[发明专利]一种液体自支撑高速通道压裂液及实验方法

说明书

本发明提供一种液体自支撑高速通道压裂液及实验方法，所述压裂液中A液和B液的质量比是1:3～19；所述A液包括树脂、固化剂和悬浮分散剂；所述B液包括常规压裂液、密度调节剂、悬浮分散剂，A液悬浮分散在B液中。所述液体自支撑压裂液无需固相支撑剂，改变现有常规压裂方式，节省了固相支撑剂的成本，减少施工工艺，避免了固相支撑剂带来的砂堵风险。能形成厘米级固化颗粒，抗压强度高，避免了传统低密度支撑剂容易被压实的缺陷。固相体系A液占比较少，可缩减压裂成本，获得经济效益。本发明所述液体自支撑压裂液形成的均匀悬浮分散的厘米级固体颗粒，能形成高导流能力渗流通道，降低渗流阻力，可扩大裂缝控制面积，提高产量。

技术领域

本发明属于石油工业油气田开发技术领域，涉及一种液体自支撑技术实现高速通道压裂的压裂液及实验方法。

技术背景

低渗、特低渗、致密油气藏、页岩气藏具有低孔、低渗、低产能的特性，仅仅依靠常规开发方式难以获得工业油气流，针对低渗透储层的特性，目前常用的开发方式主要为水力压裂开发方式，通过水力压裂形成高导流能力的裂缝，从而改变储层渗流能力，提高泄油面积，达到增产效果。

水力压裂开发技术均需要注入携砂液，通过携砂液携带的固体支撑剂起到支撑裂缝的作用，支撑剂用量大、成本高，且均匀铺置的支撑剂导流能力仅仅依靠颗粒与颗粒之间的孔隙提供，导流能力有限。斯伦贝谢公司提出通道压裂技术(高速通道压裂新技术，油田新技术，2011年秋季刊，23卷，第3期)，通过支撑剂团形成不连续支撑剂团充填层。不连续支撑剂团，相当于大颗粒团，大颗粒团与团之间形成离散的高速通道网络，从而形成高速渗流通道，该技术可实现较高的导流能力。但是该技术仍然需要向地层注入固体支撑剂，且注入工艺复杂，施工成本高。此外注入固体支撑剂施工过程易出现砂堵风险，砂堵一旦发生，轻者需冲砂、洗井作业，影响压裂施工进程，重者造成井筒报废，引起千万甚至上亿经济损失。

针对常规压裂技术及通道压裂技术存在的问题，国内有部分学者提出相变压裂液技术，所提到的相变压裂液配方复杂、成分多，中国专利文献CN1059715 79A(CN201610531410.8)提供一种相变水力压裂工艺，所提到的相变材料用量达30％～70％，相变压裂液用量大，势必造成成本高，难以获得更高的经济效益。

此外，赵立强等公开一种新型自支撑压裂液体系实验研究(油气藏评价与开发，2020，10(2)：121-127.)，所述相变压裂液最终形成的固体颗粒目数在20～70目之间，粒径与常规支撑剂无异，该种粒径的支撑剂铺置后，仍然是通过颗粒与颗粒间的孔隙提供导流能力，无法获得高导流能力，且相变压裂液用量大，成本高。

发明内容

本发明为了解决现有技术中存在的相变压裂液用量大、成本高，支撑剂粒径小，导流能力低的问题，提供一种液体自支撑高速通道压裂液及实验方法。该种液体自支撑压裂液无需固相支撑剂，将压裂液注入裂缝后，压裂液可固化体系可固化形成厘米级圆球状颗粒，且厘米级颗粒均匀悬浮在压裂液中，固化后，形成的厘米级颗粒均匀填充在裂缝中，形成厘米级高速渗流通道，获得高导流能力，此外，液体可固化液用量少，成本低，压裂施工过程保持液态，流动性高，施工简单，不存在砂堵风险。

为了实现上述目的，本发明采用下述技术方案：

一种液体自支撑高速通道压裂液，由A液和B液组成，A液和B液的质量比是1:3～19；所述A液包括树脂、固化剂和悬浮分散剂；所述B液包括常规压裂液、密度调节剂、悬浮分散剂，A液悬浮分散在B液中。

优选的，A液在B液中形成水包油型悬浮液；A液在B液中形成厘米级液体颗粒。

优选的，所述A液中包括100份树脂，20～40份固化剂，0.1～0.5份悬浮分散剂；B液中包括100份常规压裂液，4～40份密度调节剂，0.1～0.5份悬浮分散剂。

优选的，所述A液中还包括稀释剂；所述B液中还包括交联剂和/或表面活性剂。