一种低伤害、超低浓度瓜胶压裂液体系、制备方法及应用
【专利摘要】本发明公开了一种低伤害、超低浓度瓜胶压裂液体系、制备方法及应用，属于油气田开发储层改造技术领域。针对现有常规压裂液体系难以兼顾降低增稠剂浓度、延长交联时间、提高冻胶强度和破胶能力、绿色环保等问题，本发明选用SITAR?11型超强延迟交联剂，在保证所形成冻胶的耐温、抗剪切能力和携砂能力的同时赋予其较强的延迟交联效果，大幅度降低增稠剂浓度，一方面有利于降低成本，提高经济效益，另一方面增稠剂浓度降低后破胶残渣量减少。再配以破胶彻底且时间可控的FANTA?05和FANTA?06压裂破胶酶，以及ZITHE?34型高效助排剂，能形成一个具有延迟交联效果、耐温耐盐能力强、携砂性能优良、破胶时间可控且破胶彻底的绿色、环保、高效的压裂液体系。
【专利说明】
一种低伤害、超低浓度瓜胶压裂液体系、制备方法及应用
技术领域
[0001] 本发明涉及一种低伤害、超低浓度瓜胶压裂液体系，同时还涉及该压裂液体系的 制备方法及应用，属于油气田开发储层改造技术领域。
【背景技术】
[0002] 在油气田开发过程中，随着开采对象从常规油气藏逐渐转向非常规的低孔致密油 气藏，可动用储量的物性下限越来越低，因此，高效的水力压裂储层改造成为低孔致密油气 藏增产增注的重要措施和经济有效开发的关键技术。在水力压裂施工过程中压裂效果主要 取决于压裂工艺技术的完善程度，即对裂缝和地层情况的认识和了解、合理的施工工艺、优 良的压裂液体系等。其中，优良的压裂液体系起着传递压力、破裂岩石、延伸裂缝和携带支 撑剂等作用，压裂液的强度和稳定性是水力压裂的重要保障，对压裂施工的成败有决定性 影响。
[0003] 常规水力压裂液体系主要是以瓜胶及其衍生物为主，添加多种助剂，并结合交联 剂和破胶剂，具有成本低、安全性高、可操作性强、应用范围广、综合性能好等优势，已在油 气田开发中广泛应用。但是常规的压裂液体系仍存在以下问题：水敏性储层伤害较大；残 渣、未破胶的浓缩胶和滤饼造成的损害大;破胶剂的反应时间及其活性对温度依赖性高，破 胶持续时间短，且破胶剂氧化破胶具有随机性，导致瓜胶糖苷键不完全断裂;破胶反应属于 非特异性反应，能和遇到的任何物体反应，如油管、地层基质和原油等；同时常规瓜胶压裂 液体系中瓜胶浓度较大，进入地层后，羟丙基瓜胶会在裂缝和裂缝壁残留大量残渣，造成储 层伤害，导致地层渗流能力下降，产能降低，直接影响压裂效果。
[0004] 针对常规压裂液体系储层伤害大、返排液处理困难、回收利用成本高等问题，结合 低孔致密油气藏的储层特点，开发利用性能优良的低伤害、低浓度瓜胶压裂液体系，以降低 羟丙基瓜胶浓度，降低破胶液表界面张力，降低破胶残渣量，保持优良的悬砂能力，保持耐 温耐剪切能力，提高破胶时间的可控性和返排效率，减小对储层造成的伤害，提高压裂施工 效果，能够为低伤害压裂液体系的推广提供新的技术支持。
[0005] 针对低孔致密油气藏，单纯降低瓜胶用量可减少液体和残渣对裂缝及储层的伤 害，但同时也会出现压裂液成胶性能差、冻胶耐温耐剪切性能不稳定、体系粘弹性降低、支 撑剂沉降等问题。通过对瓜胶进行化学改性或者向压裂液体系中加入耐温增强剂等可以在 一定程度上降低瓜胶浓度(参见专利CN102329603A、CN102329602A)，但是这类方法变相增 加了压裂液体系的复杂性。