一种驱油压裂液及其制备方法与应用与流程

本发明涉及一种压裂液及其制备方法与应用，具体而言涉及一种具有驱油功能的驱油压裂液及其制备方法与应用，属于油气田开发技术领域。

背景技术：

以致密油、页岩气为代表的非常规储层改造的不断深入，大规模体积改造技术已经成为这些储层经济开发的有效技术手段，因此压裂改造技术已经成为油气田开发的一项重要增产措施，而作为压裂改造的工作液，低伤害高效能压裂液已经成为压裂液研究的热门及发展趋势。同时致密油、页岩气等非常规储层大规模体积改造过程中，由于压裂规模大，缝网面积巨大，可达上百万平方米，大量液体滞留裂缝网络空间和裂缝表面，因此导致压后返排率低。受到储层粘土含量和类型、压裂规模、缝网面积、地层能量、压裂、返排工艺、作业时间等多因素综合影响结果，目前返排率和返排难度大是不能改变的事实，大量压裂液滞留储层，这对于水敏储层，滞留在储层内的压裂液会导致储层伤害，降低压后增产效果。本领域亟需开发一种新型压裂液以解决上述技术问题。

技术实现要素：

本发明的目的在于提供一种驱油压裂液，其是以一种新的理念解决上述技术问题。

本发明的再一目的在于提供所述驱油压裂液的制备方法。

本发明的另一目的在于提供所述驱油压裂液的应用。

为此，一方面，本发明提供一种驱油压裂液，以其总重量为100％计，其包括：

0.3～10％的表面活性剂；

0～0.5％的疏水缔合聚合物；

0.1～0.2％的破胶剂；以及

余量的水；

所述的表面活性剂选自氧化胺类表面活性剂和/或甜菜碱类表面活性剂；

所述破胶剂选自乙二醇单丁醚和/或亚甲基二萘磺酸钠。

本发明所述驱油压裂液对与常规压裂液不同，不仅可以作为压裂液造缝携砂，压后破胶液在储层裂缝壁面和孔隙基质内具有驱油置换的作用，可将油层内的油气置换出来，具有提高压后采收率的作用，无需返排，既解决了目前压裂液返排率、返排难的技术问题，又实现了良好的驱油效果，具有重要的实际应用价值。

本发明所述的驱油压裂液中含有氧化胺类表面活性剂和/或甜菜碱类表面活性剂，当其水溶液浓度在0.3～10％时，优选0.5～7％，其能够形成多链大分子胶束，形成一种粘弹性体系，在压裂施工过程中该粘弹性体系可以起到造缝携砂的作用。在压裂过后，在本发明特定破胶剂的作用下，地层中的驱油压裂液被破胶产生压裂液破胶液，粘度降低，破胶液中含有大量单分子表面活性剂，其附着在裂缝空间和裂缝岩心表面，其表面活性剂具有驱油效果，可对裂缝网络空间、裂缝表面及近裂缝基质地带的原油具有置换作用。

根据本发明的具体实施方案，本发明所述的驱油压裂液中，所述的氧化胺类表面活性剂结构为

其中，R₁、R₂、R₃各自独立的为烷基或CH₃(CH₂)_m-C(＝O)-NH-(CH₂)_n-，该烷基是指直链或支链的饱和脂肪族烃基团，其主链包括1至30个碳原子，优选为10至30个碳原子，进一步优选为18至24个碳原子；

烷基的实例包括但不限于甲基、乙基、正丙基、异丙基、正丁基、异丁基、仲丁基、叔丁基、正戊基、正己烷基、正庚烷基、正辛烷基、正壬烷基、正葵烷基、正十一烷基～正三十烷基、异十一烷基～异三十烷基；

