用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑压裂液体系

摘要

本公开公开了用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑压裂液体系，所述自支撑压裂液体系包括互不相溶的主裂缝段自支撑压裂液与主裂缝段通道压裂液，所述主裂缝段自支撑压裂液包括以下组分：10～50份的三烯丙基异氰脲酸酯、40～90份的苯乙烯、10～20份的二氨基二苯砜、10～50份的环氧树脂、1～10份表面活性剂、50～500份的溶剂；所述主裂缝段通道压裂液为含有胍胶的压裂液。本公开可以大幅提高体积压裂的主裂缝段裂缝的导流能力，杜绝砂堵风险。

说明书

技术领域

本公开属于油田开发技术领域，特别涉及一种用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑压裂液体系。

背景技术

油气田的增产可以通过压裂液注入储层重新造缝来实现，即利用地面高压泵组，以大大高于地层吸收能力的注入速度(排量)，向储层挤注具有一定粘度的液体(压裂液)，以使得井筒内压力逐渐增高。当压力增高到大于储层破裂压力时，储层就会形成一条或多条主裂缝。而主裂缝的形成为储层中提供油气渗流的主高速通道，所以，提高主裂缝的导流能力可以降低油气向近井地带流动时的渗流阻力，提高此压裂段的总产能，进而提高总油井的总产能。

相关技术中，主裂缝段所用到的压裂液主要为水基压裂液，一般包括：植物胶压裂液、活性水压裂液以及聚合物压裂液等。其中植物胶压裂液为添加植物胶(例如胍胶)增稠的压裂液，同时携带中等粒径与大粒径的陶粒、石英砂等作为固相支撑剂。

然而，在采用上述胍胶压裂液时，当压裂液在储层内进行运移，由于固相支撑剂会随着压裂液的运移而发生沉降，使得远端主裂缝中存在的固相支撑剂少于近井地带中存在的固相支撑剂，导致远端主裂缝的导流能力明显低于近井地带的导流能力。另外，因为固相支撑剂的沉降作用，也会造成砂堵现象。归纳起来，胍胶压裂液体系主要存在以下技术问题：

(1)支撑剂的铺置问题

由于支撑剂的密度远高于陶粒，在裂缝内的运移沉降后，最终在裂缝底部形成近井地带高，随着裂缝的延长砂堤高度逐渐降低的非均匀铺砂形态。因此，远端裂缝的导流能力明显低于近井地带的导流能力。

(2)压裂液的伤害问题

对于胍胶压裂液体系，由于携带高砂比、大粒径、高密度的陶粒的要求，因此必须通过增加胍胶、交联剂与破胶剂浓度，以避免砂堵，然而对储层的伤害也将同时发生。对于高温深井来说，为应对高温对压裂液粘度的影响，将进一步提高药剂浓度，造成的伤害将进一步提高。

(3)潜在的砂堵风险

井筒内砂堵为压裂施工过程中最为严重的事故之一，发生砂堵后将扰乱正常施工流程、破坏地层渗流情况、严重浪费压裂材料，导致失败。因面对主裂缝段高导流能力裂缝的设计要求，因此加砂风险明显增加。

(4)加入固体支撑剂会明显加快施工设备的损坏

以大液量、大排量、高泵压长时间注入固体支撑剂对井筒与生产与作业管线存在明显的冲蚀作用，导致设备的提前破坏并可能引发施工事故，不但提高作业成本，并且降低了施工效率，增加了施工风险。

发明内容

本公开实施例提供了一种用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑压裂液体系，可以大幅提高体积压裂的主裂缝段裂缝的导流能力、杜绝砂堵风险。所述技术方案如下：

本公开实施例提供了一种用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑压裂液体系，该自支撑压裂液体系包括互不相溶的主裂缝段自支撑压裂液与主裂缝段通道压裂液；

所述主裂缝段自支撑压裂液包括以下组分：10～50份的三烯丙基异氰脲酸酯、40～90份的苯乙烯、10～20份的二氨基二苯砜、10～50份的环氧树脂、1～10份表面活性剂、50～500份的溶剂；

所述主裂缝段通道压裂液为含有胍胶的压裂液。

在本公开的一种实现方式中，所述主裂缝段通道压裂液包括以下组分：100～900份的水、10～100份的氯化钾、1～10份的季铵盐阳离子聚合物、1～100份的聚乙二醇、5～500份的十二烷基硫酸钠、1～10份的助排剂、1～50份的胍胶、1-10份硼砂、0-10份的杀菌剂、1～10份的过硫酸铵、降阻剂1～20份。