如公布号CN103694986A的发明专利公开的一种瓜胶压裂液，由 基液、破胶剂和交联剂组成，其中基液的重量百分比组成为:改性羟丙基瓜胶0.2~0.4%， 粘土稳定剂(氯化钾或氯化铵)0.2~1%，起泡助排剂(含氟表面活性剂和烷基酚聚氧乙烯 醚)0.5~1 %，杀菌剂(新洁尔灭）0.01~0.3 %，pH调节剂(碳酸钠、碳酸氢钠或氢氧化钠） 0.01~0.2%，温度稳定剂(硫代硫酸钠或亚硫酸氢钠)0.1~0.15%，余量为水;破胶剂(过 硫酸铵或过硫酸钠）、交联剂(硼砂或有机硼交联剂)分别为基液重量的0.05~0.3%和0.1 ~0.8%。该压裂液采用改性羟丙基瓜胶，较小分子瓜胶使用范围广、用量少，硼交联剂对支 撑裂缝的伤害小，地层中残留固相物质少，并且新型起泡助排剂的表面张力低、起泡能力 强，破胶液能顺利排出地层，达到清除井底积液的目的。但是无论是常规压裂液体系还是改 性的低浓度瓜胶压裂液体系，在一定程度上仍存在瓜胶用量大、破胶时间不可控、破胶后残 渣量大(通常>350mg/L)等问题，最终导致施工后返排率不达标。因此，如何在不增加现有 体系助剂种类的基础上降低瓜胶浓度，同时保证压裂液体系的耐温能力、剪切流变及携砂 能力，减少压裂液和破胶残渣对地层的伤害，是目前压裂技术和压裂液性能评价的研究重 点和改进方向。
【发明内容】
[0006] 本发明的目的是提供一种瓜胶压裂液体系，该体系具有延迟交联效果，且耐温、耐 剪切能力强，携砂性能优良，体系中瓜胶使用浓度低，破胶液表面张力低，破胶后残渣量小， 对储层的伤害较小。
[0007] 同时，本发明还提供一种低伤害、超低浓度瓜胶压裂液体系的制备方法。
[0008] 最后，本发明再提供一种上述压裂液体系在低孔致密油气藏储层改造中的应用。
[0009] 为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：
[0010] -种瓜胶压裂液体系，由基液、破胶剂和交联剂组成，所述基液由以下质量百分数 的组分组成:增稠剂0.22~0.3 %，粘土稳定剂0.2~1 %，助排剂0.1~1 %，杀菌剂0.01~ 0 · 1 %，pH调节剂0 · 01~0 · 2 %，起泡剂0 · 2~1 %，余量为水；
[0011] 所述破胶剂为FANTA-05低温型压裂破胶酶、FANTA-06中高温型压裂破胶酶、过硫 酸铵中的一种或多种，破胶剂加量占基液质量的〇.0005~0.15% ;
[0012] 所述交联剂为SITAR-11型超强延迟交联剂，基液与交联剂的体积比为100:0.2~ 0.6；
[0013] 所述增稠剂为瓜胶和/或改性瓜胶；
[0014] 所述助排剂为ZITHE-34型高效助排剂。
[0015] 上述FANTA-05低温型压裂破胶酶、FANTA-06中高温型压裂破胶酶、SITAR-11型超 强延迟交联剂、ZITHE-34型高效助排剂均购自大连奥普森生物工程有限公司。
[0016] 所述改性瓜胶包括羟丙基瓜胶、羧甲基羟丙基瓜胶等。
[0017] 优选的，低温条件下单独采用FANTA-05低温型压裂破胶酶，中高温条件下采用 FANTA-06中高温型压裂破胶酶与过硫酸铵的组合。
[0018] 所述粘土稳定剂为氯化钾和/或氯化铵。
[0019] 所述杀菌剂为1，2_苯并异噻唑啉-3-酮、卡泊芬净、伊枯草菌素 A中的一种或多种。
[0020] 所述pH调节剂为碳酸钠、碳酸氢钠、氢氧化钠等碱性物质中的一种或多种。
[0021] 所述起泡剂为YFP-1型起泡剂，购自山东东营施普瑞公司。
[0022] 各组分功效简述如下：
