CN116814236B - 一种用于致密油藏的储层改造液及压驱一体化增产方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种用于致密油藏的储层改造液及压驱一体化增产方法，属于油气藏增产技术领域。该方法是以压驱一体化为目的，对压裂液稠化剂进行功能设计，制备到具有特殊结构、特殊功能的压驱一体化乳液稠化剂；该产品已进入批量生产阶段，原材料无毒无污染，价格适中，产品性能稳定，具有广阔的应用前景；该产品除了集高效增粘、低粘降阻、高粘弹性携砂、低伤害等多功能于一体外，压裂液破胶后还具有驱油功能，能够很好地满足致密油藏压驱一体化的施工要求；在致密油藏储层改造液的研究基础上，针对性地提出了致密油藏压驱一体化增产方法，简化了压裂、驱油工艺，缩短了作业时间，节约施工成本，有效提高致密油藏改造效果、提升原油采收率。
Description
技术领域
本发明属于油气藏增产技术领域，具体涉及一种用于致密油藏的储层改造液及压驱一体化增产方法。
背景技术
国内致密油藏储量巨大，具有良好的勘探开发前景，尤其以致密油、页岩油为代表的非常规储层改造的不断深入，大规模体积改造技术已经成为这类致密油藏开发的有效技术手段，但由于页岩油、致密油等储层物性特征，其开发初期的产量递减较为剧烈，通常产量在生产的前两年内降至最初的10％，快速递减结束后，还需投入数次重复压裂、驱油或注水排采等措施以部分恢复产能，如何对储层进行高效率、高采收率开发是本领域技术人员一直研究的方向，也是非常规致密油资源开采面临最现实的问题。
目前，致密油藏多采用水平井细分段，针对每一段分别进行加砂压裂，可有效提高致密油藏的动用体积。当地层能量逐渐衰竭，部分油田采用单井注水或注气吞吐的方式补充地层能量，以提高采收率。但由于储层基质渗透率低，在现有条件下，通过井间注采驱替采油的方式难以建立有效注采井网，提高采收率难度极大，所以结合压裂施工并同时进行驱油的增产措施是解决注入困难与施工成本的高效益选择—即压裂驱油一体化。
针对压驱一体化增产措施的研究已逐渐成为致密油、页岩油储层改造的热门，首先，压裂液残渣伤害及压裂液在储层大量滞留是不能改变的事实，会导致储层不溶物堵塞伤害及水锁、乳化伤害等，降低压后增产效果，低伤害高效能压裂液研究是关键；其次，当大量压裂液破胶液滞留地层后，如果破胶液具有良好的洗油、驱油、渗吸等功能，当破胶液沿着裂缝或粗孔喉等相对高渗通道进入油层后，会在毛细管力作用下进入更细孔喉置换原油，同时改变储层岩石润湿性，降低或消除油水界面张力，从而实现降压增注，把原油从岩石表面剥离出来提高原油产出率，因此具有具有驱油功能的压裂液研究将成为致密油开发的亮点；最后，合理有效的压裂、驱油现场施工方案及工艺是实现压驱一体化的保障。
搜索近年来的专利报道，同时具备以上提到的多重功能的压裂-驱油一体化及现场施工方法的专利还相对很少，专利CN110748331 A公开了一种不返排压裂-驱油一体化油田增产方法、专利CN110630238A公开了一种油田用压裂-驱油一体化增产方法，两个专利均涉及具有驱油功能的压裂液，但其伤害不容忽视并且未提出现场实施方法；专利CN109025940B公开了一种针对致密油藏的CO2压裂驱油一体化采油方法，特别涉及到采用CO2进行压裂驱油的现场实施过程，但未真正提出高效的压裂液体系。
发明内容
本发明的目的就是针对现有非常规致密油、页岩油储层压裂增产效果有限以及采收率较低的情况，提出一种低伤害高效能的压裂液体系，不仅能很好地满足大规模一体化加砂压裂施工，获得良好的增产效果，同时，压裂液破胶后还具有优良的洗油、驱油功能，返排过程中能对储层基质内原油进行驱替，显著提高原油采收率。因此，本发明将重点提出一种用于致密油藏的储层改造液及压驱一体化增产方法，以有效提高致密油藏增产效果及采收率。
