[发明专利]海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液

说明书

 

技术领域

    本发明涉及交联冻胶压裂液技术领域，确切地说涉及一种用于海洋高温油气藏的交联冻胶压裂液。

背景技术

近年来，随着国内海上油气田新勘探区块低渗储层所占比例逐渐增大，油田开发中引入水力压裂等增产改造措施成为必然。目前，海上压裂所用的液体体系均为淡水压裂液体系，由于平台淡水极少，淡水均从陆地通过轮船运送，存在路途遥远、成本高、影响施工进度等缺点；而海上油气田海水资源丰富，利用海水配制压裂液工序简单、成本低，能够加快施工进度，具有明显的技术与经济优势。用海水配制压裂液具有以下优点：（1）海水的高矿化度可以抑制储层中粘土膨胀；（2）海水供应充足，海水压裂液尤其适用于海洋油气井大规模压裂改造，如水平井分段压裂、体积压裂等。（3）节省淡水成本及运输成本。（4）可实现连续混配、工序简单、能够加快施工进度，具有明显的技术与经济优势。

为实现海水配制压裂液，国内也有相关单位进行了技术攻关，其中与本发明较为相似的专利文献有：公开号为CN102417814A，公开日为2012年4月18日的中国专利文献公开了一种适合海水配制、可实现连续混配的海水基压裂液及其制备方法；由以下原料按照重量份数配制而成：稠化剂：0.5-1.5份、交联剂：0.3-1.0份、表面活性剂：0.2-0.6份、pH值调节剂：0.01-0.2份、破胶剂：0.01-0.2份，海水：46.5-64份和脱盐海水：35-50份；具有适合海水配制、可实现连续混配、具有良好的抗温、抗盐、抗剪切性和快速溶解的优点。

但以上述专利文献为代表的海水基压裂液，在实际使用过程中，其压裂液体系耐温性不高，仅能满足中低温油藏压裂施工的需要，对于温度高于110℃的油藏，则不适用；同时，现有技术报道中的高温海水基压裂液，最高耐温140℃，所采用的稠化剂是人工合成的聚合物类，如烷基丙稀酰胺等，且人工合成的聚合物类稠化剂在海水中的溶解速度较慢，压裂过程无法实现直接混配并连续施工作业，从而延长了施工周期，工作效率较为低下。

发明内容

本发明旨在针对上述现有技术所存在的耐高温性差，压裂液无法直接混配并连续施工作业的技术问题，提供了一种海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液，采用本压裂液，稠化剂溶解速度快，可实现直接混配并连续施工，特别适用于海洋高温油气藏压裂施工，同时，本压裂液在150℃，170s^-1条件下，连续剪切90min粘度保持在70mPa·s以上。

本发明是通过采用下述技术方案实现的：

一种海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液，其特征在于包括：

基液：以制备形成的海水基压裂液总溶液质量计，其中：稠化剂占0.3%-0.8%，pH调节剂占0.1%-0.3%，助排剂占0.1%-0.5%，余量为海水；

交联剂：以交联剂相对于基液的质量分数计，交联剂占0.4-0.6%；

所述的稠化剂是指：瓜尔胶、羧甲基羟丙基瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶、香豆胶或田菁胶。

所述海水基压裂液中，还包括有破胶剂：以破胶剂相对于基液的质量分数计，破胶剂占0.04-0.06%。

所述基液中，以制备形成的海水基压裂液总溶液质量计，还包括有占0.2%-0.6%的耐温增强剂。

耐温增强剂可以是联氨、硫脲、亚硫酸盐等，可有提高稠化剂分子链柔顺性，提高压裂液体系的耐温性能。

所述基液中，以制备形成的海水基压裂液总溶液质量计，还包括有占0.8%-1.5%的除氧剂，占0.1%-0.3%的杀菌剂，占0.1%-0.5%的粘土稳定剂和占0.1%-0.5%的起泡剂。

所述的pH调节剂是三乙醇胺、碳酸钾、碳酸钠、碳酸氢钠或氢氧化钠。

所述的助排剂是阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂或季铵盐型表面活性剂。

所述的交联剂是有机锆交联剂、有机钛交联剂、有机硼锆交联剂、有机硼钛复合交联剂或有机钛锆复合交联剂。

所述的破胶剂是过硫酸铵、双氧水、亚硫酸铵或亚硫酸钠等，通高温下发生氧化还原反应，破坏压裂液冻胶结构。

所述的除氧剂是硫脲、甲醛或异抗坏血酸等物质。采用除氧剂可有效降低水中溶解氧，提高压裂液体系在高温下的温度稳定性。

所述的杀菌剂为吸附型的非氧化型杀菌剂。如双氯酚、二氧氰基甲烷或异噻唑啉酮。

    所述的粘土稳定剂是本领域中常用的产品，属季胺类产品，质量指标执行标准Q/SYC-104-2007。