[0023] 破胶剂：低温条件下可单独采用FANTA-05低温型压裂破胶酶，中高温条件下采用 FANTA-06中高温型压裂破胶酶与过硫酸铵的组合，以此来满足不同温度储层对破胶时间和 破胶残渣量的要求，破胶时间1~7h可控，破胶液中残渣量降至180mg/L以下。
[0024] 交联剂:SITAR-11型超强延迟交联剂可将增稠剂的使用浓度降低至0.22~0.3%， 且制备出的压裂液冻胶在901^17084速率下连续剪切120min冻胶粘度彡140mPa · s。
[0025] 助排剂:ZITHE-34型高效助排剂可使破胶液的表面张力降至22mN/m，界面张力降 至0·90mN/m〇
[0026] -种瓜胶压裂液体系的制备方法，包括以下步骤：
[0027] 1)基液的制备
[0028]按照质量百分数准确取各组分，在水中加入增稠剂、粘土稳定剂、杀菌剂，混匀后 再加入助排剂、起泡剂、pH调节剂(可依次），混勾后静置溶胀；
[0029] 2)冻胶的制备
[0030] 按照配比在步骤1)的基液中加入交联剂和破胶剂，混匀，即得。
[0031] 步骤1)中两次混匀均可采用搅拌方式，如在转速150~300r/min下搅拌5~20min。
[0032] 步骤1)中静置溶胀的时间为0.5~4h，优选为4h。
[0033] 上述瓜胶压裂液体系的应用，具体为在低孔致密油气藏储层改造中的应用。
[0034]本发明的有益效果：
[0035] 针对现有常规压裂液体系难以兼顾降低增稠剂浓度、提高交联形成冻胶强度、延 长交联时间、提高破胶能力、绿色环保等问题，本发明提供了一种低伤害、超低浓度瓜胶压 裂液体系，在对压裂液成分进行优化的基础上，采用SITAR-11型超强延迟交联剂，在保证所 形成冻胶的耐温、抗剪切能力和携砂能力的同时赋予其较强的延迟交联效果，大幅度降低 增稠剂浓度。而降低增稠剂浓度一方面有利于降低成本，提高经济效益，另一方面增稠剂浓 度降低，破胶后残渣量相应的减少。再配以破胶彻底且时间可控的FANTA-05和FANTA-06压 裂破胶酶，以及ZITHE-34型高效助排剂，能形成一个具有延迟交联效果、耐温耐盐能力强、 携砂性能优良、破胶时间可控且破胶彻底的绿色、环保、高效的低伤害、超低浓度压裂液体 系。
[0036] 本发明中低伤害、超低浓度瓜胶压裂液体系对低孔致密油气藏在压裂改造中存在 的稠化剂用量高、破胶速度过快、残渣量大、返排率低等问题具有显著的改善效果。压裂施 工时可保证在较低的增稠剂浓度下，体系的耐温耐剪切能力、携砂能力、破胶时间、残渣量 和破胶液表界面张力均满足或优于国家及行业标准的要求，可广泛应用于常规油气藏、低 孔致密油气藏的储层改造作业，能有效降低成本，降低对储层的伤害，最大程度的保护油气 层。
[0037] 本发明中瓜胶压裂液体系具有低伤害、低成本、高效环保等特点，对低孔致密油气 藏的经济有效开发以及未来该类型油气藏的改造提供了新的方法和途径，具有指导意义。 优选出的能降低瓜胶使用浓度、降低破胶液表界面张力、降低破胶残渣量、减小岩心伤害的 瓜胶压裂液体系，对于确定适合低渗透、超低渗透油气藏的具有经济可行性和技术可行性 的压裂施工方案，具有广阔的应用前景。在目前国内油田领域一直追求降低残渣、降低摩 阻、高效低伤害、充分保护储层的开发大背景下，具有重要的意义。
【附图说明】
[0038]图1为SITAR-11型超强延迟交联剂交联0.3%羟丙基瓜胶后的冻胶及携砂冻胶；
[0039] 图2为SITAR-11型超强延迟交联剂交联0.3%羟丙基瓜胶后冻胶的扫描电镜图；
[0040] 图3为SITAR-11型超强延迟交联剂交联0.22%羟丙基瓜胶后的冻胶及携砂冻胶；