所述烷基可以是取代的或未取代的，当被取代时，取代基可以在任何可使用的连接点上被取代，取代基优选烷基、环烷基、烷氧基、芳基、杂芳基、杂环基、羟基、氨基等；

所述的m、n各自独立的为1～30之间的整数；优选地m为10～30之间的整数，n为1～10之间的整数；更优选地m为18～24之间的整数，n为1～5之间的整数。

在本发明的一些具体实施方式中，所述的氧化胺类表面活性剂包括烷基氧化胺和/或烷基酰胺丙基氧化胺。所述烷基氧化胺是指，R₁、R₂、R₃中均为烷基；所述烷基酰胺丙基氧化胺是指R₁、R₂、R₃中至少一个为CH₃(CH₂)_m-C(＝O)-NH-(CH₂)₃—。作为氧化胺表面活性剂的示例，其可以包括：十八烷基二羟乙基氧化胺、十四烷基二羟乙基氧化胺、十二烷基二羟乙基氧化胺和月桂酰胺丙基氧化胺中的一种或几种。

根据本发明的具体实施方案，本发明所述的驱油压裂液中，所述的甜菜碱类表面活性剂是指疏水性长链分子的一端含有可电离成阳离子以及阴离子的一类两性表面活性剂；其中所述的阳离子通常为季铵盐，所述的阴离子通常为羧基、磺酸基或磷酸基中的一种或几种。

在本发明的一些具体实施方式中，所述甜菜碱类表面活性剂为烷基甜菜碱类表面活性剂，该烷基甜菜碱类表面活性剂中所述的疏水性长链分子为长链烷基，所述的长链烷基的主链为10至30个碳原子，优选为18至24个碳原子。作为烷基甜菜碱类表面活性剂的示例，其可以包括：十八烷基二羟乙基甜菜碱和/或十二烷基二羟乙基甜菜碱。

在本发明的另一些具体实施方式中，所述甜菜碱类表面活性剂为烷基酰胺基烷基甜菜碱表面活性剂，该烷基酰胺基烷基甜菜碱表面活性剂中所的疏水性长链分子为CH₃(CH₂)_m-C(＝O)-NH-(CH₂)_n-，m为10～30之间的整数，n为1～10之间的整数；优选m为18～24之间的整数，n为1～5之间的整数。作为烷基酰胺基烷基甜菜碱类表面活性剂的示例，其可以包括：椰油酰胺丙基甜菜碱和/或月桂酰胺基丙基甜菜碱。

根据本发明的具体实施方案，本发明所述的驱油压裂液中，所述的疏水性缔合聚合物是指在聚合物亲水性大分子链上带有少量疏水基团的水溶性聚合物。疏水性缔合聚合物可包括疏水性聚丙烯酰胺，优选地，所述的疏水缔合聚合物的粘均分子量5000～5000000。当所述的驱油压裂液中采用了疏水性缔合聚合物时，其可与驱油压裂液中的表面活性剂物理相互作用，进一步增加粘度，此外，线性合成高分子没有残渣，对地层不会产生伤害。作为疏水性聚丙烯酰胺的示例，其可以包括：四川光亚聚合物化工有限公司的GRF系列疏水性聚丙烯酰胺类聚合物。

根据本发明的具体实施方案，本发明所述的驱油压裂液中，所述的破胶剂是指能够在一定温度以及一段时间内将本发明的压裂液的粘度降低的物质，破胶后的物质本发明称为压裂液破胶液。本发明通过破胶剂的选择实现了所述驱油压裂液既可作为压裂液又可使压裂破胶液形成驱油剂。

本发明所述的驱油压裂液适用于对储层的改造，当将上述压裂液的携砂液注入地层后，可以不返排本发明的压裂液，在地层环境条件下，留置地层的压裂液在破胶剂的作用下生成压裂液破胶液，实现驱油作用，即同时实现压裂改造与驱油改造。本发明的驱油压裂液，特别适用于以致密油、页岩气为代表的非常规储层的大体积改造，如上文所述当采用压裂技术对该类非常规储层进行体积改造时，大量压裂液滞留裂缝网络空间和裂缝表面，返排率低，当使用本发明的驱油压裂液时，压裂液无需返排，并同时实现了提高压后增产的效果，提高储层动用程度。因此，本发明提供了所述的驱油压裂液在开采储层油气中的应用，所述应用为首先将所述驱油压裂液作为压裂液对储层进行压裂改造，然后不返排，直接将该压裂液破胶后的破胶液作为驱油剂对储层进行驱油。尤其是对致密油储层、页岩气储层。