本发明通过以下技术方案实现：
一种用于致密油藏的储层改造液，以总重量分数100％计，主要包括：
0.05％-1.2％压驱一体化乳液稠化剂，0-0.1％破胶剂，余量为水；
所述压驱一体化乳液稠化剂由总质量份数100份的如下原料制备而成：主链结构单体24-26份、功能单体3-5份、可聚表活剂单体1.5-2份、生物溶剂32-35份、乳化剂3-4份、聚合促进剂0.05-0.1份、pH值调节剂1-4份，引发剂0.03-0.1份、纳米洗油剂6-10份，余量为去离子水；
所述破胶剂为过硫酸铵。
作为优选地，所述主链结构单体是由质量比为3:1-3:2的A剂和B剂混合而成；
所述A剂包括丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、N-甲基丙烯酰胺中的任意一种；
所述B剂包括丙烯酸、丙烯酸钠盐、丙烯酸钾盐、甲基丙烯酸或甲基丙烯酸钠中的一种。
作为优选地，所述功能单体为抗盐单体和双亲性大单体组成，质量比例为5:1；
所述抗盐单体为AMPS钠盐、苯乙烯磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮中的任意一种；
所述双亲性大单体为香茅醇马来酸单酯羧酸铵、甲基丙烯酸甲酯-b-聚N,N-二甲基丙烯酰胺、两亲性聚氨酯丙烯酸酯、十六烷基烯丙基琥珀酸双酯磺酸钠或2-甲基丙磺酸-2-丙烯酸十六烷基酯中的一种。
作为优选地，所述可聚表活剂单体为甲基丙烯酰氧乙基十二烷基二甲基溴化铵、马来酸二乙酯撑基双十二烷基二甲基氯化铵、月桂醇聚氧乙烯醚顺丁烯二酸三甲基氯化铵、壬基酚聚氧乙烯醚顺丁烯二酸乙基三甲基氯化铵、烯丙基醚硫酸酯、烷基聚氧化烯醚硫酸酯、烷基聚氧化烯醚磷酸酯或磺化脂肪酸丙烯酸酯钠盐中的一种。
作为优选地，所述生物溶剂为椰子油、棕榈油、蓖麻油、异山梨酯、甘油衍生物、柠檬烯或萜烯类化合物中的一种；
所述乳化剂为椰子油酸烷醇酰胺、脂肪酸聚氧乙烯酯、甘油三异硬脂酸酯、甘油脂肪酸酯、海藻酸酯、四聚蓖麻油酸脂、蓖麻油聚氧乙烯醚二油酸酯或柠檬酸脂肪酸酯中的一种。
作为优选地，所述聚合促进剂为二乙撑三胺五乙酸(DTAP)、乙二胺四乙酸(EDTA)、柠檬酸钠、葡萄糖酸钠或多聚磷酸钠中的一种；
所述pH值调节剂为NaOH、液碱或Na2CO3中的一种。
作为优选地，所述引发剂为2，2'-偶氮二异丁基脒二盐酸盐、偶氮二异丙基咪唑琳盐酸盐、偶氮二异丁腈或过氧化苯甲酰中的一种。
作为优选地，所述纳米洗油剂制备方法为：
S1：以十六烷基叔胺、环氧氯丙烷、氨基磺酸为主要原料进行开环反应、磺化反应、蒸馏、减压抽滤、洗涤提纯、真空干燥后获得纳米洗油剂用高效表活剂；所述高效表活剂为粉末状；
S2：向反应釜中加入去离子水，设置加热温度30-45℃，然后在在电动搅拌器的作用下缓慢加入高效表活剂，充分混合溶解完全，制得水相；
S3：在搅拌器转速2500-3000r/min的条件下，向反应釜中依次加入椰子油、椰子油酸烷醇酰胺和乙烯基咪唑，搅拌混合均匀后，设置反应釜温度55-65℃，持续搅拌30min；
S4：开启反应釜配套的均质剪切乳化机，设置速率10000-12000r/min进行均质剪切，剪切后乳液流回反应釜，对整个乳液体系循环1-1.5h，制得高有效含量、高稳定性的类Pickering纳米乳液，自然冷却后出料，即为纳米洗油剂。
作为优选地，所述压驱一体化乳液稠化剂主要制备过程如下：
S1、将所述主链结构单体、功能单体、可聚表活剂单体、聚合促进剂、pH值调节剂加入到控温25℃以内的原料罐中并搅拌溶解完全，制备反应水相；
