本发明属于油田增产
技术领域：
，具体涉及一种页岩气压裂克服高应力差暂堵转向用暂堵剂及其制备方法。
背景技术：
：页岩气是一种非常规天然气资源，在世界范围内可技术开采储量巨大。近年来，随着生产技术取得突破，美国实现了页岩气商业化开采，使页岩气的大规模利用有了广阔的前景。在页岩气压裂过程中，为了克服高应力差，改变原有液体的流向以达到产生新裂缝的目的，研发出针对页岩气井压裂暂堵转向用高强度暂堵剂，对暂堵剂在压裂液中进行溶解性能测试，并进行岩心暂堵及恢复实验测试。实验结果表明，该暂堵剂在不同温度压裂液环境中完全溶解，无残留固体，降解率100％。压裂液中暂堵剂加量3-10％时，岩心暂堵率可达到95-98％，暂堵剂降解后岩心渗透率恢复率可达到97-99％。说明研制出的暂堵剂不仅具有良好的暂堵转向效果，而且降解后对地层伤害很小。通过抗压实验，抗压强度达到80mpa以上。目前暂堵技术已经运用于油田现场各类施工作业，包括钻井、固井、修井、洗井以及增产措施等，各大油田开始在压裂施工中采用段内多裂缝技术或是裂缝转向技术加大对低渗储层的改造力度，从而将储层产量最大化。针对油气井压裂用暂堵材料目前主要有由无机盐及水溶性组分混合制得的暂堵剂以及交联水溶性聚合物合成的暂堵剂。由无机盐及水溶性组分制得的暂堵剂不仅拥有优良的水溶性，其封堵强度更高，且溶解速度更快，既可用于油井又可用于水井的压裂酸化施工。交联型聚合物暂堵剂分为颗粒型和胶塞型，通过交联的方法得到高黏度的流体后进行烘干、剪切、造粒形成可用于暂堵的颗粒，也可通过交联的方法形成高黏性流体注入地层后形成暂堵胶塞。但无论是固体或液体的暂堵剂体系，由于其自身不能降解溶解于水中，都需要加入破胶剂使其破胶进而使体系顺利返排出地层。此外由聚丙烯酰胺为主体的聚合物作为暂堵剂也有了一定的应用，并且其封堵强度和暂堵率也可以满足现场施工的要求，但是其降解后具有较高的粘度，使压裂液粘度上升而不利于施工后的返排，会对地层造成较大的伤害。现有的各类暂堵剂有一定的暂堵性能但是也有其自身的缺陷，由无机盐组成的体系在溶解过程中无机盐类释放会对地层造成永久堵塞，不利于后期油气开采；交联型聚合物需要在施工后加入破胶剂才能破胶，在需要暂堵时间较长的施工作业中会增加施工周期，造成成本上升，同时交联型聚合物溶解性能较差，部分在压裂液中不能完全破胶同样会滞留在地层，在影响后期开采过程；pam类暂堵剂溶解后会使压裂液粘度上升，不利于压裂液的返排。技术实现要素：本发明的一个目的是解决至少上述问题和/或缺陷，并提供至少后面将说明的优点。本发明还有一个目的是解决现有的暂堵剂存在的缺陷：无机盐组成的暂堵剂会对地层造成永久堵塞，不利于后期油气开采，交联型聚合物暂堵剂需要加入破胶剂才能破胶，增加施工周期，造成成本上升，同时交联型聚合物溶解性能较差等技术问题，提供一种页岩气压裂克服高应力差暂堵转向用暂堵剂。本发明还有一个目的是提供一种页岩气压裂克服高应力差暂堵转向用暂堵剂的制备方法，其工艺步骤简单，易于工业化生产。为了实现本发明这些目的和其它优点，本发明提供了一种页岩气压裂克服高应力差暂堵转向用暂堵剂，该暂堵剂由原料组分植物胶、聚丙烯酸钠、聚磷酸铵、松香酸钠和聚乙二醇进行反应制得。优选的是，各原料组分按如下质量百分比组成：植物胶25-30％、聚丙烯酸钠10-15％、聚磷酸铵5-10％、松香酸钠20-25％、聚乙二醇30-35％。优选的是，所述植物胶包括黄原胶、田菁胶、胡麻胶、香豆胶中的至少一种。优选的是，所述聚磷酸铵的分子通式为(nh4)(n+2)pno(3n+1)，n为10-20的整数中的至少一种。优选的是，所述聚乙二醇为peg4000、peg8000、peg10000、peg20000中的至少一种。该暂堵剂适合于120℃以上的页岩气井暂堵施工。一种制备上述页岩气压裂克服高应力差暂堵转向用暂堵剂的制备方法，其包括如下步骤：在反应容器中加入一定量的蒸馏水，然后加入植物胶、聚丙烯酸钠、聚磷酸铵、松香酸钠及聚乙二醇，搅拌，并将反应液升温至80℃，继续恒温搅拌2h，直至全部溶解，再降温至50℃，出料进行真空干燥，得到初产物。优选的是，上述制备方法具体包括如下步骤：在反应容器中加入一定量的蒸馏水，开启搅拌，然后依次加入田菁胶、黄原胶、聚丙烯酸钠、(nh4)16p14o43、(nh4)18p16o49、松香酸钠、peg10000及peg20000，并将反应液升温至80℃，继续恒温搅拌2h，直至全部溶解，再降温至50℃，出料进行真空干燥，得到初产物，将初产物进行筛分得到20-60目暂堵剂，也可加工成颗粒或球体。优选的是，所述初产物通过螺杆挤出机加热熔融并挤出，用造粒机切割造粒，成型为粒径在5-8mm的暂堵剂颗粒，或者用注塑机加工成5-25mm的暂堵球。