[0041] 图4为SITAR-11型超强延迟交联剂交联0.3%羟丙基瓜胶后冻胶的流变曲线；
[0042] 图5为低伤害、超低浓度瓜胶压裂液体系施工措施井的压裂曲线。
【具体实施方式】
[0043] 下述实施例仅对本发明作进一步详细说明，但不构成对本发明的任何限制。
[0044] 实施例1
[0045] 瓜胶压裂液体系由基液、破胶剂和交联剂组成，基液由以下质量百分数的组分组 成:增稠剂(羟丙基瓜胶)〇. 3%，粘土稳定剂(氯化钾）1 %，助排剂(ZITHE-34型高效助排剂） 0.2%，杀菌剂(1，2-苯并异噻唑啉-3-酮)0.1 %，pH调节剂(碳酸钠)0.2%，起泡剂(YFP-1型 起泡剂）1 %，余量为水;交联剂为SITAR-11型超强延迟交联剂，基液与交联剂的体积比为 100:0.2;破胶剂为FANTA-05低温型压裂破胶酶，破胶剂加量占基液质量的0.005%。
[0046] 瓜胶压裂液体系的制备步骤如下：
[0047] 1)基液的制备
[0048]按照质量百分数准确取各组分，边搅拌(转速300r/min)边向水中依次加入增稠 剂、粘土稳定剂和杀菌剂，搅拌10m i η后再依次加入助排剂、起泡剂、杀菌剂和pH调节剂，继 续搅拌5min，混匀后静置溶胀4h;
[0049] 2)冻胶的制备
[0050] 按照配比在步骤1)的基液中加入交联剂和破胶剂，混匀，即得。
[0051 ] 实施例2
[0052]瓜胶压裂液体系由基液、破胶剂和交联剂组成，基液由以下质量百分数的组分组 成：增稠剂（瓜胶)〇 . 22 %，粘土稳定剂(氯化铵)0.2 %，助排剂(ZITHE-34型高效助排剂） 1 %，杀菌剂（1，2-苯并异噻唑啉-3-酮)0 · 01 %，pH调节剂(碳酸氢钠)0 · 2%，起泡剂(YFP-1 型起泡剂)0.2%，余量为水;交联剂为SITAR-11型超强延迟交联剂，基液与交联剂的体积比 为100:0.4;破胶剂为FANTA-06中高温型压裂破胶酶，破胶剂加量占基液质量的0.0005%。 [0053]瓜胶压裂液体系的制备步骤如下：
[0054] 1)基液的制备
[0055]按照质量百分数准确取各组分，边搅拌(转速300r/min)边向水中依次加入增稠 剂、粘土稳定剂和杀菌剂，搅拌1 Om i η后再依次加入助排剂、起泡剂、杀菌剂和pH调节剂，继 续搅拌5min，混匀后静置溶胀4h;
[0056] 2)冻胶的制备
[0057] 按照配比在步骤1)的基液中加入交联剂和破胶剂，混匀，即得。
[0058] 实施例3
[0059] 瓜胶压裂液体系由基液、破胶剂和交联剂组成，基液由以下质量百分数的组分组 成:增稠剂(羧甲基羟丙基瓜胶)〇. 26 %，粘土稳定剂(氯化钾0.3%，氯化铵0.3% )0.6 %，助 排剂（ZITHE-34型高效助排剂)0.1%，杀菌剂（1，2_苯并异噻唑啉-3-酮0.02%，卡泊芬净 0 · 04 % ) 0 · 06 %，pH调节剂(氢氧化钠)0 · 01 %，起泡剂(YFP-1型起泡剂)0 · 7 %，余量为水;交 联剂为SITAR-11型超强延迟交联剂，基液与交联剂的体积比为100 :0.6;破胶剂为过硫酸 铵，破胶剂加量占基液质量的0.1 %。制备方法同实施例1。
[0060] 实施例4