S2、控制反应釜温度25-30℃以内，在通氮条件下，向反应釜中加入所述生物溶剂、乳化剂搅拌均匀，并在8000-8500r/min的高速搅拌条件下缓慢泵入反应水相，制备反应乳液相；
S3、保持通氮和中速搅拌800-1000r/min条件，采用微量注入泵向反应釜加入引发剂溶液，加入时间控制在45-60min，引发剂加入完毕后，停止通氮气，搅拌速度控制在500-600r/min，使体系持续反应2-3h；当反应釜内温度达到温峰0.5h后，降低搅拌速度至300-400r/min，并根据反应釜内温度情况，向反应釜夹套通热水，使反应釜温度提高5-8℃，保温1.5-2h；
S4、在持续搅拌条件下向反应釜中加入纳米洗油剂混合均匀，即制得压驱一体化乳液稠化剂，
S5、将乳液稠化剂泵入成品储存罐，缓慢搅拌自然冷却至室温，最后出料分装。
一种用于致密油藏的储层改造液在致密油藏的压驱一体化增产方法中的应用，包括如下步骤：
S1、优选致密油或页岩油井，根据目标井储层条件及物性参数，进行适合目标储层压裂、如权利要求1所述驱油的储层改造液配方优化，评价其相应性能；
S2、对施工井分段或分层，进行压驱一体化设计，主要包括压裂规模设计、施工参数设计，并采用目标储层岩心进行本发明储层改造液的渗吸置换驱油实验，优化压裂结束后焖井时间，所述焖井时间控制在15-45天；
S3、进行一体化加砂压裂施工，做好本发明所述储层改造液的现场质量控制，实现规模加砂，保证施工顺利；
S4、压裂施工结束后关井，按设计时间进行焖井，开井由控砂快速返排逐渐转变为控压返排，实现返排液驱油排采。
与现有技术相比，本发明至少具有如下技术效果：
本发明提供了一种用于致密油藏的储层改造液及压驱一体化增产方法。其具有如下优点：
(1)以压驱一体化为目的，对压裂液稠化剂进行功能设计，合成过程中引入了多种功能单体、可聚表活剂单体，同时在乳液中复配了纳米洗油剂，制备得到具有特殊结构、特殊功能的压驱一体化乳液稠化剂；
(2)压驱一体化乳液稠化剂已进入批量生产阶段，采用生物溶剂和相应的乳化剂合成，原材料无毒无污染，价格适中，生产工艺简单易操作，技术路线成熟，产品性能稳定，具有广阔的应用前景；
(3)该用于致密油藏的储层改造液除了集高效增粘、低粘降阻、高粘弹性携砂、低伤害等多功能于一体外，压裂液破胶后还具有驱油功能，能够很好地满足致密油藏压驱一体化的施工要求；
在致密油藏储层改造液的研究基础上，针对性地提出了致密油藏压驱一体化增产方法，简化了压裂、驱油工艺，缩短了作业时间，节约施工成本，有效提高致密油藏改造效果、提升原油采收率。
附图说明
图1为试验例1中的压驱一体化乳液稠化剂及配制的储层改造液展示图；
图2为试验例3中实施例1用于致密油藏的储层改造液降阻曲线；
图3为试验例4中实施例1用于致密油藏的储层改造液流变测试曲线；
图4为实施例1提供的用于致密油藏的储层改造液现场施工时悬砂状态；
图5(a)为试验例7中实施例1用于致密油藏的储层改造液破胶液处理前润湿反转性能示意图；
图5(b)为试验例7中实施例1用于致密油藏的储层改造液破胶液处理后润湿反转性能示意图；
图6(a)为试验例8中常规压裂液破胶液洗油效果示意图；
图6(b)为试验例8中0.4％实施例1配制的储层改造液破胶液洗油效果示意图；
图7(a)为试验例9中0.1％压驱一体化乳液稠化剂破胶液的驱油效果；
图7(b)为试验例9中0.4％压驱一体化乳液稠化剂破胶液的驱油效果；
图7(c)为试验例9中0.8％压驱一体化乳液稠化剂破胶液的驱油效果；
图8为试验例10中用于致密油藏的压驱一体化合理焖井时间优化示意图；
图9为应用实验例中用于致密油藏的储层改造液在致密油储层的压裂施工曲线。
具体实施方式
