本發(fā)明涉及一種壓裂液及其制備方法與應(yīng)用，具體而言涉及一種具有驅(qū)油功能的驅(qū)油壓裂液及其制備方法與應(yīng)用，屬于油氣田開發(fā)技術(shù)領(lǐng)域。

背景技術(shù)：

以致密油、頁(yè)巖氣為代表的非常規(guī)儲(chǔ)層改造的不斷深入，大規(guī)模體積改造技術(shù)已經(jīng)成為這些儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)開發(fā)的有效技術(shù)手段，因此壓裂改造技術(shù)已經(jīng)成為油氣田開發(fā)的一項(xiàng)重要增產(chǎn)措施，而作為壓裂改造的工作液，低傷害高效能壓裂液已經(jīng)成為壓裂液研究的熱門及發(fā)展趨勢(shì)。同時(shí)致密油、頁(yè)巖氣等非常規(guī)儲(chǔ)層大規(guī)模體積改造過(guò)程中，由于壓裂規(guī)模大，縫網(wǎng)面積巨大，可達(dá)上百萬(wàn)平方米，大量液體滯留裂縫網(wǎng)絡(luò)空間和裂縫表面，因此導(dǎo)致壓后返排率低。受到儲(chǔ)層粘土含量和類型、壓裂規(guī)模、縫網(wǎng)面積、地層能量、壓裂、返排工藝、作業(yè)時(shí)間等多因素綜合影響結(jié)果，目前返排率和返排難度大是不能改變的事實(shí)，大量壓裂液滯留儲(chǔ)層，這對(duì)于水敏儲(chǔ)層，滯留在儲(chǔ)層內(nèi)的壓裂液會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層傷害，降低壓后增產(chǎn)效果。本領(lǐng)域亟需開發(fā)一種新型壓裂液以解決上述技術(shù)問(wèn)題。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的在于提供一種驅(qū)油壓裂液，其是以一種新的理念解決上述技術(shù)問(wèn)題。

本發(fā)明的再一目的在于提供所述驅(qū)油壓裂液的制備方法。

本發(fā)明的另一目的在于提供所述驅(qū)油壓裂液的應(yīng)用。

為此，一方面，本發(fā)明提供一種驅(qū)油壓裂液，以其總重量為100％計(jì)，其包括：

0.3～10％的表面活性劑；

0～0.5％的疏水締合聚合物；

0.1～0.2％的破膠劑；以及

余量的水；

所述的表面活性劑選自氧化胺類表面活性劑和/或甜菜堿類表面活性劑；

所述破膠劑選自乙二醇單丁醚和/或亞甲基二萘磺酸鈉。

本發(fā)明所述驅(qū)油壓裂液對(duì)與常規(guī)壓裂液不同，不僅可以作為壓裂液造縫攜砂，壓后破膠液在儲(chǔ)層裂縫壁面和孔隙基質(zhì)內(nèi)具有驅(qū)油置換的作用，可將油層內(nèi)的油氣置換出來(lái)，具有提高壓后采收率的作用，無(wú)需返排，既解決了目前壓裂液返排率、返排難的技術(shù)問(wèn)題，又實(shí)現(xiàn)了良好的驅(qū)油效果，具有重要的實(shí)際應(yīng)用價(jià)值。

本發(fā)明所述的驅(qū)油壓裂液中含有氧化胺類表面活性劑和/或甜菜堿類表面活性劑，當(dāng)其水溶液濃度在0.3～10％時(shí)，優(yōu)選0.5～7％，其能夠形成多鏈大分子膠束，形成一種粘彈性體系，在壓裂施工過(guò)程中該粘彈性體系可以起到造縫攜砂的作用。在壓裂過(guò)后，在本發(fā)明特定破膠劑的作用下，地層中的驅(qū)油壓裂液被破膠產(chǎn)生壓裂液破膠液，粘度降低，破膠液中含有大量單分子表面活性劑，其附著在裂縫空間和裂縫巖心表面，其表面活性劑具有驅(qū)油效果，可對(duì)裂縫網(wǎng)絡(luò)空間、裂縫表面及近裂縫基質(zhì)地帶的原油具有置換作用。

根據(jù)本發(fā)明的具體實(shí)施方案，本發(fā)明所述的驅(qū)油壓裂液中，所述的氧化胺類表面活性劑結(jié)構(gòu)為

其中，R₁、R₂、R₃各自獨(dú)立的為烷基或CH₃(CH₂)_m-C(＝O)-NH-(CH₂)_n-，該烷基是指直鏈或支鏈的飽和脂肪族烴基團(tuán)，其主鏈包括1至30個(gè)碳原子，優(yōu)選為10至30個(gè)碳原子，進(jìn)一步優(yōu)選為18至24個(gè)碳原子；

