本发明属于油田压裂液领域，具体涉及一种海水基压裂液及其制备方法。
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主要为淡水压裂液体系。淡水通过轮船储运，空间有限，不仅严重制约压裂规模，且存在成本高，施工周期长的问题；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)海水供应充足，海水压裂液尤其适用于海上油气井大规模压裂改造，如水平井分段压裂、体积压裂等。(2)就地取水，能够加快施工进度，降低作业成本；(3)节省淡水资源；(4)海水的高矿化度可以抑制储层中粘土膨胀，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，授权公告号为cn103215024b，授权日为2016年1月20日的中国专利文献公开了一种海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液；由以下原料按照重量份数配制而成：稠化剂0.3份-0.8份，ph调节剂占0.1份-0.3份，助排剂占0.1份-0.5份；交联剂占0.4份-0.6份；耐温增强剂0.2份-0.6份；除氧剂0.8份-1.5份；杀菌剂0.1份-0.3份，粘土稳定剂0.1份-0.5份和起泡剂0.1份-0.5份和破胶剂0.04-0.06份。其中所采用的稠化剂是：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；所采用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ph调节剂是三乙醇胺、碳酸钾、碳酸钠、碳酸氢钠或氢氧化钠。耐温增强剂为联氨、硫脲或亚硫酸盐；除氧剂是硫脲、甲醛或异抗坏血酸。压裂液耐温150℃。
但以上述专利文献为代表的耐高温海水基压裂液，在实际使用过程中，增稠剂用量高(0.65份以上)，溶胀时间长，造成压裂液基液罐中粘度过高，施工时泵送困难，无法实现大排量施工和直接混配施工作业；耐温增强剂、除氧剂加量高，压裂液破胶性能差；ph调节剂含有氢氧根离子或碳酸根离子，易与海水中钙、镁离子形成沉淀物，污染地层；化学添加剂种类多，不利于海上环境保护。
技术实现要素：
本发明旨在针对上述现有技术中存在的海水基压裂液交联剂与海水配伍性差、不能实现连续混配、环保性能差的技术问题，提供一种海水基压裂液交联剂及压裂液和制备方法。
本发明为实现上述目的，采用以下技术方案：
一种海水基压裂液，包括基液、交联剂、增效剂和破胶剂；
所述海水基压裂液基液，由以下重量份的组份组成的：海水1000份、稠化剂2.5-4.5份、助排剂3-5份，杀菌剂1-2份；
所述海水基压裂液交联剂为基液质量的3.5-5％；
所述海水基压裂液增效剂为基液质量的1.5-2.5％；
所述破胶剂为基液质量的0.05-0.1％。
海水基压裂液交联剂，包括下述质量份组分：清水40-60份、多元醇胺硼酸酯25-35份、多元醇10-15份以及硼酸5-8份，即得海水基压裂液交联剂。
所述的多元醇胺硼酸酯为二乙醇胺硼酸酯、三乙醇胺硼酸酯以及混合物。
海水基压裂液交联剂的制备方法包括下述步骤：在室温搅拌条件下，向反应釜中加入组分量清水、多元醇胺硼酸酯、以及多元醇充分混合；在混合液中加硼酸，搅拌使之充分反应溶解，形成均一溶液，制成交联剂。
所述的海水基压裂液增效剂，包括下述质量份组分：清水50-60份、乙二胺四亚甲基磷酸钠20-25份、以及多元醇15-25份，即得海水基压裂液增效剂。
所述的海水基压裂液增效剂采用下述方式制备：常压，搅拌，向反应釜中加入组分量清水与乙二胺四亚甲基磷酸钠、以及多元醇，充分混合，形成均一溶液，制成增效剂。
所述的多元醇为丙三醇或者乙二醇。
所述的稠化剂为羟丙基瓜胶；所述的助排剂为烷基苷表面活性剂；所述的杀菌剂为十二烷基苄基氯化铵；破胶剂为过硫酸钾或过硫酸铵。
本申请还包括一种所述的海水基压裂液的方法，包括下述步骤：按组分量取海水，加入混调器中，调电压50v～55v，依次组分量加入稠化剂，助排剂，杀菌剂，混调器高速搅拌90s；加入交联剂以及增效剂即得。
其中，所述海水为钙、镁离子含量不大于2000mg/l,总矿化度小于40000。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
1、本发明的海水基压裂液，解决了现有技术存在的改性瓜胶用量高(0.65％)，残渣含量高、易与钙镁离子产生沉淀，污染地层、不能连续混配、经济效益差的问题。本发明形成的海水基压裂液具有改性瓜胶使用浓度低(0.25％-0.45％)，残渣含量低，无需加入温度稳定剂、除氧剂等添加剂，耐温性能好160℃，易破胶；无需加入碱性ph调节剂，无钙镁离子沉淀产生，具有对储层伤害小，清洁程度高的特点；可实现直接连续混配。满足海洋低渗油气层大规模压裂液改造，节约海样压裂综合成本70％以上，有效缩短施工周期。
