在过炮眼后裂缝中黏度达到最大，以减少施工时因压裂液冻胶在管线和井筒产生的摩阻，从而降低施工压力，提高施工排量和井底压力，提高裂缝延伸能力；同时又可保证携砂液在通过炮眼时保持良好的成胶状态，压裂液黏度在缝内提高，降低了缝内滤失，增加缝宽，也防止支撑剂于近井地带及缝内脱砂沉积造成砂堵，从而提高施工成功率及改造效果。