下面将结合实施例对本发明的实施方案进行详细描述，但是本领域技术人员将会理解，下列实施例仅用于说明本发明，而不应视为限制本发明的范围，实施例中未注明的具体条件，按照常规条件或者制造商建议的条件进行，所用试剂或仪器未注明生产厂商者，均为可以通过市售购买获得的常规产品。
具体实施：
纳米洗油剂的制备方法：
S1：以十六烷基叔胺、环氧氯丙烷、氨基磺酸为主要原料进行开环反应、磺化反应、蒸馏、减压抽滤、洗涤提纯、真空干燥后获得纳米洗油剂用高效表活剂(粉末)；
S2：向反应釜中加入去离子水，设置加热温度40℃，然后在在电动搅拌器的作用下缓慢加入高效表活剂(粉末)，充分混合溶解完全，制得水相；
S3：在搅拌器转速3000r/min的条件下，向反应釜中依次加入椰子油、椰子油酸烷醇酰胺和乙烯基咪唑，搅拌混合均匀后，设置反应釜温度55℃，持续搅拌30min；
S4：开启反应釜配套的均质剪切乳化机，设置速率12000r/min进行均质剪切，剪切后乳液流回反应釜，对整个乳液体系循环1h，制得高有效含量、高稳定性的类Pickering纳米乳液，自然冷却后出料，即为纳米洗油剂。
实施例1：
一种压驱一体化乳液稠化剂及制备方法，由总质量份数100份的如下原料制备而成：
主链结构单体-丙烯酰胺15份、丙烯酸钠10份，抗盐单体-AMPS 2.5份、双亲性大单体-香茅醇马来酸单酯羧酸铵0.5份、可聚表活剂单体-月桂醇聚氧乙烯醚顺丁烯二酸三甲基氯化铵1.5份、生物溶剂-椰子油32份、乳化剂-椰子油酸烷醇酰胺3份、聚合促进剂-二乙撑三胺五乙酸(DTAP)0.08份、pH值调节剂-液碱1份，引发剂-偶氮二异丙基咪唑琳盐酸盐0.05份、纳米洗油剂10份以及余量的去离子水；
所述压驱一体化乳液稠化剂主要制备过程如下：将所述主链结构单体、功能单体、可聚表活剂单体、聚合促进剂、pH值调节剂加入到控温25℃以内的原料罐中并搅拌溶解完全，制备反应水相；控制反应釜温度25℃以内，在通氮条件下，向反应釜中加入所述生物溶剂、乳化剂搅拌均匀，并在8000r/min的高速搅拌条件下缓慢泵入反应水相，制备反应乳液相；保持通氮和中速搅拌1000r/min条件，采用微量注入泵向反应釜加入引发剂溶液，加入时间控制在60min，引发剂加入完毕后，停止通氮气，搅拌速度控制在600r/min，使体系持续反应3h；当反应釜内温度达到温峰0.5h后，降低搅拌速度至300r/min，并根据反应釜内温度情况，向反应釜夹套通热水，使反应釜温度提高5℃，保温1.5h；在持续搅拌条件下向反应釜中加入纳米洗油剂混合均匀，即制得压驱一体化乳液稠化剂，编号A1，将乳液稠化剂泵入成品储存罐，缓慢搅拌自然冷却至室温，最后出料分装。
实施例2：
一种压驱一体化乳液稠化剂及制备方法，由总质量份数100份的如下原料制备而成：
主链结构单体-丙烯酰胺18份、甲基丙烯酸钠8份，抗盐单体-N-乙烯基吡咯烷酮2.5份、双亲性大单体-十六烷基烯丙基琥珀酸双酯磺酸钠0.5份、可聚表活剂单体-马来酸二乙酯撑基双十二烷基二甲基氯化铵2份、生物溶剂-柠檬烯35份、乳化剂-柠檬酸脂肪酸酯3.5份、聚合促进剂-多聚磷酸钠0.1份、pH值调节剂-液碱2份，引发剂-2，2'-偶氮二异丁基脒二盐酸盐0.08份、纳米洗油剂8份以及余量的去离子水；
所述压驱一体化乳液稠化剂主要制备过程如下：将所述主链结构单体、功能单体、可聚表活剂单体、聚合促进剂、pH值调节剂加入到控温25℃以内的原料罐中并搅拌溶解完全，制备反应水相；控制反应釜温度25℃以内，在通氮条件下，向反应釜中加入所述生物溶剂、乳化剂搅拌均匀，并在8500r/min的高速搅拌条件下缓慢泵入反应水相，制备反应乳液相；保持通氮和中速搅拌1000r/min条件，采用微量注入泵向反应釜加入引发剂溶液，加入时间控制在60min，引发剂加入完毕后，停止通氮气，搅拌速度控制在600r/min，使体系持续反应2.5h；当反应釜内温度达到温峰0.5h后，降低搅拌速度至400r/min，并根据反应釜内温度情况，向反应釜夹套通热水，使反应釜温度提高8℃，保温2h；在持续搅拌条件下向反应釜中加入纳米洗油剂混合均匀，即制得压驱一体化乳液稠化剂，编号A2，将乳液稠化剂泵入成品储存罐，缓慢搅拌自然冷却至室温，最后出料分装。
