[发明专利]一种用于致密油气藏的压裂液及其制备方法

说明书

一种用于致密油气藏的压裂液及其制备方法，按照质量分数计包括：0.3‑0.4％稠化剂、0.5‑1.5％氯化钾、0.05‑0.15％杀菌剂、0.25‑0.35％破乳助排剂、0.25‑0.35％粘土稳定剂、0.3‑0.45％硼砂、0.4‑0.85％过硫酸铵，余量为水，以上各组分之和为100％。最后通过混合以及滴加制备成压裂液，当储层温度小于40℃时，在所得的产物压裂液中需进一步添加0.5‑1.5％的用于降低破胶粘度的添加剂，所述添加剂代号为BJ‑1，具体为聚环氧乙烷‑环氧丙烷醚；本发明通过稠化剂、氯化钾、杀菌剂、破乳助排剂、粘土稳定剂、硼砂、过硫酸铵以及水之间的相互配合，提高压裂液的各项性能，降低压裂液对地层的伤害。

技术领域

本发明属于油气田增产技术领域，具体涉及一种用于致密油气藏的压裂液及其制备方法。

背景技术

压裂液是流体矿(气、汽、油、淡水、盐水、热水等)在开采过程中，为了获得高产而借用液体传导力(如水力等)压裂措施时所用的液体。

依据石油天然气行业标准SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》对现用压裂液体系进行了系统的性能评价，现有压裂液主要存在如下问题：(1)将现用压裂液配方中除羟丙基胍胶外的其它添加剂按配方中浓度加入到100ml自来水中，在常温和55℃下放置，出现浑浊，并有沉淀生成，对配方中添加剂进行逐一排除，发现破乳剂BE-2与杀菌剂COG-285不配伍；(2)应用GGS71-A高温高压滤失仪评价了现用压裂液体系的滤失性能，实验温度55℃，实验压力3.5Mpa，得到滤失系数C_Ⅲ＝7.24×10^-4，体系属中等滤失；(3)用PVS高温高压流变仪评价了现用压裂液体系的抗温抗剪切性能，实验温度55℃，实验压力3.5MPa，剪切速率170S^-1，实验结果表明压裂液体系在40℃时粘度急剧下降，5分钟后粘度降到50mPa.s，该体系耐温耐剪切性能较差；(4)将现用压裂液体系按照交比100：10交联后，在55℃下进行静态破胶实验，冻胶在3h内无法破胶，说明现用压裂液体系的破胶性能较差；(5)用美国TEMCO公司的AC-FDS-800-10000高温高压岩芯流动实验仪评价了现用压裂液体系在地层温度下对层位岩芯的静态伤害情况，实验程序：正向地层水饱和→正向驱煤油→反向驱破胶液→正向驱煤油，实验结果表明现用压裂液体系对储层的伤害率较大。

发明内容

为了克服上述现有技术的缺陷，本发明的目的在于提供一种用于致密油气藏的压裂液及其制备方法，通过稠化剂、氯化钾、杀菌剂、破乳助排剂、粘土稳定剂、硼砂、过硫酸铵以及水之间的相互配合，提高压裂液的各项性能，降低压裂液对地层的伤害。

为了达到上述目的，本发明所采用的技术方案是:

一种用于致密油气藏的压裂液，按照质量分数计包括：0.3-0.4％稠化剂、0.5-1.5％氯化钾、0.05-0.15％杀菌剂、0.25-0.35％破乳助排剂、0.25-0.35％粘土稳定剂、0.3-0.45％硼砂、0.4-0.85％过硫酸铵，余量为水，以上各组分之和为100％；

所述稠化剂为HPG，具体为黄原胶；

所述杀菌剂代号为CJSJ-2，具体为十二烷基二甲基氯化铵；

所述破乳助排剂代号为CF-5C具体为非离子氟碳表面活性剂和低碳醇的复配产品；

所述粘土稳定剂代号为COP-1，具体为二甲基二烯丙基氯化铵；

过硫酸铵添加时按照自身的体积浓度上升趋势依次加入，且过硫酸铵的平均浓度为0.02％，所述浓度上升趋势为：0.005％－0.01％－0.02％－0.03％－0.05％。

当储层温度小于40℃时，该压裂液还包括0.5-1.5％的用于降低破胶粘度的添加剂，所述添加剂代号为BJ-1，具体为聚环氧乙烷-环氧丙烷醚。