[0061] 瓜胶压裂液体系由基液、破胶剂和交联剂组成，基液由以下质量百分数的组分组 成：增稠剂(羟丙基瓜胶0.1%，羧甲基羟丙基瓜胶0.18% )0.28%，粘土稳定剂（氯化钾） 0.6%，助排剂(ZITHE-34型高效助排剂)0.6%，杀菌剂(伊枯草菌素 Α)0·06%，pH调节剂(氢 氧化钠)0.03%，起泡剂(YFP-1型起泡剂)0.7%，余量为水;交联剂为SITAR-11型超强延迟 交联剂，基液与交联剂的体积比为100: 〇. 5;破胶剂为过硫酸铵和FANTA-06中高温型压裂破 胶酶(质量比1:1)，破胶剂加量占基液质量的〇. 15%。制备方法同实施例2。
[0062] 试验例
[0063] 1)0.3%羟丙基瓜胶压裂液体系的冻胶制备及交联性能
[0064] 0.3%羟丙基瓜胶压裂液基液由以下质量百分数的组分组成：增稠剂(羟丙基瓜 胶)〇. 3%，粘土稳定剂(氯化钾）1 %，助排剂(ZITHE-34型高效助排剂)0.2%，杀菌剂（1，2-苯并异噻唑啉-3-酮)0.1 %，pH调节剂(碳酸钠)0.2%，起泡剂(YFP-1型起泡剂）1 %，余量为 水。
[0065]冻胶的制备步骤如下:边搅拌(转速300r/min)边向水中依次加入增稠剂、粘土稳 定剂和杀菌剂，搅拌l〇min后再依次加入助排剂、起泡剂和pH调节剂，继续搅拌5min，混勾后 静置溶胀4h，得到基液;取上述基液400mL，边搅拌(转速300r/min)边加入SITAR-11型超强 延迟交联剂0.5mL，继续搅拌lmin，形成冻胶。
[0066] 根据SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》中规定，测定延迟交联时间、冻 胶强度和携砂能力，并用扫描电镜研究SITAR-11型超强延迟交联剂交联0.3%羟丙基瓜胶 后冻胶的微观状态，结果见图1 (图1A为SITAR-11型超强延迟交联剂交联0.3%羟丙基瓜胶 后冻胶，图1B为携砂冻胶)和图2(图2A为放大倍数2000 X的扫描电镜图，图2B为放大倍数 10000 X的扫描电镜图）。
[0067] 结果表明，上述冻胶的延迟交联时间为32s，冻胶粘度186mPa · s，可挑挂，韧性好， 表面光滑。加入30 %陶粒支撑剂(20/40目）后静态悬砂速度为0. lmm/s，携砂冻胶仍具有超 强的耐挑挂能力，表明该冻胶体系的悬砂效果好，可以满足矿场应用要求。交联后的冻胶在 放大倍数2000X的扫描电镜照片中显示存在大量形态不规则的网络状的结构；当放大倍数 为10000X时，可以清晰观察到冻胶大分子内部相互交叠形成的三维网状结构。
[0068] 2)超低浓度0.22%羟丙基瓜胶压裂液体系的冻胶制备及交联性能
[0069] 超低浓度0.22%羟丙基瓜胶压裂液基液由以下质量百分数的组分组成：增稠剂 (羟丙基瓜胶)0.22 %，粘土稳定剂(氯化钾）1 %，助排剂(ZITHE-34型高效助排剂)0.2 %，杀 菌剂（1，2-苯并异噻唑啉-3-酮)0.1 %，pH调节剂(碳酸钠)0.2 %，起泡剂(YFP-1型起泡剂） 1%，余量为水。
[0070]冻胶的制备步骤如下:边搅拌(转速300r/min)边向水中依次加入增稠剂、粘土稳 定剂和杀菌剂，搅拌lOmin后再依次加入助排剂、起泡剂和pH调节剂，继续搅拌5min，混勾后 静置溶胀4h，得到基液;取上述基液400mL，边搅拌(转速300r/min)边加入SITAR-11型超强 延迟交联剂0.5mL，继续搅拌lmin，形成冻胶。
[0071] 根据SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》中规定，测定延迟交联时间、冻 胶强度和携砂能力，结果见图3(图3A为SITAR-11型超强延迟交联剂交联0.22%羟丙基瓜胶 后冻胶，图3B为携砂冻胶）。
