一种复合压裂前置液及其在致密储层水力压裂中的应用的制作方法

本发明属于石油开采
技术领域：
，具体涉及一种适用于致密储层水力压裂提高采收率的复合压裂前置液及其在致密储层水力压裂中的应用。
背景技术：
：对于渗透率低于0.1md的致密储层而言，水力压裂技术能够在井筒附近形成人工裂缝网络，改善井筒附近渗流能力从而提高地层流体的高效产出。一方面，水力压裂过程中不仅会在井筒周围形成初级裂缝，还会在远离井筒区域形成由初级裂缝延伸形成的诱导型次生微裂缝。这些诱导型次生微裂缝由于常规支撑剂颗粒粒径过大而无法进入裂缝内实现施工结束后的有效支撑，从而丧失了这部分裂缝所提供的油气导流通道。另一方面，致密储层由于基质渗透率低，岩石原始润湿性多为中性润湿或油湿，导致毛管力方向与水驱方向相反，造成常规水驱方式采收率低且注水成本过高，目前多采用向压裂前置液中加入能够实现润湿反转效果的表面活性剂增强致密储层自发渗吸的方式来进行开采。如何实现诱导型次生微裂缝的有效支撑并同时提高致密储层基质的自发渗吸性能从而提高致密储层的最终采收率是目前压裂前置液领域比较棘手的问题。技术实现要素：基于现有技术存在的问题，本发明的目的在于提供一种复合压裂前置液组合物；本发明的目的还在于提供包含该复合压裂前置液组合物的复合压裂前置液；本发明的目的还在于提供复合压裂前置液作为压裂前置液在致密储层水力压裂中的应用；该复合压裂前置液能够实现诱导型次生微裂缝有效支撑并同时能够通过润湿反转效果提升致密储层基质自发渗吸效果。本发明的目的通过以下技术手段得以实现：一方面，本发明提供一种复合压裂前置液组合物，该复合压裂前置液组合物包括支撑剂和微乳液；所述支撑剂和所述微乳液的复配重量比为(0.1～2)：(0.02～1.5)；以所述微乳液重量百分比为100wt％计，所述微乳液包括：和余量的水。本发明的复合压裂前置液组合物包括支撑剂和微乳液，将其配制成压裂前置液后，当压裂前置液被大排量柱塞泵向地层泵入时，支撑剂颗粒在压裂液中悬浮分散，随着压裂液向裂缝内运移，当泵压高于地层破裂压力后使地层破裂时，地层中开始形成初级人工裂缝，支撑剂颗粒也随之到达裂缝尖端处并沉降，随着压裂前置液继续泵入诱导型次生微裂缝开始形成，此时支撑剂颗粒会随着压裂液进入诱导型次生微裂缝，当水力压裂施工结束后，地层闭合压力使裂缝闭合，由于支撑剂颗粒的存在为微裂缝提供有效支撑，为致密储层基质中的油气渗流提供导流通道。复合压裂前置液中的微乳液(水包油型微乳液)随压裂液滤失充分进入致密储层基质中，发挥其自身的润湿反转的作用，使储层基质由油湿或中性润湿转变为水湿，改变了毛管力的方向，在水力压裂施工结束后的闷井过程中，微乳液进一步向地层内部渗透，通过逆向自发渗吸作用将基质孔隙内的原油置换出来，实现油水的重新分布，促进油气向井筒方向渗流，减缓甚至解除压裂液滞留储层带来的水锁伤害。本发明的复合压裂前置液不仅可以提高致密储层水力压裂施工后的人工微裂缝的有效裂缝导流能力，而且增强了致密储层基质的自发渗吸性能，有助于提高致密储层的最终采收率。上述的复合压裂前置液组合物中，优选地，该复合压裂前置液组合物进一步包括减阻剂；所述支撑剂、所述微乳液和所述减阻剂的复配重量比为(0.1～2)：(0.02～1.5)：(0.1～0.8)。本发明的复合压裂前置液组合物中，通过加入减阻剂可以降低压裂液与管壁之间的摩擦阻力，减小管道输量降低以及能量损耗，进一步提高施工效率。上述的复合压裂前置液组合物中，所述减阻剂可以为本领域常规减阻剂，或采用cn102977877a公开文本制备方法制备获得的减阻剂，将其全文引入作为参考。