实施例3：
一种压驱一体化乳液稠化剂及制备方法，由总质量份数100份的如下原料制备而成：
主链结构单体-甲基丙烯酰胺19.5份、丙烯酸6.5份，抗盐单体-苯乙烯磺酸钠3份、双亲性大单体-两亲性聚氨酯丙烯酸酯0.6份、可聚表活剂单体-烷基聚氧化烯醚硫酸酯2份、生物溶剂-甘油衍生物35份、乳化剂-甘油三异硬脂酸酯4份、聚合促进剂-乙二胺四乙酸(EDTA)0.1份、pH值调节剂-NaOH 4份，引发剂-过氧化苯甲酰0.1份、纳米洗油剂8份以及余量的去离子水；
所述压驱一体化乳液稠化剂主要制备过程如下：将所述主链结构单体、功能单体、可聚表活剂单体、聚合促进剂、pH值调节剂加入到控温25℃以内的原料罐中并搅拌溶解完全，制备反应水相；控制反应釜温度30℃以内，在通氮条件下，向反应釜中加入所述生物溶剂、乳化剂搅拌均匀，并在8500r/min的高速搅拌条件下缓慢泵入反应水相，制备反应乳液相；保持通氮和中速搅拌1000r/min条件，采用微量注入泵向反应釜加入引发剂溶液，加入时间控制在45min，引发剂加入完毕后，停止通氮气，搅拌速度控制在500r/min，使体系持续反应3h；当反应釜内温度达到温峰0.5h后，降低搅拌速度至400r/min，并根据反应釜内温度情况，向反应釜夹套通热水，使反应釜温度提高6℃，保温2h；在持续搅拌条件下向反应釜中加入纳米洗油剂混合均匀，即制得压驱一体化乳液稠化剂，编号A3，将乳液稠化剂泵入成品储存罐，缓慢搅拌自然冷却至室温，最后出料分装。
实施例4：
一种压驱一体化乳液稠化剂及制备方法，由总质量份数100份的如下原料制备而成：
主链结构单体-丙烯酰胺18份、丙烯酸钠盐6份，抗盐单体-苯乙烯磺酸钠2.5份、双亲性大单体-2-甲基丙磺酸-2-丙烯酸十六烷基酯0.5份、可聚表活剂单体-磺化脂肪酸丙烯酸酯钠盐1.8份、生物溶剂-蓖麻油34份、乳化剂-蓖麻油聚氧乙烯醚二油酸酯3.5份、聚合促进剂-柠檬酸钠0.1份、pH值调节剂-Na2CO3 4份，引发剂-2，2'-偶氮二异丁基脒二盐酸盐0.05份、纳米洗油剂10份以及余量的去离子水；
所述压驱一体化乳液稠化剂主要制备过程如下：将所述主链结构单体、功能单体、可聚表活剂单体、聚合促进剂、pH值调节剂加入到控温25℃以内的原料罐中并搅拌溶解完全，制备反应水相；控制反应釜温度30℃以内，在通氮条件下，向反应釜中加入所述生物溶剂、乳化剂搅拌均匀，并在8500r/min的高速搅拌条件下缓慢泵入反应水相，制备反应乳液相；保持通氮和中速搅拌1000r/min条件，采用微量注入泵向反应釜加入引发剂溶液，加入时间控制在60min，引发剂加入完毕后，停止通氮气，搅拌速度控制在600r/min，使体系持续反应2.5h；当反应釜内温度达到温峰0.5h后，降低搅拌速度至400r/min，并根据反应釜内温度情况，向反应釜夹套通热水，使反应釜温度提高8℃，保温2h；在持续搅拌条件下向反应釜中加入纳米洗油剂混合均匀，即制得压驱一体化乳液稠化剂，编号A4，将乳液稠化剂泵入成品储存罐，缓慢搅拌自然冷却至室温，最后出料分装。
试验例：
上述实施例1-实施例4中分别得到A1、A2、A3、A4四个产品，其中A1、A2、A4已由四川申和新材料科技有限公司规模化生产，下面对几个实施例制得产品及配制的储层改造液进行了相关性能评价和对比。
试验例1、压驱一体化乳液稠化剂稳定性