[0072]结果表明，上述冻胶的延迟交联时间为87s，冻胶粘度106mPa · s，可挑挂，韧性好， 表面光滑。加入30%陶粒支撑剂(20/40目）后携砂冻胶仍具有超强的耐挑挂能力，表明该冻 胶体系的悬砂效果好，可以满足矿场应用要求。
[0073 ] 3)低伤害、超低浓度瓜胶压裂液体系的剪切流变性能
[0074] 试验方法:取上述0.3 %羟丙基瓜胶压裂液基液200mL，边搅拌(转速300r/min)边 加入SITAR-11型超强延迟交联剂lmL，继续搅拌lmin，形成能挑挂的冻胶;采用MARSm-J流 变仪，在温度90°C、剪切速率170JT 1下连续剪切冻胶120min，测试冻胶的剪切流变曲线，结果 见图4。
[0075] 结果表明，上述冻胶在温度90°C、剪切速率170s-1下连续剪切120min，粘度彡 140mPa · s，耐温、耐剪切能力强，可以满足气田高温加砂压裂施工需要。
[0076] 4)0.22%、0.3%羟丙基瓜胶压裂液体系在低温条件下的破胶性能
[0077]试验方法:分别取0.22%、0.3%羟丙基瓜胶压裂液基液100mL，边搅拌(转速300r/ min)边加入SITAR-11型超强延迟交联剂0.5mL和破胶剂(种类及加量见下表1和表2)，继续 搅拌lmin，形成能挑挂的冻胶;根据SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》中规定，测 定破胶时间和破胶液残渣量，结果见下表1和表2。
[0078]表1 0.3%羟丙基瓜胶压裂液体系40°C的破胶性能 [0079]
[0080]表2 0.22%羟丙基瓜胶压裂液体系40°C的破胶性能 [0081]
[0082] 结果表明，低温条件下(40°C)，0.3%羟丙基瓜胶压裂液体系利用FANTA-05低温型 压裂破胶酶在40°C破胶，可以实现1~4h的可控破胶，破胶液粘度为2.84mPa · s，残渣量为 150~17〇11^/1。0.22%羟丙基瓜胶压裂液体系利用FANTA-05低温型压裂破胶酶在40°C破 胶，可以实现1~3h的可控破胶，破胶液粘度为2.2ImPa · s，残渣量为130~140mg/L。而两种 体系单纯使用APS均无法实现体系的破胶水化。说明FANTA-05低温型压裂破胶酶具有良好 的破胶能力，可以实现低温下的可控破胶，同时残渣量低，可以减轻对储层的伤害。
[0083] 5) 0.22 %、0.3 %羟丙基瓜胶压裂液体系在中高温条件下的破胶性能
[0084]试验方法:分别取0.22%、0.3%羟丙基瓜胶压裂液基液1001^，边搅拌(转速300以 min)边加入SITAR-11型超强延迟交联剂0.5mL和破胶剂(种类及加量见下表3和表4)，继续 搅拌lmin，形成能挑挂的冻胶;根据SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》中规定，测 定破胶时间和破胶液残渣量，结果见下表3和表4。
[0085]表3 0.3%羟丙基瓜胶压裂液体系90°C的破胶性能
[0086]
[0087]表4 0.22%羟丙基瓜胶压裂液体系90°C的破胶性能 [00881