上述的复合压裂前置液组合物中，优选地，所述表面活性剂包括非离子型表面活性剂、阳离子表面活性剂、阴离子表面活性剂中的一种或几种的组合。上述的复合压裂前置液组合物中，优选地，所述非离子型表面活性剂可以包括烷基聚氧乙烯醚、烷基胺聚氧乙烯醚、蓖麻油聚氧乙烯醚、聚氧乙烯辛基苯酚醚、脂肪醇聚氧乙烯醚和烷基糖苷等中的一种或多种的组合。上述的复合压裂前置液组合物中，优选地，所述阳离子表面活性剂可以包括烷基三甲基溴化铵和/或烷基三甲基氯化铵；进一步优选地，所述阳离子表面活性剂可以包括十二烷基三甲基溴化铵、十四烷基三甲基溴化铵和十四烷基三甲基氯化铵等中的一种或多种的组合。上述的复合压裂前置液组合物中，优选地，所述阴离子表面活性剂可以包括α-烯基磺酸钠、十二烷基硫酸钠、琥珀辛酯磺酸钠和十二烷基苯磺酸钠等中的一种或多种的组合。上述的复合压裂前置液组合物中，优选地，所述醇类可以包括乙醇、丙醇、异丙醇、乙二醇、丙二醇、甘油、丁醇、戊醇、己醇和辛醇等中的一种或多种的组合。上述的复合压裂前置液组合物中，优选地，所述油类可以包括辛烷、煤油、柴油、环己烷、柠檬烯和蒎烯等中的一种或多种的组合。上述的复合压裂前置液组合物中，优选地，所述盐类可以包括氯化钠、氯化钾、溴化钾、硫酸钠、硫酸钾、氯化镁、氯化钙、硫酸镁、氯化铵、碳酸氢铵和碳酸氢钙等中的一种或多种的组合。上述的复合压裂前置液组合物中，优选地，所述支撑剂可以包括粉煤灰、石英砂和陶粒等中的一种或多种。本发明的支撑剂为低密度、微尺度的支撑剂。上述的复合压裂前置液组合物中，优选地，所述石英砂、所述陶粒、所述粉煤灰的颗粒粒径均小于等于74μm(即：大于等于200目)。上述的复合压裂前置液组合物中，优选地，所述石英砂的密度为2.5～2.8g/cm3，28mpa闭合压力下的破碎率小于12.5％；所述陶粒的密度为2.1～3.4g/cm3，28mpa闭合压力下的破碎率小于8.5％；粉煤灰的密度为1.2～2.5g/cm3，28mpa闭合压力下的破碎率小于6.5％。另一方面，本发明还提供一种复合压裂前置液，该复合压裂前置液包括上述复合压裂前置液组合物。上述的复合压裂前置液中，优选地，以重量百分比为100wt％计，所述复合压裂前置液包括：支撑剂0.1wt％～0.2wt％；微乳液0.02wt％～1.5wt％；和余量的水。上述的复合压裂前置液中，优选地，以重量百分比为100wt％计，所述复合压裂前置液包括：支撑剂0.1wt％～0.2wt％；微乳液0.02wt％～1.5wt％；减阻剂0.1wt％～0.8wt％；和余量的水。再一方面，本发明还提供上述复合压裂前置液组合物和/或复合压裂前置液作为压裂前置液在致密储层水力压裂中的应用。本发明的复合压裂前置液中，微支撑剂颗粒实现了对以前未动用的人工微裂缝的有效支撑，增强了近井筒地带的油气渗流能力；微乳液不仅能够通过润湿反转作用改善储层的润湿性，增强储层基质的自发渗吸性能，而且能够有效缓解压裂液的水锁效应；而且微乳液能够在一定程度上增强微支撑剂颗粒的悬浮性能，增强微支撑剂颗粒对人工微裂缝的支撑效果。本发明的复合压裂前置液不仅可以提高致密储层水力压裂施工后的人工微裂缝的有效裂缝导流能力，而且增强了致密储层基质的自发渗吸性能，有助于提高致密储层的最终采收率。附图说明图1为采用本发明实施例1复合压裂前置液和常规滑溜水压裂液模拟沙堤形成结构对比图。图2为本发明实施例5中采用复合压裂前置液和常规滑溜水压裂液采出程度的对比图。具体实施方式为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。