将A1、A2、A3、A4四组样品进行对比，产品置于50ml离心管，使用离心机在3000r/min下离心10min，模拟长期静置后乳液状态，测试上层析出清液体积，观察分层、沉淀情况，测试结果见表1。
图1为试验例1中的实施例1的压驱一体化乳液稠化剂A1产品及配制的压裂液展示。左图为均匀、乳白色粘稠状乳液稠化剂，右图为配制好的储层改造液。
表1压驱一体化乳液稠化剂稳定性测试结果
从表1可以看出，4种产品本体粘度适中，具有很好的流动性，除A3产品外，几个产品均无分层、无沉淀，无胶团，乳液仍呈乳白色，稳定性较好。
试验例2、压驱一体化乳液稠化剂溶解性能
选取产品A1，利用自来水配液，测试不同用量压驱一体化乳液稠化剂的溶胀性能，包括溶液正常拉丝时间(即溶解时间)，溶液表观粘度及溶液状态等，测试结果见表2。
表2不同用量压驱一体化乳液稠化剂在清水中的溶胀性能
试验例3、用于致密油藏的储层改造液降阻性能
利用产品A1，分别配制不同的储层改造液，低粘液0.05％乳液稠化剂、0.2％乳液稠化剂，中粘液0.4％乳液稠化剂，采用室内流动回路摩阻测试系统(管道选择10mm管路)测试不同流量下储层改造液通过管路的压降，即为摩阻，并根据排量-压降数据，拟合得到降阻率曲线，见图2，拟合得到指定排量下储层改造液降阻率，结果见表3。
如图2所示，为实施例1产品降阻率曲线，结果显示：随着排量的提高，储层改造液的降阻率不断增加并逐步趋于稳定，最终几条曲线对应的降阻率均超过70％。
表3几个配方的储层改造液降阻率拟合结果
实验表明，在一定范围内，排量提高，储层改造液降阻率越高，拟合结果显示：在乳液稠化剂0.05％的极低用量下，储层改造液降阻率即可达70％以上，乳液稠化剂用量在0.2％时，室内拟合排量3.5m3/h下压裂液降阻率接近75％，充分体现出储层改造液的优良降阻性能。
试验例4、用于致密油藏的储层改造液耐温耐剪切性能
为了充分模拟现场在线施工条件，提前设置好流变仪测试条件，烧杯中取适量水，按比例将产品A1加入自来水中，搅拌3min后随即倒入流变仪测试圆筒中，对储层改造液进行耐温耐剪切测试。
测试仪器及测试条件：
RS6000流变仪，转子PZ38；
指定温度下，170s-1条件下连续剪切90min。
测试配方及测试数据统计见表4。
不同配方储层改造液的流变测试曲线见图3。
如图3结果显示，随测试时间的延长，几种配方下储层改造液粘度都存在缓慢下降趋势，当测试30min后温度达到设定值后，储层改造液粘度也基本保持在较恒定的数值范围，充分体现了压裂液良好的耐温耐剪切性能。
表4储层改造液耐温耐剪切性能测试
| 配方组分 | 测试温度，℃ | 初始粘度，mPa·s | 剪切后粘度，mPa·s |
| 0.8％乳液稠化剂 | 90 | 58.5 | 50.72 |
| 1.0％乳液稠化剂 | 110 | 84.7 | 56.8 |
| 1.2％乳液稠化剂 | 120 | 106.6 | 57.53 |
实验表明，不同温度下的储层改造液经过170s-1连续剪切90min后，粘度都保持在50mPa·s以上，并且此类压裂液表观粘度在25m mPa·s以上便具有优良的携砂性能，实验也体现出储层改造液优良的耐温耐剪切性能。
试验例5、用于致密油藏的储层改造液悬砂性能
采用实施例1中的A1产品进行了规模化的现场应用，储层改造液携砂性能良好，加砂施工顺利，用于致密油藏的储层改造液在现场施工时的悬砂状态见图4。
如图4结果显示，施工过程中，当以26％的砂比加入30/50陶粒支撑剂时，取混砂液样倒入塑料瓶中，静置5min后，支撑剂几乎无沉降，说明储层改造液具有优良的悬砂性能。
试验例6、用于致密油藏的储层改造液低伤害性能
利用产品A1配制不同配方的致密油藏储层改造液，加入不同比例的破胶剂搅拌均匀后置于烘箱，设置好配方适用温度，破胶2h，冷却后测定破胶液表观粘度、表面张力、破胶液残渣含量，并测试破胶液对岩心基质渗透率伤害率。测试结果见表5。