[0089] 结果表明，中高温条件下(90°C)，利用APS(粉剂)与FANTA-06中高温型压裂破胶酶 的破胶体系，破胶时间可控，破胶彻底，破胶液粘度低，残渣量小。0.3 %羟丙基瓜胶压裂液 体系在FANTA-06中高温型压裂破胶酶加量0.001~0.002%、APS(粉剂)加量0.01~0.05%， 可以实现1~7h的可控破胶，破胶液粘度为2.36mPa · s，残渣量为160~180mg/L。0.22 %羟 丙基瓜胶压裂液体系在FANTA-06中高温型压裂破胶酶加量0.0003~0.0015%、APS(粉剂） 加量0.006~0.025%，可以实现1~5h的可控破胶，破胶液粘度为2.14mPa · s，残渣量仅为 140~150mg/L。而其他条件下考虑到破胶时间、残渣量以及成本等因素，均非最佳条件。说 明本发明中超低浓度瓜胶压裂液体系(配合复合楔形破胶控制技术，即将化学破胶剂APS与 压裂破胶酶复配使用，其中化学破胶剂APS从前置液到携砂液再到顶替液，根据不同阶段的 压裂液性质进行楔形加入，确保压裂液体系能够在栗注过程中保持高携砂、低摩阻，同时在 规定的时间内完成可控破胶)可在规定时间内彻底液化，破胶液残渣量更低，可有效降低对 地层的伤害。
[0090] 6)0.22%、0.3%羟丙基瓜胶压裂液体系破胶后破胶液的表界面性能
[0091] 试验方法:分别取0.22%、0.3%羟丙基瓜胶压裂液10〇11^，边搅拌(转速30(^/1^11) 边加入SITAR-11型超强延迟交联剂0.5mL和破胶剂（由过硫酸铵与FANTA-06中高温型压裂 破胶酶复配，质量比15 :1，加量为0.01 % )，继续搅拌lmin，形成能挑挂的冻胶;根据SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》中规定，测定破胶后破胶液的表界面张力。
[0092] 结果表明，0.22%和0.3%羟丙基瓜胶压裂液体系破胶后破胶液的表面张力降低 至lj22.40mN/m，界面张力降低到0.91mN/m，说明ZITHE-34型高效助排剂具有超低的表界面性 能，能使破胶液顺利排出地层，清除井底积液，从而降低井底的水锁效应，同时可携带一部 分羟丙基瓜胶残渣碎片，降低伤害，提高施工效果。
[0093] 应用实例
[0094] 低伤害、超低浓度瓜胶压裂液体系应用于裸眼封隔器分段压裂投产工程：
[0095] 措施井位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，位于山1层位，储层岩性主要为石英砂 岩。孔隙度平均值为7.88%，渗透率平均值为0.675mD，为低孔、低渗储层，平均孔隙半径相 对较大，中值半径相对较小、中值压力相对较高。施工设计为使用低伤害、超低浓度瓜胶压 裂液体系，设计方案为：0.3 %HPG+0.5 %粘土稳定剂KC1+0.2 % ZITHE-34型高效助排剂+ 0.5%起泡剂YFP-1+0.05%杀菌剂1，2_苯并异噻唑啉-3-酮+0·12%ρΗ调节剂Na 2⑶3+余量 水，交联剂为SITAR-11型超强延迟交联剂，基液与交联剂的体积比为100 :0.5 ;破胶剂为 FANTA-06中高温型压裂破胶酶+过硫酸铵(加量分别占基液质量的0.002%和0.03%，前置 液和携砂液阶段现场楔形追加）。