实施例1：本实施例提供一种复合压裂前置液，该复合压裂前置液由粉煤灰(过325目筛网获得的，即粒径大于等于325目，该粉煤灰的密度为1.5g/cm3，28mpa闭合压力下的破碎率为2.8％)、微乳液、减阻剂通过添加水配制而成，其中，复合压裂前置液中，粉煤灰占0.1wt％，微乳液占0.1wt％，减阻剂(本领域常规减阻剂)占0.8wt％。其中，所述微乳液中，以该微乳液为100g计，其包括：15g的moa-7，12g的moa-9，1.5g的op-10，5g的琥珀辛酯磺酸钠，30g的异丙醇，20g的环己烷、5g的柠檬烯，5g的氯化铵和余量的水。实施例2：本实施例提供一种复合压裂前置液，该复合压裂前置液由石英砂(过230目筛网获得的，即粒径大于等于230目，该石英砂的密度为2.7g/cm3，28mpa闭合压力下的破碎率为8.5％)、微乳液、减阻剂通过添加水配制而成，其中，复合压裂前置液中，石英砂占0.1wt％，微乳液占0.15wt％，减阻剂(本领域常规减阻剂)占0.6wt％。其中，所述微乳液中，以该微乳液为100g计，其包括：10g的α-烯基磺酸钠，5g的十二烷基苯磺酸钠，10g的丙二醇，10g的环己烷，10g的硫酸钠和余量的水。实施例3：本实施例提供一种复合压裂前置液，该复合压裂前置液由陶粒(过200目筛网获得的，即粒径大于等于200目，该陶粒的密度为2.9g/cm3，28mpa闭合压力下的破碎率为3.5％)、微乳液、减阻剂通过添加水配制而成，其中，复合压裂前置液中，石英砂占0.2wt％，微乳液占1.0wt％，减阻剂(本领域常规减阻剂)占0.8wt％。其中，所述微乳液中，以该微乳液为100g计，其包括：10g的十二烷基三甲基溴化铵，10g的十四烷基三甲基氯化铵，10g的十四烷基三甲基溴化铵，5g的乙二醇，25g的丙二醇，20g的蒎烯、5g的柠檬烯，5g的氯化钾和余量的水。实施例4：本实施例针对实施例1复合压裂前置液中的支撑剂进行沉降运移性能评价，具体步骤如下：(1)利用3d打印技术获取真三轴压裂后的300mm×300mm×300mm岩块的粗糙裂缝面模型，将获得的粗糙裂缝面模型组装成平板裂缝模型，模型裂缝高度为300mm，模型裂缝宽度为1mm，模型外部安装标准刻度尺；(2)配制实施例1的复合压裂前置液，并加入储液罐内；(3)设置粗糙平板裂缝模型缝宽为1mm，检查管线密封性并安装慢速摄像机；(4)设置好慢速摄像机后用电动离心泵将储液罐内的复合压裂前置液以0.1m3/min的排量泵入裂缝模型中，记录砂堤的运移沉降过程；(5)当上述步骤完成后，清洗粗糙裂缝模型，更改电动离心泵的功率或粗糙平板裂缝模型的缝宽至下一设定数值0.5mm，重复以上步骤并记录，最终总结实验结果，得到复合压裂前置液的沉降运移性能随缝宽/排量的变化。对比采用常规滑溜水压裂液体系(滑溜水压裂液的配方为：0.1％hpg+0.3％破乳剂+2％kcl)，实验结果如图1所示。图1中的(a)表示裂缝模型缝宽为0.5mm，采用常规滑溜水压裂液体系的支撑剂沉降运移结果图，(b)表示裂缝模型缝宽为0.5mm，采用实施例1复合压裂前置液的支撑剂沉降运移结果图。从图1中可以看出相同施工参数下，采用复合压裂前置液系能够增大支撑剂的运移距离，增大支撑剂的有效支撑长度，同时还能够改善支撑剂的纵向分布情况，使支撑剂更加均匀分布。