当使用本发明的驱油压裂液时，可将所述的驱油压裂液中按配比混合搅拌均匀，并加入所需的砂石后，注入地层。具体地，制备所述驱油压裂液的方法可包括如下步骤：选择性的制备疏水缔合聚合物水溶液；将表面活性剂加入到水中或疏水缔合聚合物水溶液中，加入破胶剂，搅拌均匀。更具体地，其中，所述的疏水缔合聚合物水溶液的制备可按如下方法：常温下按配比将疏水缔合聚合物均匀的分散在水中，温度为10～30℃条件下搅拌，将疏水缔合聚合物在温度为室温(20～30℃)或水浴中静置。

综上所述，本发明提供了一种驱油压裂液及其制备方法与应用，本发明采用的表面活性剂在水中能够形成胶束，形成的压裂液体系具有较好的粘弹性，当使用疏水缔合聚合物时，可进一步增强体系粘度，这种驱油压裂液能够满足压裂过程中造缝携砂的性能要求，同时压裂液破胶液中含有大量单分子表面活性剂，使得破胶液具有较高的表面活性，具有驱油效果，无需返排，既解决了目前压裂液返排率、返排难的技术问题，又实现了良好的驱油效果，具有重要的实际应用价值。

附图说明

图1为实施例1制备得到的驱油压裂液的耐温耐剪切性能测试结果图。

图2为实施例3制备得到的驱油压裂液的耐温耐剪切性能测试结果图。

图3为对比例1制备得到的驱油压裂液的耐温耐剪切性能测试结果图。

图4为实施例4制备得到的驱油压裂液的破胶液的驱油效果图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合具体实例对本发明的技术方案进行以下详细说明，应理解这些实例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。

实施例1

本实施例提供一种驱油压裂液，以其总重量为100％计，其包括：6％的十八烷基二羟乙基氧化胺、0.1％的亚甲基二奈磺酸钠及余量的水。

本实施例的驱油压裂液可按如下方法制备：按上述比例室温条件下将十八烷基二羟乙基氧化胺加入到水中，室温条件下搅4min，然后向其中加入亚甲基二奈磺酸钠破胶剂，即可得到驱油压裂液。

对实施例1制备得到的驱油压裂液进行压裂性能测试：采用RS6000流变仪测试本实施例的驱油压裂液的耐温耐剪切性能，测试温度为90℃，剪切速率为170s^-1条件下剪切103分钟，其结果如图1(图中Eta表示粘度)所示。从图1中可以看出实施例1制备得到的驱油压裂液粘度能够保持在100mPa·s以上，有较好的耐温耐剪切性能。

实施例2

本实施例提供一种驱油压裂液，以其总重量为100％计，其包括：3.2％的十二烷基二羟乙基甜菜碱、0.1％的GRF-1H(HMPAM，四川光亚聚合物化工有限公司)、0.15％的亚甲基二萘磺酸钠及余量的水。

本实施例的驱油压裂液可按如下方法制备：常温下按配比将GRF-1H均匀的分散在水中，在温度为25℃条件下搅拌15min后，将GRF-1H溶液在温度为30℃水浴中静置4h；按比例将十二烷基二羟乙基甜菜碱加入到GRF-1H溶液(HMPAM溶液)中，然后按比例加入破胶剂亚甲基二萘磺酸钠，即可得到驱油压裂液。

按照SY/T5107-2005《水基压裂液性能评价方法》检测标准对本实施例提供的驱油压裂液性能进行检测压裂液耐温耐剪切性能，测试压裂液在温度为100℃粘度保持率为95.8％。

实施例3

本实施例提供一种驱油压裂液，以其总重量为100％计，其包括：2.5％的十二烷基二羟乙基甜菜碱、0.4％的GRF-1H(HMPAM，四川光亚聚合物化工有限公司)、0.18％的乙二醇单丁醚及余量的水。

本实施例的驱油压裂液可按如下方法制备：常温下按配比将GRF-1H均匀的分散在水中，在温度为25℃条件下搅拌15min后，将GRF-1H溶液在温度为30℃水浴中静置4h；按比例将十二烷基二羟乙基甜菜碱加入到GRF-1H溶液中(HMPAM溶液，疏水缔合高分子溶液)中，然后按比例加入破胶剂乙二醇单丁醚，即可得到驱油压裂液。