2、所述的海水基压裂液交联剂主要组份三乙醇胺硼酸酯。其无毒无害；具有较高的碱值储备量，极佳的ph值缓冲能力，能有效稳定体系的ph值。与其它硼酸酯相比，具有极好的水溶性，含有未共用电子对氮原子的三乙醇胺硼酸酯具有更高的水解稳定性，水解速度适宜。三乙醇胺硼酸酯易水解成三乙醇胺和硼酸，一方面硼酸可与改性瓜胶交联，三乙醇胺提供交联所需的ph环境，另一方面三乙醇胺与多种金属生成2-4个配位体的螯合物，可有效鳌合海水基中的钙镁离子，本身显碱性能够为硼酸与改性瓜胶交联提供交联环境，在提供弱碱性交联环境时，没有钙镁离子沉淀生成，且无需加入氢氧化钠、碳酸钠等ph调节剂。
3、在三乙醇胺硼酸酯中加入硼酸配合使用，目的是改善海水基压裂液交联时间，使压裂液在进入地层前，具有合适的黏度，满足携砂和降阻的需要，这一点对于大排量、套管压裂尤为重要，压裂液在井筒内悬砂能力差将造成井筒沉砂，可能导致施工失败；降阻性能差，造成施工压力高，同样可能导致施工失败，交联剂中复配入少量硼酸，可以提高压裂液在进入井筒前的交联性能，实现良好的携砂和降阻效果。
4、所述海水基压裂液增效剂，降低压裂液使用过程中产生钙镁沉淀的风险；使稠化剂具有适宜溶胀速度；海水基压裂液具有更好的交联效率和耐温能力。
5、所述的海水基压裂液，可满足直接混配的要求，在160℃，170s-1下，连续剪切60min，黏度保持在30mpa以上，满足大规模压裂的需要；海水基压裂液交联时间15s-90s可调，降阻率≥80％，可实现大规模压裂；海水基压裂液360min完全破胶，破胶液粘度≤2mpa.s,残渣含量≤200mg/l。
具体实施方式
为了使本技术领域的技术人员更好地理解本发明的技术方案，下面结合最佳实施例对本发明作进一步的详细说明。
实施例1：交联剂的制备：所述海水基压裂液交联剂配制方法，室温搅拌条件下，向反应釜中加入50kg清水与30kg三乙醇胺硼酸酯、15kg甘油按比例充分混合；在混合液中加入8kg硼酸，搅拌使之充分反应溶解，形成均一溶液，制成交联剂。
增效剂的制备：所述海水基压裂液交联剂配制方法，室温搅拌条件下，向反应釜中加入60kg清水与25kg乙二胺四亚甲基磷酸钠、15kg甘油按比例充分混合；搅拌使之充分反应溶解，形成均一溶液，制成增效剂。
海水基压裂液的制备：所述海水基压裂液由基液、交联剂、增效剂。所述基液：由以下重量份的组份组成，其中海水1000份、稠化剂2.5-4.5份、助排剂3-5份，杀菌剂1-2份；所述海水基压裂液交联剂为基液质量的3.5-5％；所述海水基压裂液增效剂为基液质量的1.5-2.5％；所述破胶剂为基液质量的
0.05-0.1％。所述的稠化剂为羟丙基瓜胶；所述的助排剂为烷基苷表面活性剂；所述的杀菌剂为十二烷基苄基氯化铵；破胶剂为过硫酸钾或过硫酸铵。按组分量取海水，加入混调器中，调电压50v～55v，依次组分量加入稠化剂，助排剂，杀菌剂，混调器高速搅拌90s；加入交联剂以及增效剂即得。
以所得海水基压裂液总溶液质量份数计，加入0.05-0.1破份胶剂过硫酸钾，置于恒温箱，在储层温度条件下恒温360min，使所述压裂液在恒温下破胶。表1示出135℃海水基压裂液性能指标。表1示出海水基压裂液性能：
表1
本发明现场应用已超过10井次。应用实例:zh54-22井，大斜度井，压裂井段4362.4m-4470.3m，地层温度135℃，井斜63.20°,应用多簇射孔+桥塞分段压裂工艺，分三段压裂，应用海水基压裂液总液量4500m3，总砂量350m3，施工顺利完成。压前压力2.8mpa，4mm油嘴自喷，日产油0.14t，日产气3200m3；压后初期压力10mpa，6mm油嘴，日产油52.6t，日产气15840m3,效果显著。
评价现场使用海水，ph值为7.5-8.0，悬浮物≤50mg/l，钙、镁离子含量1000mg/l—2000mg/l,总矿化度小于40000。采用连续混配配液方法。按照地层温度135℃优选压裂液配方。包括海水100份，稠化剂0.35份，助排剂0.3份，杀菌剂0.1份。所述交联剂：以交联剂相对于基液的质量份数计，占0.3份。所述增效剂：以增效剂相对于基液的质量份数计，占0.16份；破胶剂为0.07份。表2示出zh54-22井现场应用压裂液性能数据表。
表2
海水基压裂液现场配制方法：zh54-22井位于渤海湾滩海地区，施工前先将海水通过管线引入井场上的盐池中，沉淀，再按照设计用量将干净的海水泵入软体罐中。施工时直接连续混配，压裂液添加剂与海水在连续混配车上混合后经混砂车直接泵入井筒，该井的顺利实施验证了本发明的改性瓜胶海水基压裂液具有优良的溶胀、交联、造缝及携砂能力，有效解决了现有技术存在的难题，应用前景广阔。
以上内容仅为本发明的较佳实施例，对于本领域的普通技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。