在本公开的另一种实现方式中，所述自支撑压裂液体系包括100份的所述主裂缝段自支撑压裂液和100～2000份的所述主裂缝段通道压裂液。

在本公开的又一种实现方式中，所述主裂缝段自支撑压裂液中的表面活性剂为十二烷基硫酸钠、十二烷基苯磺酸钠、季铵盐、斯潘60、斯潘80中的一种或多种。

在本公开的又一种实现方式中，所述主裂缝段自支撑压裂液中的溶剂为甲苯、二苯甲烷、三苯甲烷、四苯甲烷的一种或多种。

在本公开的又一种实现方式中，所述主裂缝段自支撑压裂液在常温下的粘度范围为30mPa·s～300mPa·s。

在本公开的又一种实现方式中，所述主裂缝段自支撑压裂液的固化温度范围为50℃～100℃。

在本公开的又一种实现方式中，所述主裂缝段自支撑压裂液的固化时间范围在5min～30min。

在本公开的又一种实现方式中，所述主裂缝段通道压裂液在常温下的粘度范围为10mPa·s～500mPa·s。

在本公开的又一种实现方式中，所述主裂缝段通道压裂液的降阻剂为聚丙烯酰胺类、聚氧化乙烯类和十六烷基三甲基氯化铵类降阻剂中的一种或多种。

本公开实施例提供的技术方案带来的有益效果是：

通过本公开实施例提供的一种用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑压裂液体系在进行压裂施工时，由于该自支撑压裂液体系包含有主裂缝段通道压裂液与主裂缝自支撑压裂液，而主裂缝自支撑压裂液中存在有机溶剂，使主裂缝自支撑压裂液以有机溶液的形式存在。主裂缝段通道压裂液因为为胍胶体系的压裂液，而胍胶体系压裂液为水基压裂液，以水作为溶剂，最终该压裂液体系均为非互溶、非混相的油水混合形式存在。因此，在入井前，自支撑压裂液体系完全无固相，大大提高了压裂液体系的流动性，使得自支撑压裂液体系可以流动到远端的主裂缝中。并且，由于主裂缝段自支撑压裂液含有环氧树脂等可以固化的材料，因此在储层内部的地热作用下能够逐渐固化，以致该主裂缝段自支撑压裂液能够在进入裂缝后，形成自支撑固相来支撑主裂缝。另外，将主裂缝段通道压裂液设计为胍胶压裂液同时加入了一定浓度的降阻剂，使得主裂缝段通道压裂液可以具备较低的摩阻，从而能够高效率的将主裂缝自支撑压裂液推送至主裂缝之中，同时由于主裂缝通道压裂液与自支撑压裂液的界面张力适用于主裂缝自支撑压裂液在主裂缝中均匀分散，进而提高主裂缝自支撑压裂液的支撑效果。也就是说，本公开所提供的自支撑压裂液体系，在注入储层的时候，不含有固相支撑剂，所以不会出现沉降的问题。而在压裂液体系注入储层后，在地热的作用下，逐渐生成自支撑固相，从而能够起到支撑主裂缝的作用。即在保证支撑效果的基础上，解决了沉降的问题，既使得远端主裂缝的导流能力得到了保障，又避免了砂堵现象的出现。

附图说明

为了更清楚地说明本公开实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本公开的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本公开实施例提供的一种用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑体系形成不同粒径的自支撑固相的抗破碎性能；

图2是本公开实施例提供的一种用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑压裂液形成不同粒径的自支撑固相的导流能力。

具体实施方式

为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本公开实施方式作进一步地详细描述。

本公开实施例提供的一种用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑压裂液体系，该自支撑压裂液体系包括两种互不相溶的主裂缝段自支撑压裂液与主裂缝段通道压裂液，主裂缝段自支撑压裂液包括以下组分：10～50份的三烯丙基异氰脲酸酯、40～90份的苯乙烯、10～20份的二氨基二苯砜、10～50份的环氧树脂、1～10份表面活性剂、50～500份的溶剂。主裂缝段通道压裂液为含有胍胶的压裂液。