烷基的實(shí)例包括但不限于甲基、乙基、正丙基、異丙基、正丁基、異丁基、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、異十一烷基～異三十烷基；

所述烷基可以是取代的或未取代的，當(dāng)被取代時(shí)，取代基可以在任何可使用的連接點(diǎn)上被取代，取代基優(yōu)選烷基、環(huán)烷基、烷氧基、芳基、雜芳基、雜環(huán)基、羥基、氨基等；

所述的m、n各自獨(dú)立的為1～30之間的整數(shù)；優(yōu)選地m為10～30之間的整數(shù)，n為1～10之間的整數(shù)；更優(yōu)選地m為18～24之間的整數(shù)，n為1～5之間的整數(shù)。

在本發(fā)明的一些具體實(shí)施方式中，所述的氧化胺類表面活性劑包括烷基氧化胺和/或烷基酰胺丙基氧化胺。所述烷基氧化胺是指，R₁、R₂、R₃中均為烷基；所述烷基酰胺丙基氧化胺是指R₁、R₂、R₃中至少一個(gè)為CH₃(CH₂)_m-C(＝O)-NH-(CH₂)₃—。作為氧化胺表面活性劑的示例，其可以包括：十八烷基二羥乙基氧化胺、十四烷基二羥乙基氧化胺、十二烷基二羥乙基氧化胺和月桂酰胺丙基氧化胺中的一種或幾種。

根據(jù)本發(fā)明的具體實(shí)施方案，本發(fā)明所述的驅(qū)油壓裂液中，所述的甜菜堿類表面活性劑是指疏水性長(zhǎng)鏈分子的一端含有可電離成陽(yáng)離子以及陰離子的一類兩性表面活性劑；其中所述的陽(yáng)離子通常為季銨鹽，所述的陰離子通常為羧基、磺酸基或磷酸基中的一種或幾種。

在本發(fā)明的一些具體實(shí)施方式中，所述甜菜堿類表面活性劑為烷基甜菜堿類表面活性劑，該烷基甜菜堿類表面活性劑中所述的疏水性長(zhǎng)鏈分子為長(zhǎng)鏈烷基，所述的長(zhǎng)鏈烷基的主鏈為10至30個(gè)碳原子，優(yōu)選為18至24個(gè)碳原子。作為烷基甜菜堿類表面活性劑的示例，其可以包括：十八烷基二羥乙基甜菜堿和/或十二烷基二羥乙基甜菜堿。

在本發(fā)明的另一些具體實(shí)施方式中，所述甜菜堿類表面活性劑為烷基酰胺基烷基甜菜堿表面活性劑，該烷基酰胺基烷基甜菜堿表面活性劑中所的疏水性長(zhǎng)鏈分子為CH₃(CH₂)_m-C(＝O)-NH-(CH₂)_n-，m為10～30之間的整數(shù)，n為1～10之間的整數(shù)；優(yōu)選m為18～24之間的整數(shù)，n為1～5之間的整數(shù)。作為烷基酰胺基烷基甜菜堿類表面活性劑的示例，其可以包括：椰油酰胺丙基甜菜堿和/或月桂酰胺基丙基甜菜堿。

根據(jù)本發(fā)明的具體實(shí)施方案，本發(fā)明所述的驅(qū)油壓裂液中，所述的疏水性締合聚合物是指在聚合物親水性大分子鏈上帶有少量疏水基團(tuán)的水溶性聚合物。疏水性締合聚合物可包括疏水性聚丙烯酰胺，優(yōu)選地，所述的疏水締合聚合物的粘均分子量5000～5000000。當(dāng)所述的驅(qū)油壓裂液中采用了疏水性締合聚合物時(shí)，其可與驅(qū)油壓裂液中的表面活性劑物理相互作用，進(jìn)一步增加粘度，此外，線性合成高分子沒(méi)有殘?jiān)?，?duì)地層不會(huì)產(chǎn)生傷害。作為疏水性聚丙烯酰胺的示例，其可以包括：四川光亞聚合物化工有限公司的GRF系列疏水性聚丙烯酰胺類聚合物。