实施例5：本实施例针对实施例1复合压裂前置液的提高自发渗吸性能进行评价，具体步骤如下：(1)选取两块从相同天然露头切割的柱状岩心，长5cm，直径2.5cm，分别标号为岩心1和岩心2，测定岩心渗透率分别为1.2md和1.1md，孔隙度分别为8％和8.5％；(2)将两块岩心浸没在盛有模拟油(原油：煤油＝3：1)的烧杯中，并将烧杯放入真空容器内，抽真空后静置48h，完成岩心饱和油过程；(3)将饱和油完成的岩心取出，将多余原油用滤纸擦去并称重，计算出岩心饱和油质量；(4)将两块饱和原油后的岩心分别放入两个amott渗吸瓶中，并分别加入常规滑溜水压裂液(滑溜水压裂液的配方为：0.1％hpg+0.3％破乳剂+2％kcl)和实施例1复合压裂前置液，记录析出油滴体积随时间的变化情况，如图2所示；图2中复合压裂前置液的最终采收率为27.3％，常规滑溜水压裂液的最终采收率为6.5％，结果表明使用复合压裂前置液能够提升储层自发渗吸性能，提高原油最终采收率。应用例：x井和y井为同一区块相邻井，油层厚度为11.0～12.7m，孔隙度9.2％～10.2％，岩心渗透率0.5～0.7md，储层天然裂缝不发育，常规射孔作业后无工业产能，对这两口井均采用水力压裂增产措施，x井压裂过程中的前置液采用本发明实施例1的复合压裂前置液，y井压裂过程中的前置液采用普通压裂前置液，这两口井均采用相同的水力压裂施工流程及施工参数。x井分段水力压裂中某一井段具体压裂施工流程：下述流程中涉及到的滑溜水压裂液、冻胶压裂液为本领域常规配方，其中，本应用例中采用的滑溜水压裂液的配方为：0.1％hpg+0.3％破乳剂+2％kcl；冻胶压裂液的配方为：0.30％-0.35％hpg+0.3％破乳剂+0.01％ph调节剂+0.02％粘度促进剂/交联剂+2％kcl(配方中的成分均为本领域常规成分)。(1)压裂准备阶段：循环/试注滑溜水压裂液10m3；以2～6m3/min排量试挤滑溜水压裂液10m3；以3～6m3/min排量试挤15％盐酸6m3，以2～4m3/min注入滑溜水压裂液10m3顶替盐酸；停泵等待压裂液浸泡15～40min；(2)前置液阶段：首先以10～12m3/min注入冻胶压裂液50.5m3，再注入100目/140目石英砂微支撑剂0.5m3；然后以10～12m3/min注入实施例1的复合压裂前置液450m3，同时以段塞加砂方式加入40/70目和/或100/140目石英砂支撑剂15m3(单段塞砂量为0.5～2m3)；(3)携砂液阶段：以10～12m3/min注入冻胶压裂液180m3，再注入较前置液阶段粒径稍大的石英砂支撑剂(如30/50目)40m3；(4)顶替液阶段：首先以10m3/min注入冻胶压裂液10m3，然后以10m3/min注入滑溜水压裂液40m3；y井压裂施工过程同上述x井，区别在于前置液阶段注入常规滑溜水压裂液450m3(替代上述步骤(2)中的复合压裂前置液)。现场试验结果如下表1所示。表1为采用普通压裂前置液和复合压裂前置液的生产参数对比数据。表1：井名压裂液体系累产天数(天)累产油(吨)平均日产油(吨/天)x井复合压裂前置液3668769.3623.96y井普通压裂前置液3625614.6215.51由表1实验数据可知，采用本发明复合压裂前置液能够显著提升水力压裂施工后的单井平均日产油量，平均日产油高达23.96吨/天，相比于普通压裂前置液的邻井增产54％，取得了相当好的增产效果。本发明以上描述只是部分实施例，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式。上述的具体实施方式是示意性的，并不是限制性的。凡是采用本发明的材料，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，所有具体拓展均属本发明的保护范围之内。当前第1页1 2 3 

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