通过本公开实施例提供的一种用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑压裂液体系在进行压裂施工时，由于该自支撑压裂液体系包含有主裂缝段通道压裂液与主裂缝自支撑压裂液，而主裂缝自支撑压裂液中存在有机溶剂，使主裂缝自支撑压裂液以有机溶液的形式存在。主裂缝段通道压裂液因为为胍胶体系的压裂液，而胍胶体系压裂液为水基压裂液，以水作为溶剂，最终该自支撑压裂液体系均为非互溶、非混相的油水混合形式存在。因此，在入井前，自支撑压裂液体系完全无固相，因此大大提高了自支撑压裂液体系的流动性，使得自支撑压裂液体系可以流动到远端的主裂缝中。并且，由于主裂缝段自支撑压裂液含有环氧树脂等可以固化的材料，因此在储层内部的地热作用下能够逐渐固化，以致该主裂缝段自支撑压裂液能够在进入裂缝后，形成自支撑固相来支撑主裂缝。另外，将主裂缝段通道压裂液设计为胍胶压裂液同时加入了一定浓度的降阻剂，使得主裂缝段通道压裂液可以具备较低的摩阻，从而能够高效率的将主裂缝自支撑压裂液推送至主裂缝之中，同时由于主裂缝通道压裂液与自支撑压裂液的界面张力适用于主裂缝自支撑压裂液在主裂缝中均匀分散，进而提高主裂缝自支撑压裂液的支撑效果。也就是说，本公开所提供的自支撑压裂液体系，在注入储层的时候，不含有固相支撑剂，所以不会出现沉降的问题。而在自支撑压裂液体系注入储层后，在地热的作用下，逐渐生成自支撑固相，从而能够起到支撑主裂缝的作用。即在保证支撑效果的基础上，解决了沉降的问题，既使得远端主裂缝的导流能力得到了保障，又避免了砂堵现象的出现。同时避免因为采用植物压裂液时，由于该压裂液为液相，在进入储层中无法对形成的裂缝进行支撑，所以往往需要携带高砂比、大粒径、高密度的陶粒来作为固相支撑剂，因此必须通过增加压裂液的粘度来提高携砂的性能，以避免固相支撑剂沉积在裂缝中造成砂堵，而压裂液的粘度越高，对储层的伤害也越大。本公开实施例提供的一种用于非常规储层主裂缝段改造的自支撑压裂液体系能够广泛适用于煤层气、页岩气、页岩油和致密油气等非常规储层的改造之中，特别是对于体积压裂时提高主裂缝的导流能力，降低压裂液对储层的伤害，杜绝砂堵风险，具有重要意义。

需要说明的是，以上组分的份数是指各化学物的物质的量的数量，也就是说通过调整以上组分之间物质的量的比值，可以合理的选择需要的压裂液体系。

可选地，主裂缝段通道压裂液包括以下组分：100～900份的水、10～100份的氯化钾、1～10份的季铵盐阳离子聚合物、1～100份的聚乙二醇、5～500份的十二烷基硫酸钠、1～10份的助排剂、1～50份的胍胶、1-10份硼砂、0-10份的杀菌剂、1～10份的过硫酸铵、降阻剂1～20份。

在上述实现方式中，主裂缝段通道压裂液包括以上组分，一方面可以使得主裂缝段通道压裂液具有低摩阻，保证主裂缝段通道压裂液挤注在储层中进行流动时能够对主裂缝段自支撑压裂液起到分散为均匀粒径液滴的作用。另一方面，在储层裂缝内主裂缝段自支撑压裂液发生固相相变后，主裂缝段通道压裂液占据其余流体空间。压裂施工结束前主裂缝段通道压裂液将充分返排，主裂缝段自支撑压裂液固相后留在储层裂缝内形成自支撑固相，主裂缝段通道压裂液之前所占据的流体空间将成为储层中油气渗流的高速通道。

可选地，主裂缝段自支撑压裂液与主裂缝段通道压裂液配合使用，主裂缝段自支撑压裂液和主裂缝段通道压裂液的质量份数如下：100份的主裂缝段自支撑压裂液、100～2000份的主裂缝段通道压裂液。

在上述实现方式中，设置为以上配比可以便于使得主裂缝段自支撑压裂液在受热固化后形成的自支撑固相的粒径范围为施工要求的范围，可以理解，根据具体施工要求，也可以灵活调整主裂缝段自支撑压裂液与主裂缝段通道压裂液之间的配比。