对实施例3制备得到的驱油压裂液进行压裂性能测试：采用RS6000流变仪测试本实施例的驱油压裂液的耐温耐剪切性能，测试温度为90℃，剪切速率为170s^-1条件下剪切90分钟，其结果如图2所示。从图2中可以看出实施例3制备得到的驱油压裂液粘度能够保持在80mPa·s以上，具有较好的耐温耐剪切性能。

对比例1

本对比例1提供一种驱油压裂液，以其总重量为100％计，其包括：3.2％的十二烷基二羟乙基甜菜碱、0.1％的GRF-1H(HMPAM，四川光亚聚合物化工有限公司)、0.15％的过硫酸铵及余量的水。

本实施例的驱油压裂液可按如下方法制备：常温下按配比将GRF-1H均匀的分散在水中，在温度为25℃条件下搅拌15min后，将GRF-1H溶液在温度为30℃水浴中静置4h；按比例将十二烷基二羟乙基甜菜碱加入到GRF-1H溶液(HMPAM溶液)中，然后按比例加入破胶剂过硫酸铵，即可得到驱油压裂液。

对比例1制备得到的驱油压裂液进行压裂性能测试：采用RS6000流变仪测试本实施例的驱油压裂液的耐温耐剪切性能，测试温度为90℃，剪切速率为170s^-1条件下剪切90分钟，其结果如图2所示。从图3中可以看出对比例1制备得到的驱油压裂液粘度仅能够保持在50mPa·s以上。

实施例4

将实施例3中压裂液破胶液进行水驱油实验，具体实验方法如下：

(1)先将岩心分别用水、油进行饱和处理(模拟地层条件下含油水分布)；

(2)核磁共振可动油测试方法测试油水分布状态；

(3)水驱替饱和岩心，计算水驱油采出程度；

(4)核磁共振可动油测试方法测试油水分布状态；

(5)驱油压裂液破胶液驱替，计算采出程度；

(6)核磁共振可动油测试方法测试岩心内油水分布状态。

其中，核磁共振可动油测试方法测试油水分布图见图4(图中237.1#是岩心编号)；人造岩心参数、水驱油采出程度以及压裂液破胶液驱采出程度如表1所示：

表1

从表1及图4可以看出加入驱油压裂液破胶液不同于常规的水，在水已经达到饱和驱油效果的同时，进一步注入驱油压裂液破胶液可进一步驱替岩心内部的原油，比普通水更具有表面活性，可以进一步提高驱油效率达到48.86％，比水的采出程度高出12.08％，具有显著的驱油扫油的效果。

实施例5

按照SY/T5107-2005《水基压裂液性能评价方法》检测标准对本实施例1～3和对比例1的压裂液破胶液进行表界面张力测试，采用并与水、常规表面活性剂驱油剂进行对比，其结果如表2所示：

表2

已有的研究认为，储层内的工作液在低的表界面张力有利于储层孔隙及裂缝空间中赋存的油气从储层中产出，这一性能可提高油气采收率，从表2中可以看出，驱油压裂液体系与常规瓜胶压裂液具有同样的增粘携砂效果的同时，破胶液比常规压裂液破胶液具有明显的降低油水界面张力的作用，另外相比于常规油田用的十六烷基磺酸钠驱油剂溶液和十二烷基苯磺酸钠驱油剂溶液，3种配方的驱油压裂液破胶液也同样具有强的降低油水界面张力的作用，低的界面张力有利于油水产出，提高采收率。

实施例6

实施例3体系在吐哈油田、新疆油田以及长庆油田致密油井储层改造现场应用6井次，均取得了较好的改造效果，增产倍数均超过2倍，其中该体系应用于吐哈芦X井(致密油井)大规模水平井体积改造技术，该井储层渗透率0.5mD，压前无产量，经过水平井体积改造后，压后日产油64.8t；较采用常规压裂工艺及压裂液技术的临井平均产量增加7～10倍。说明压裂液具有好的增产效果。