根據(jù)本發(fā)明的具體實(shí)施方案，本發(fā)明所述的驅(qū)油壓裂液中，所述的破膠劑是指能夠在一定溫度以及一段時(shí)間內(nèi)將本發(fā)明的壓裂液的粘度降低的物質(zhì)，破膠后的物質(zhì)本發(fā)明稱為壓裂液破膠液。本發(fā)明通過(guò)破膠劑的選擇實(shí)現(xiàn)了所述驅(qū)油壓裂液既可作為壓裂液又可使壓裂破膠液形成驅(qū)油劑。

本發(fā)明所述的驅(qū)油壓裂液適用于對(duì)儲(chǔ)層的改造，當(dāng)將上述壓裂液的攜砂液注入地層后，可以不返排本發(fā)明的壓裂液，在地層環(huán)境條件下，留置地層的壓裂液在破膠劑的作用下生成壓裂液破膠液，實(shí)現(xiàn)驅(qū)油作用，即同時(shí)實(shí)現(xiàn)壓裂改造與驅(qū)油改造。本發(fā)明的驅(qū)油壓裂液，特別適用于以致密油、頁(yè)巖氣為代表的非常規(guī)儲(chǔ)層的大體積改造，如上文所述當(dāng)采用壓裂技術(shù)對(duì)該類非常規(guī)儲(chǔ)層進(jìn)行體積改造時(shí)，大量壓裂液滯留裂縫網(wǎng)絡(luò)空間和裂縫表面，返排率低，當(dāng)使用本發(fā)明的驅(qū)油壓裂液時(shí)，壓裂液無(wú)需返排，并同時(shí)實(shí)現(xiàn)了提高壓后增產(chǎn)的效果，提高儲(chǔ)層動(dòng)用程度。因此，本發(fā)明提供了所述的驅(qū)油壓裂液在開采儲(chǔ)層油氣中的應(yīng)用，所述應(yīng)用為首先將所述驅(qū)油壓裂液作為壓裂液對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行壓裂改造，然后不返排，直接將該壓裂液破膠后的破膠液作為驅(qū)油劑對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行驅(qū)油。尤其是對(duì)致密油儲(chǔ)層、頁(yè)巖氣儲(chǔ)層。

當(dāng)使用本發(fā)明的驅(qū)油壓裂液時(shí)，可將所述的驅(qū)油壓裂液中按配比混合攪拌均勻，并加入所需的砂石后，注入地層。具體地，制備所述驅(qū)油壓裂液的方法可包括如下步驟：選擇性的制備疏水締合聚合物水溶液；將表面活性劑加入到水中或疏水締合聚合物水溶液中，加入破膠劑，攪拌均勻。更具體地，其中，所述的疏水締合聚合物水溶液的制備可按如下方法：常溫下按配比將疏水締合聚合物均勻的分散在水中，溫度為10～30℃條件下攪拌，將疏水締合聚合物在溫度為室溫(20～30℃)或水浴中靜置。

綜上所述，本發(fā)明提供了一種驅(qū)油壓裂液及其制備方法與應(yīng)用，本發(fā)明采用的表面活性劑在水中能夠形成膠束，形成的壓裂液體系具有較好的粘彈性，當(dāng)使用疏水締合聚合物時(shí)，可進(jìn)一步增強(qiáng)體系粘度，這種驅(qū)油壓裂液能夠滿足壓裂過(guò)程中造縫攜砂的性能要求，同時(shí)壓裂液破膠液中含有大量單分子表面活性劑，使得破膠液具有較高的表面活性，具有驅(qū)油效果，無(wú)需返排，既解決了目前壓裂液返排率、返排難的技術(shù)問(wèn)題，又實(shí)現(xiàn)了良好的驅(qū)油效果，具有重要的實(shí)際應(yīng)用價(jià)值。

附圖說(shuō)明

圖1為實(shí)施例1制備得到的驅(qū)油壓裂液的耐溫耐剪切性能測(cè)試結(jié)果圖。

圖2為實(shí)施例3制備得到的驅(qū)油壓裂液的耐溫耐剪切性能測(cè)試結(jié)果圖。

圖3為對(duì)比例1制備得到的驅(qū)油壓裂液的耐溫耐剪切性能測(cè)試結(jié)果圖。

圖4為實(shí)施例4制備得到的驅(qū)油壓裂液的破膠液的驅(qū)油效果圖。

具體實(shí)施方式

為了對(duì)本發(fā)明的技術(shù)特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，現(xiàn)結(jié)合具體實(shí)例對(duì)本發(fā)明的技術(shù)方案進(jìn)行以下詳細(xì)說(shuō)明，應(yīng)理解這些實(shí)例僅用于說(shuō)明本發(fā)明而不用于限制本發(fā)明的范圍。