表5致密油藏储层改造液破胶液伤害性能统计
上述表格数据表明：储层改造液破胶液粘度低，残渣含量极低(甚至是测不出)，并且破胶液表面张力低，可显著降低对储层基质渗透率伤害，测试伤害率在20％以下。
试验例7、用于致密油藏的储层改造液破胶液润湿反转性能
页岩油、致密油等储层强亲油，为了提高原油采收率，改变岩心表面润湿性是有效途径之一。采用产品A1配制储层改造液并破胶(0.4％压驱一体化稠化剂+0.03％破胶剂)，进行岩心表面接触角测试，并与清水做对比，实验结果见图5。
如图5结果显示，采用实施例1(A1)储层改造液破胶液处理后，岩心后接触角明显变小，岩心表面由油润湿变为了水润湿，利于渗吸，从而促进原油排出。图5(a)是破胶液处理前示意图；图5(b)是破胶液处理后示意图。
试验例8、用于致密油藏的储层改造液破胶液洗油性能
①采用产品A1配制储层改造液并破胶(0.4％压驱一体化乳液稠化剂+0.03％破胶剂)，采用常规聚丙烯酰胺乳液稠化剂配制常规压裂液并破胶(0.4％常规乳液减阻剂+0.03％破胶剂)做对照。
②将石英砂与模拟原油(原油：煤油＝2:1)在一定温度下充分混合均匀，模拟岩石吸油状态，取混合物分别置于两个试管中，向混合物中分别加入上述破胶液，搅拌均与，并在指定温度下静置1h，观察破胶液吸油情况，实验现象见图6。
图6(a)是常规压裂液破胶液洗油效果示意图；图6(b)是0.4％压驱一体化乳液稠化剂配制的储层改造液破胶液洗油效果示意图。
结果显示，实施例1(A1)用于致密油藏的储层改造液破胶液洗油效果明显好于常规压裂液破胶液。
试验例9、用于致密油藏的储层改造液破胶液渗吸驱油性能
采用产品A1，配制不同配方的致密油藏的储层改造液，低粘液：0.1％压驱一体化乳液稠化剂+0.03％破胶剂，中粘液：0.4％压驱一体化乳液稠化剂+0.03％破胶剂，高粘液：0.8％压驱一体化乳液稠化剂+0.05％破胶剂，制备破胶液。
使用密度0.81g/cm3的模拟原油饱和三组致密岩心(渗透率≤1mD)后，将三组岩心和三组破胶液分别放入渗吸瓶中，放置24h后观察渗吸驱替出的原油，现象见图7。
如图7结果显示，图7中(a)是0.1％压驱一体化乳液稠化剂破胶液的驱油效果；图7中(b)是0.4％压驱一体化乳液稠化剂破胶液的驱油效果；图7中(c)是0.8％压驱一体化乳液稠化剂破胶液的驱油效果。可以看出，随着压驱一体化乳液稠化剂用量的增加，从岩心中驱替出来的原油越多，说明储层改造液破胶液渗吸驱油能力越强。
试验例10、本发明提供的增产措施焖井时间优化
采用目标储层岩心进行本发明储层改造液的渗吸置换驱油实验，放大模拟出措施焖井时间与总入井液量的关系，绘制得到合理焖井时间随入井总液量的变化关系曲线(见图8)。
如图8结果显示，使用本发明产品在致密油藏中压驱一体化的合理焖井时间为15-45天。
应用实施例
本发明提供的压驱一体化乳液稠化剂用于致密砂岩一体化在线压裂施工实例。
2023年以来，采用本发明提供的致密油藏储层改造液在辽河油田庆阳区块致密油藏压裂施工水平井3口(40段)，储层温度50～60℃，单井入井总液量20000～40000m3，单段液量1500～2500m3，单段加砂160～260m3/min，，最高砂比31％，液体性能检测正常，施工顺利，施工结束后焖井时间15～40天不等，普遍取得了良好的增产效果。