[0096] 措施井于2015年底进行低伤害、超低浓度瓜胶压裂液体系的现场施工，施工当日 温度为〇°C，压裂液1988m3,基液粘度27~30mPa · s，交联比100:0.5,延迟交联时间60~ 70s，措施井施工参数及施工后效果见下表5。结果表明，利用低伤害、超低浓度瓜胶压裂液 体系压裂施工过程中，排量稳定维持在4.0~4.5m 3/min，高加砂量满足设计要求，油压稳 定。施工结束lh后即开始返排，返排液pH呈中性，粘度低于3mPa · s。利用8mm油嘴控制，经 18mm孔板临界速度流量计计产，返排率为28.2%，无阻流量76946.8m3/d，累计产气 214873m 3,折算日产液量16.9m3/d，取得了良好的压裂增产效果。施工压裂曲线见图5。
[0097] 表5低伤害、超低浓度瓜胶压裂液体系措施井施工参数及施工后效果
[0098]
【主权项】
1. 一种瓜胶压裂液体系，由基液、破胶剂和交联剂组成，其特征在于:所述基液由以下 质量百分数的组分组成:增稠剂0.22~0.3%，粘土稳定剂0.2~1 %，助排剂0.1~1 %，杀菌 剂0 · 01~0 · 1 %，pH调节剂0 · 01~0 · 2 %，起泡剂0 · 2~1 %，余量为水； 所述破胶剂为FANTA-05低温型压裂破胶酶、FANTA-06中高温型压裂破胶酶、过硫酸铵 中的一种或多种，破胶剂加量占基液质量的〇. 0005~0.15% ; 所述交联剂为SITAR-11型超强延迟交联剂，基液与交联剂的体积比为100:0.2~0.6; 所述增稠剂为瓜胶和/或改性瓜胶； 所述助排剂为ZITHE-34型高效助排剂。2. 根据权利要求1所述的瓜胶压裂液体系，其特征在于:所述改性瓜胶为羟丙基瓜胶、 羧甲基羟丙基瓜胶。3. 根据权利要求1所述的瓜胶压裂液体系，其特征在于:低温条件下，破胶剂为FANTA-05 低温型压裂破胶酶； 中高温条件，破胶剂为 FANTA-06 中高温型压裂破胶酶和过硫酸铵的 组合。4. 根据权利要求1所述的瓜胶压裂液体系，其特征在于:所述粘土稳定剂为氯化钾和/ 或氯化铵。5. 根据权利要求1所述的瓜胶压裂液体系，其特征在于:所述杀菌剂为1，2_苯并异噻唑 啉-3-酮、卡泊芬净、伊枯草菌素 A中的一种或多种。6. 根据权利要求1所述的瓜胶压裂液体系，其特征在于:所述pH调节剂为碳酸钠、碳酸 氢钠、氢氧化钠中的一种或多种。7. 根据权利要求1所述的瓜胶压裂液体系，其特征在于:所述起泡剂为YFP-1型起泡剂。8. 如权利要求1~7中任一项所述瓜胶压裂液体系的制备方法，包括以下步骤： 1) 基液的制备 按照质量百分数准确取各组分，在水中依次加入增稠剂、粘土稳定剂、杀菌剂，混匀后 再依次加入助排剂、起泡剂、pH调节剂，混匀后静置溶胀； 2) 冻胶的制备 按照配比在步骤1)的基液中加入交联剂和破胶剂，混匀，即得。9. 根据权利要求8所述的制备方法，其特征在于:步骤1)中静置溶胀的时间为0.5~4h。10. 如权利要求1~7中任一项所述瓜胶压裂液体系在低孔致密油气藏储层改造中的应 用。
【文档编号】C09K8/68GK106085404SQ201610394863
【公开日】2016年11月9日
【申请日】2016年6月6日 公开号201610394863.0, CN 106085404 A, CN 106085404A, CN 201610394863, CN-A-106085404, CN106085404 A, CN106085404A, CN201610394863, CN201610394863.0
【发明人】梁文龙, 何青, 杨同玉, 唐万举, 赵静, 李雷, 付娜, 陈现义, 王旭红, 王彩, 王雪韦, 李轩, 张宇
【申请人】中国石油化工股份有限公司, 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司