需要说明的是，主裂缝段自支撑压裂液固化后形成的自支撑固相的粒径大小与主裂缝段自支撑压裂液与主裂缝段通道压裂液之间的配比、施工排量、主裂缝段自支撑压裂液自身组分之间的配比等等有关系。为了满足压裂施工中要求可以灵活设置自支撑固相的粒径范围。

可选地，主裂缝段自支撑压裂液中的表面活性剂可以为十二烷基硫酸钠、十二烷基苯磺酸钠、季铵盐、斯潘60、斯潘80中的一种或多种。

在上述实现方式中，表面活性剂指加入少量能使表面活性剂所在的溶液体系的界面状态发生明显变化的物质。表面活性剂具有固定的亲水亲油基团，在溶液的表面能定向排列。而表面活性剂采用上述的一种或多种，是因为以上物质均具有良好的表面活性，能够有效地降低油-水界面的张力，使得主裂缝段自支撑压裂液与主裂缝通道压裂液混合在一起时不会出现油水的上下分层，而是呈现为一种上下一致的稳定非互溶、非混相的油水混合形式，这样便于主裂缝段自支撑压裂液能够在主裂缝中均匀分散。

可选地，主裂缝段自支撑压裂液中溶剂为甲苯、二苯甲烷、三苯甲烷、四苯甲烷的一种或多种。

在上述实现方式中，溶剂是用于将主裂缝段自支撑压裂液中在常温下呈现固相物质(比如三烯丙基异氰脲酸酯、二氨基二苯砜、环氧树脂)等进行有效地溶解，使得主裂缝段自支撑压裂液为有机溶液状态的形式存在。

可选地，主裂缝段自支撑压裂液在常温下粘度范围为30mPa·s～300mPa·s。

在上述实现方式中，通过调整主裂缝段自支撑压裂液各组分的配方比，使得主裂缝段自支撑压裂液的粘度范围为30mPa·s～300mPa·s，可以保证该主裂缝段自支撑压裂液能够在主裂缝通道压裂液的带动下快速均匀的分散在裂缝内。

可以理解，主裂缝段自支撑压裂液的粘度可以根据压裂施工的具体要求进行调整，本实施例对此不做限制。

可选地，主裂缝段自支撑压裂液的固化温度范围为60℃～150℃。

在上述实现方式中，以上固化温度的设置是因为待体积压裂改造的储层温度为此温度范围，这样便于保证主裂缝段自支撑压裂液在进入储层中后能够进行有效地固化形成自支撑固相。

可以理解，主裂缝段自支撑压裂液的固化温度范围可以根据压裂施工的具体要求进行调整，比如深储层进行体积压裂改造时可以调整为较高的固化温度，浅储层可以调整为较低的固化温度，本实施例对此不做限制。

可选地，主裂缝段自支撑压裂液的固化时间范围在5min～30min。

在上述实现方式中，设置为以上的固化时间可以便于主裂缝段自支撑压裂液在进入储层后，受到储层的地热作用能够快速有效地进行固化以形成自支撑固相，通过自支撑固相支撑形成的裂缝，避免因为固化时间较长，没有及时形成自支撑固相而使得裂缝又重新闭合，最终提高体积压裂的有效率。

可以理解，主裂缝段自支撑压裂液的固化时间范围可以根据压裂施工的具体要求进行调整，本实施例对此不做限制。

可选地，主裂缝段通道压裂液常温下粘度范围为10mPa·s～500mPa·s。

在上述实现方式中，设置为以上粘度范围可以使得主裂缝段通道压裂液具有低摩阻性，能够顺利通过井筒进入地层主裂缝之中，同时降低对储层的伤害。

可选地，用于非常规储层的主裂缝自支撑压裂液体系通过地面高压泵组以实际压裂排量5～16m

在上述实现方式中，以上设置便于使得主裂缝段自支撑压裂液能够在以上排量的条件下迅速挤注在储层中，主裂缝段自支撑压裂液形成的自支撑固相可以有效地对裂缝进行支撑，避免其他条件形成的自支撑固相的粒径较小而不能满足足够的强度对裂缝进行支撑，或者形成的自支撑固相的粒径较大而无法进入裂缝中，以致无法对裂缝进行支撑。

