[发明专利]一种海陆过度相页岩气压裂液及其制备方法与应用

说明书

技术领域

本发明属于油气田采气生产技术领域，涉及页岩气压裂用压裂液，具体涉及一种海陆过度相页岩气压裂用VCR自由基压裂液及其制备方法。本发明所述压裂液尤其适用于页岩气致密气储层改造。

背景技术

随着全球对油气资源需求量的不断增加，非常规油气资源在油气资源中所占的比重越来越大，油气资源的勘探开发重心逐步向非常规的超低渗透油气藏转移。目前，我国低渗油藏探明储量达总储量的70％以上，是未来开发的重点和难点。然而经过长期注水开发，我国的主要油田已进入中高含水期，进入高含水期开采之后，产油量递减加快，注水驱采收率一般在10～18％，采收率低下。

随着致密油气、页岩气等致密储层的不断开发，大规模的压裂增产作业为低渗透油气田的开发提供了有力的支撑，极大的提高了油气井的产能。但同时，由于储层孔喉较小，低渗透，再用常规的胍胶及胍胶衍生物压裂液，溶胀时间长，破胶不彻底，不易返排，碱性条件交联与残渣含量较大，很容易造成孔喉堵塞，对储层伤害较大。

基于常规压裂液的种种缺陷，现急需研制一种携砂能力强、破胶彻底、无残渣的聚合物压裂液体系。

发明内容

本发明针对常规胍胶及胍胶衍生物压裂液的技术缺陷，给出一种海陆过度相页岩气压裂液。这种压裂液为一种新型的合成聚合物压裂液体系，在生产应用实践中，体现出携砂能力强、破胶彻底、无残渣等特点。

为解决上述技术问题，本发明的技术方案如下：一种海陆过度相页岩气压裂液，以质量百分比计，各组分的投料量占比为：增稠剂0.3～0.6％、防膨剂0.3～0.5％、助排增效剂0.3～0.4％、水锁处理剂0.3～0.5％、起泡剂0.3～0.5％、无机盐0.5％、有机硼锆交联剂0.1～1％、破胶剂0.01～0.1％、水余量。

上述海陆过度相页岩气压裂液的工作原理：将增稠剂、助排增效剂、防膨剂、水锁处理剂和起泡剂按组分比例配制成基液，再按照有机硼锆交联剂一定的交比来配制冻胶，同时加入一定比例的破胶剂。在施工过程携砂形成支撑裂缝，破胶水化后快速返排。

作为一优选的实施方式，所述增稠剂为分子量200～500万的VCR自由基聚丙烯酰胺。其中，VCR(Visecoetation Conjugation Radicol)表示粘弹性共轭自由基。这种增稠剂为速溶型增稠剂，5min即可溶胀完全，显著地缩短了溶胀时间。

作为一优选的实施方式，所述防膨剂为二甲基氯化铵与十二烷基二甲基苄基溴化铵的复配物，二甲基氯化铵与十二烷基二甲基苄基溴化铵的质量比为1:2。

作为一优选的实施方式，所述助排增效剂为氟碳表面活性剂。氟碳表面活性剂就是以氟碳链取代碳氢链作为分子中非极性基团的表面活性剂，分为阴离子、阳离子、非离子、两性氟碳表面活性剂，以及其他类型的氟碳表面活性剂如含硅氟碳表面活性剂、混杂型表面活性剂、长链型表面活性剂和无亲水基氟碳表面活性剂等。在本发明的实施例中，选用TF-1氟碳表面活性剂，或是陕西森瑞石油技术开发有限公司制造的SR18Y氟碳表面活性剂。在此，本发明对氟碳表面活性剂的具体型号不作特别的限定。

作为一优选的实施方式，所述水锁处理剂为包含氟碳表面活剂与双子季铵盐复配物，在所述水锁处理剂中，所述氟碳表面活剂的占比为1.5％，所述双子季铵盐的投料量占比为7.2％。水锁处理剂的使用，能显著降低表面张力，改变储层润湿性，降低储层水锁伤害和毛管阻力，对强水锁储层改造具有明显的效果。

作为一优选的实施方式，所述起泡剂选用十二烷基硫酸钠。对本领域的技术人员而言，有多种起泡剂可供选用。本发明的实施例选用十二烷基硫酸钠作为起泡剂，仅为一种优选的实施方式。本领域的技术人员可以此为技术启示，替换为其它种类的起泡剂。在此，本发明对起泡剂的具体种类不作特别的限定。

作为一优选的实施方式，所述无机盐选用氯化钠、氯化钾。本发明的实施例选用氯化钾，仅为一种优选的实施方式。本领域的技术人员可以此为技术启示，替换为其它种类的无机盐。

所述的有机交联剂为硼锆结合的交联，交联时间可调，耐温可达到180℃，耐剪切性能良好。具体而言，所述有机硼锆交联剂由硼酸、氧氯化锆、乙二醇、三乙醇胺和水制备而成，以质量百分比计，其各组分的投料量占比为：硼酸10％、氧氯化锆5％、乙二醇39％、三乙醇胺8％，水余量。