實(shí)施例1

本實(shí)施例提供一種驅(qū)油壓裂液，以其總重量為100％計(jì)，其包括：6％的十八烷基二羥乙基氧化胺、0.1％的亞甲基二奈磺酸鈉及余量的水。

本實(shí)施例的驅(qū)油壓裂液可按如下方法制備：按上述比例室溫條件下將十八烷基二羥乙基氧化胺加入到水中，室溫條件下攪4min，然后向其中加入亞甲基二奈磺酸鈉破膠劑，即可得到驅(qū)油壓裂液。

對(duì)實(shí)施例1制備得到的驅(qū)油壓裂液進(jìn)行壓裂性能測(cè)試：采用RS6000流變儀測(cè)試本實(shí)施例的驅(qū)油壓裂液的耐溫耐剪切性能，測(cè)試溫度為90℃，剪切速率為170s^-1條件下剪切103分鐘，其結(jié)果如圖1(圖中Eta表示粘度)所示。從圖1中可以看出實(shí)施例1制備得到的驅(qū)油壓裂液粘度能夠保持在100mPa·s以上，有較好的耐溫耐剪切性能。

實(shí)施例2

本實(shí)施例提供一種驅(qū)油壓裂液，以其總重量為100％計(jì)，其包括：3.2％的十二烷基二羥乙基甜菜堿、0.1％的GRF-1H(HMPAM，四川光亞聚合物化工有限公司)、0.15％的亞甲基二萘磺酸鈉及余量的水。

本實(shí)施例的驅(qū)油壓裂液可按如下方法制備：常溫下按配比將GRF-1H均勻的分散在水中，在溫度為25℃條件下攪拌15min后，將GRF-1H溶液在溫度為30℃水浴中靜置4h；按比例將十二烷基二羥乙基甜菜堿加入到GRF-1H溶液(HMPAM溶液)中，然后按比例加入破膠劑亞甲基二萘磺酸鈉，即可得到驅(qū)油壓裂液。

按照SY/T5107-2005《水基壓裂液性能評(píng)價(jià)方法》檢測(cè)標(biāo)準(zhǔn)對(duì)本實(shí)施例提供的驅(qū)油壓裂液性能進(jìn)行檢測(cè)壓裂液耐溫耐剪切性能，測(cè)試壓裂液在溫度為100℃粘度保持率為95.8％。

實(shí)施例3

本實(shí)施例提供一種驅(qū)油壓裂液，以其總重量為100％計(jì)，其包括：2.5％的十二烷基二羥乙基甜菜堿、0.4％的GRF-1H(HMPAM，四川光亞聚合物化工有限公司)、0.18％的乙二醇單丁醚及余量的水。

本實(shí)施例的驅(qū)油壓裂液可按如下方法制備：常溫下按配比將GRF-1H均勻的分散在水中，在溫度為25℃條件下攪拌15min后，將GRF-1H溶液在溫度為30℃水浴中靜置4h；按比例將十二烷基二羥乙基甜菜堿加入到GRF-1H溶液中(HMPAM溶液，疏水締合高分子溶液)中，然后按比例加入破膠劑乙二醇單丁醚，即可得到驅(qū)油壓裂液。

對(duì)實(shí)施例3制備得到的驅(qū)油壓裂液進(jìn)行壓裂性能測(cè)試：采用RS6000流變儀測(cè)試本實(shí)施例的驅(qū)油壓裂液的耐溫耐剪切性能，測(cè)試溫度為90℃，剪切速率為170s^-1條件下剪切90分鐘，其結(jié)果如圖2所示。從圖2中可以看出實(shí)施例3制備得到的驅(qū)油壓裂液粘度能夠保持在80mPa·s以上，具有較好的耐溫耐剪切性能。

對(duì)比例1

本對(duì)比例1提供一種驅(qū)油壓裂液，以其總重量為100％計(jì)，其包括：3.2％的十二烷基二羥乙基甜菜堿、0.1％的GRF-1H(HMPAM，四川光亞聚合物化工有限公司)、0.15％的過(guò)硫酸銨及余量的水。