可选地，主裂缝段通道压裂液的降阻剂为聚丙烯酰胺类、聚氧化乙烯类和十六烷基三甲基氯化铵类降阻剂中的一种或多种。

在上述实现方式中，降阻剂用于降低流体的摩擦阻力，而选取以上化学物作为降阻剂，是因为以上物质均具有良好的降阻性能，在水中加入微量的以上物质，就能够有效地降阻60-80％，这样便于使得主裂缝段自支撑压裂液与主裂缝段通道压裂液混合后挤注在主裂缝的过程中阻力较小，能够迅速的挤注在储层主裂缝之中。

下面以具体应用对本公开实施例的技术方案进行进一步的说明：

自支撑压裂液体系1：

(1)对于主裂缝段自支撑压裂液，选取的各组份的质量份数如下：

30份的三烯丙基异氰脲酸酯、50份的苯乙烯、10份的二氨基二苯砜、20份的环氧树脂、5份的十二烷基苯磺酸钠、300份的三苯甲烷。

(2)对于主裂缝段通道压裂液，选取的各组份的质量份数如下：

900份的清水、10份的氯化钾、3份的季铵盐阳离子聚合物、10份的聚乙二醇、7份的十二烷基硫酸钠、5份的助排剂、5份的胍胶、2份的硼砂、2份的杀菌剂、2份的过硫酸铵、降阻剂1～20份。

(3)主裂缝段自支撑压裂液与主裂缝段通道压裂液配合使用，主裂缝段自支撑压裂液和主裂缝段通道压裂液的配比如下：

100份的主裂缝段自支撑压裂液、200份的主裂缝段通道压裂液。

按上述配方分别配制主裂缝段自支撑压裂液与主裂缝段通道压裂液，并按照1：2的比例将上述组分混合在烧瓶中，以形成自支撑压裂液体系。然后将烧瓶处置于加热装置中并使得烧瓶保持在100℃，再通过搅拌装置以转速100r/min的搅拌速度(等同于1m/s流动速度)对烧瓶进行搅拌，经过30分钟后即可形成6-20目的自支撑固相。

自支撑压裂液体系2：

(1)对于主裂缝段自支撑压裂液，选取的各组份的质量份数如下：

50份的三烯丙基异氰脲酸酯、90份的苯乙烯、20份的二氨基二苯砜、50份的环氧树脂、8份的十二烷基苯磺酸钠、400份的四苯甲烷。

(2)对于主裂缝段通道压裂液，选取的各组份的质量份数如下：

800份的清水、15份的氯化钾、5份的季铵盐阳离子聚合物、20份的聚乙二醇、10份的十二烷基硫酸钠、5份的助排剂、5份的胍胶、2份的硼砂、2份的杀菌剂、2份的过硫酸铵、降阻剂1～20份。

(3)主裂缝自支撑压裂液与主裂缝通道压裂液配合使用，主裂缝自支撑压裂液和主裂缝通道压裂液的质量份数如下：

100份的主裂缝段自支撑压裂液、300份的主裂缝段通道压裂液。

按上述配方分别配制主裂缝段自支撑压裂液与主裂缝段通道压裂液，并按照1：3的比例将上述组分混合在烧瓶中，以形成自支撑压裂液体系。然后将烧瓶处置于加热装置中并使得烧瓶保持在100℃，再通过搅拌装置以转速200r/min的搅拌速度(等同于2m/s流动速度)对烧瓶进行搅拌，经过30分钟后即可形成20-40目的自支撑固相。

针对以上2组自支撑压裂液体系分别进行破碎率实验及导流能力实验：

破碎率实验过程中选取三组不同闭合应力，分别为52MPa、69MPa、86MPa，通过以上三组不同闭合应力对6目～20目与20目～40目自支撑固相进行实验，实验结果如图1所示，6目～20目与20目～40目的自支撑固相的破碎率均低于13％，这说明主裂缝段自支撑压裂液中形成的自支撑固相具有非常优异的抗破碎性能。

由于主裂缝段自支撑压裂液中形成的自支撑固相具有极低的破碎率，这将极大程度上可以避免因为自支撑固相发生破碎后在裂缝内的堆积，而引起裂缝导流能力降低，同时采用该主裂缝段自支撑压裂液有助于延长压裂施工过程的有效期。

如图2所示，导流能力实验以铺砂浓度为5kg/m

而当处于69MPa的闭合应力下，6目～20目自支撑固相的导流能力仍然有45.34μm

上述所有可选技术方案，可以采用任意结合形成本公开的可选实施例，在此不再一一赘述。

以上仅为本公开的较佳实施例，并不用以限制本公开，凡在本公开的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。