本发明的有益之处在于：其一、采用天然高分子化合物复合而成，降解性能好，降解率可达100％，耐温能力强，最高温度可达180℃，抗压强度高，可达80mpa，降解液无伤害、无污染，安全环保。其二、制备的暂堵剂适合于120℃以上的页岩气井暂堵施工，是一种页岩气压裂克服高应力差暂堵转向用高强度的暂堵剂。其三、可通过应用量剂大小、成分组成、颗粒大小控制封堵时间。附图说明图1.井身结构图。图2.综合测井曲线图。图3.a、b均为微地震检测图。具体实施方式以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。实施例1在500毫升反应容器中加入200克蒸馏水，开启搅拌，然后依次加入黄原胶28克、聚丙烯酸钠10克、8克聚磷酸铵(nh4)12p10o31、松香酸钠22克及32克聚乙二醇10000，并将反应体系逐渐升温至80℃，继续搅拌2h，直至全部溶解，然后降温至50℃，出料进行真空干燥，得到初产物，进行筛分，得到20-60目暂堵剂。或者将初产物通过螺杆挤出机加热熔融并挤出，用造粒机切割造粒，成型为粒径在5-8mm的颗粒，也可以用注塑机加工成5-25mm的暂堵球。该方法合成的暂堵剂适合于120℃以上的页岩气井暂堵施工。实施例2在500毫升反应瓶中加入200克蒸馏水，开启搅拌，然后依次加入田菁胶12克、黄原胶15克，聚丙烯酸钠12克、5克聚磷酸铵(nh4)16p14o43、3克聚磷酸铵(nh4)18p16o49，松香酸钠20克、20克聚乙二醇10000及13克聚乙二醇20000，并将反应体系逐渐升温至80℃，继续搅拌2h，直至全部溶解，然后降温至50℃，出料进行真空干燥，得到初产物，进行筛分，得到20-60目暂堵剂。或者将初产物通过螺杆挤出机加热熔融并挤出，用造粒机切割造粒，成型为粒径在5-8mm的颗粒，也可以用注塑机加工成5-25mm的暂堵球。该方法合成的暂堵剂适合于120℃以上的页岩气井暂堵施工。实施例3将实施例2制备的暂堵剂加入到压裂液中，测定暂堵剂性能。优选暂堵滑溜水压裂液配方：0.1％减阻剂+0.1％助排剂+0.2％粘土稳定剂+5％粉末暂堵剂。在120℃条件下进行实验，暂堵剂性能测试结果见表1。表1.暂堵剂性能测试结果(120℃)项目指标降解时间，h22降解率，％100暂堵率，％98抗压强度，mpa82岩心渗透率恢复率，％97溶解后破胶液表面张力，mn/m24.4溶解后破胶液防膨率，％87.9实施例4将实施例2制备的暂堵剂加入到压裂液中，测定暂堵剂性能。优选暂堵剂滑溜水压裂液配方：0.1％减阻剂+0.1％助排剂+0.2％粘土稳定剂+3％暂堵剂粉末+3％暂堵颗粒。在150℃条件下进行实验，暂堵剂性能测试结果见表2。表2.暂堵剂性能测试结果(150℃)项目指标降解时间，h36降解率，％100暂堵率，％98.4抗压强度，mpa84岩心渗透率恢复率，％97.3溶解后破胶液表面张力，mn/m23.9溶解后破胶液防膨率，％89.7实施例5将本发明制备的暂堵剂应用于具体页岩气井压裂中。优选威远h3-1井高应力差典型案例。完井情况见表3，油层套管情况见表4。表3.完井情况表4.油层套管情况测井结果，见图2：可以得出，储层段杨氏模量在26-34gpa左右，泊松比0.2-0.22左右，最小水平主应力72-76mpa左右，最小水平主应力梯度23.5-25kpa/m。最大与最小水平主应力差值达到15mpa左右。施工情况：2014年10月27日到11月10日期间，页岩气威远h3-1井完成了19段压裂施工，共注入液体39000方，陶粒2100吨，在12段共加入高强度水溶性暂堵剂4.4吨。暂堵剂使用情况见表5。表5.暂堵剂使用情况总体效果：威远h3-1井共分19段压裂施工，其中加入高强度水溶性暂堵剂为12段，总体压裂改造效果很好，总的改造体积为1.08亿方。通过井下微地震监测(见图3)发现：加入暂堵剂后形成体积裂缝比较明显，说明暂堵体积压裂对页岩气压裂有明显增加裂缝网络效果。综上所述，在页岩气压裂过程中，为了克服高应力差，改变原有液体的流向以达到产生新裂缝的目的，本发明公开了针对页岩气井压裂暂堵转向用高强度暂堵剂，对暂堵剂在压裂液中进行溶解性能测试，并进行岩心暂堵及恢复实验测试。测试结果表明，该暂堵剂在不同温度压裂液环境中完全溶解，无残留固体，降解率100％。压裂液中暂堵剂加量3-10％时，岩心暂堵率可达到95-98％，暂堵剂降解后岩心渗透率恢复率可达到97-99％。暂堵剂适合于120℃以上的页岩气井暂堵施工。因此本发明的暂堵剂不仅具有良好的暂堵转向效果，而且降解后对地层伤害很小。以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。当前第1页12