本實(shí)施例的驅(qū)油壓裂液可按如下方法制備：常溫下按配比將GRF-1H均勻的分散在水中，在溫度為25℃條件下攪拌15min后，將GRF-1H溶液在溫度為30℃水浴中靜置4h；按比例將十二烷基二羥乙基甜菜堿加入到GRF-1H溶液(HMPAM溶液)中，然后按比例加入破膠劑過(guò)硫酸銨，即可得到驅(qū)油壓裂液。

對(duì)比例1制備得到的驅(qū)油壓裂液進(jìn)行壓裂性能測(cè)試：采用RS6000流變儀測(cè)試本實(shí)施例的驅(qū)油壓裂液的耐溫耐剪切性能，測(cè)試溫度為90℃，剪切速率為170s^-1條件下剪切90分鐘，其結(jié)果如圖2所示。從圖3中可以看出對(duì)比例1制備得到的驅(qū)油壓裂液粘度僅能夠保持在50mPa·s以上。

實(shí)施例4

將實(shí)施例3中壓裂液破膠液進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，具體實(shí)驗(yàn)方法如下：

(1)先將巖心分別用水、油進(jìn)行飽和處理(模擬地層條件下含油水分布)；

(2)核磁共振可動(dòng)油測(cè)試方法測(cè)試油水分布狀態(tài)；

(3)水驅(qū)替飽和巖心，計(jì)算水驅(qū)油采出程度；

(4)核磁共振可動(dòng)油測(cè)試方法測(cè)試油水分布狀態(tài)；

(5)驅(qū)油壓裂液破膠液驅(qū)替，計(jì)算采出程度；

(6)核磁共振可動(dòng)油測(cè)試方法測(cè)試巖心內(nèi)油水分布狀態(tài)。

其中，核磁共振可動(dòng)油測(cè)試方法測(cè)試油水分布圖見圖4(圖中237.1#是巖心編號(hào))；人造巖心參數(shù)、水驅(qū)油采出程度以及壓裂液破膠液驅(qū)采出程度如表1所示：

表1

從表1及圖4可以看出加入驅(qū)油壓裂液破膠液不同于常規(guī)的水，在水已經(jīng)達(dá)到飽和驅(qū)油效果的同時(shí)，進(jìn)一步注入驅(qū)油壓裂液破膠液可進(jìn)一步驅(qū)替巖心內(nèi)部的原油，比普通水更具有表面活性，可以進(jìn)一步提高驅(qū)油效率達(dá)到48.86％，比水的采出程度高出12.08％，具有顯著的驅(qū)油掃油的效果。

實(shí)施例5

按照SY/T5107-2005《水基壓裂液性能評(píng)價(jià)方法》檢測(cè)標(biāo)準(zhǔn)對(duì)本實(shí)施例1～3和對(duì)比例1的壓裂液破膠液進(jìn)行表界面張力測(cè)試，采用并與水、常規(guī)表面活性劑驅(qū)油劑進(jìn)行對(duì)比，其結(jié)果如表2所示：

表2

已有的研究認(rèn)為，儲(chǔ)層內(nèi)的工作液在低的表界面張力有利于儲(chǔ)層孔隙及裂縫空間中賦存的油氣從儲(chǔ)層中產(chǎn)出，這一性能可提高油氣采收率，從表2中可以看出，驅(qū)油壓裂液體系與常規(guī)瓜膠壓裂液具有同樣的增粘攜砂效果的同時(shí)，破膠液比常規(guī)壓裂液破膠液具有明顯的降低油水界面張力的作用，另外相比于常規(guī)油田用的十六烷基磺酸鈉驅(qū)油劑溶液和十二烷基苯磺酸鈉驅(qū)油劑溶液，3種配方的驅(qū)油壓裂液破膠液也同樣具有強(qiáng)的降低油水界面張力的作用，低的界面張力有利于油水產(chǎn)出，提高采收率。

實(shí)施例6

實(shí)施例3體系在吐哈油田、新疆油田以及長(zhǎng)慶油田致密油井儲(chǔ)層改造現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用6井次，均取得了較好的改造效果，增產(chǎn)倍數(shù)均超過(guò)2倍，其中該體系應(yīng)用于吐哈蘆X井(致密油井)大規(guī)模水平井體積改造技術(shù)，該井儲(chǔ)層滲透率0.5mD，壓前無(wú)產(chǎn)量，經(jīng)過(guò)水平井體積改造后，壓后日產(chǎn)油64.8t；較采用常規(guī)壓裂工藝及壓裂液技術(shù)的臨井平均產(chǎn)量增加7～10倍。說(shuō)明壓裂液具有好的增產(chǎn)效果。