如正XX-HXXX井，水平段垂深1823～1846m，该井实钻水平段总长度为1452m，分18段压裂，单段平均段长80.7m。施工采用致密油藏储层改造液进行压驱一体化增产作业施工，促进储层体积最大化改造，同时提高压裂液破胶液洗油、渗吸驱油能力，提高单井产量和原油采收率。利用低粘液+高粘液前置段塞造缝、高粘液携砂支撑，提高裂缝复杂程度。低粘液：0.05％～0.1％压驱一体化乳液稠化剂+0.01％破胶剂，中粘液：0.4％～0.5％压驱一体化乳液稠化剂高粘液+0.03％破胶剂：0.8％～1.0％压驱一体化乳液稠化剂+0.05％破胶剂，(根据压裂施工情况实时调整乳液稠化剂用量)
正XX-HXXX井第十七段压裂施工排量14方，一般施工压力18-45MPa，最高砂比24％，设计液量1829.2方，实际液量1604.57方，设计加砂173方，实际加砂173.02方，停泵压力8MPa，实施例施工曲线(第十七段)见图9。
综合对压驱一体化乳液稠化剂以及储层改造液性能评价及现场实施案例，本发明提供了一种用于致密油藏的储层改造液及压驱一体化增产方法，采用兼具减阻、携砂、驱油功能的低伤害储层改造液进行压驱一体化增产作业，简化了压裂、驱油工艺，缩短了作业时间，节约施工成本，有效提高致密油藏改造效果、提升原油采收率。该技术在页岩油、致密油等非常规油藏的压驱一体化施工方面具有巨大优势和应用前景。
最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明的保护范围。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (7)
1.一种用于致密油藏的储层改造液，其特征在于，以总重量分数100%计，包括：
0.05%-1.2%压驱一体化乳液稠化剂，0-0.1%破胶剂，余量为水；
所述压驱一体化乳液稠化剂由总质量份数100份的如下原料制备而成：主链结构单体24-26份、功能单体3-5份、可聚表活剂单体1.5-2份、生物溶剂32-35份、乳化剂3-4份、聚合促进剂0.05-0.1份、pH值调节剂1-4份，引发剂0.03-0.1份、纳米洗油剂6-10份，余量为去离子水；
所述破胶剂为过硫酸铵；
所述主链结构单体是由质量比为3:1-3:2的A剂和B剂混合而成；
所述A剂包括丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺中的任意一种；
所述B剂包括丙烯酸、丙烯酸钠盐、丙烯酸钾盐、甲基丙烯酸或甲基丙烯酸钠中的一种；
所述功能单体为抗盐单体和双亲性大单体组成，质量比例为5:1；
所述抗盐单体为AMPS钠盐、苯乙烯磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮中的任意一种；
所述双亲性大单体为香茅醇马来酸单酯羧酸铵、甲基丙烯酸甲酯-b-聚N,N-二甲基丙烯酰胺、两亲性聚氨酯丙烯酸酯、十六烷基烯丙基琥珀酸双酯磺酸钠或2-甲基丙磺酸-2-丙烯酸十六烷基酯中的一种；
所述可聚表活剂单体为甲基丙烯酰氧乙基十二烷基二甲基溴化铵、马来酸二乙酯撑基双十二烷基二甲基氯化铵、月桂醇聚氧乙烯醚顺丁烯二酸三甲基氯化铵、壬基酚聚氧乙烯醚顺丁烯二酸乙基三甲基氯化铵、烯丙基醚硫酸酯、磺化脂肪酸丙烯酸酯钠盐中的一种。
2.根据权利要求1所述的一种用于致密油藏的储层改造液，其特征在于，所述生物溶剂为椰子油、棕榈油、蓖麻油、柠檬烯或萜烯类化合物中的一种；
所述乳化剂为椰子油酸烷醇酰胺、脂肪酸聚氧乙烯酯、甘油三异硬脂酸酯、甘油脂肪酸酯、海藻酸酯、四聚蓖麻油酸脂、蓖麻油聚氧乙烯醚二油酸酯或柠檬酸脂肪酸酯中的一种。
3.根据权利要求1所述的一种用于致密油藏的储层改造液，其特征在于，所述聚合促进剂为二乙撑三胺五乙酸、乙二胺四乙酸、柠檬酸钠、葡萄糖酸钠或多聚磷酸钠中的一种；
所述pH值调节剂为NaOH、液碱或Na2CO3中的一种。
4.根据权利要求1所述的一种用于致密油藏的储层改造液，其特征在于，所述引发剂为2,2'-偶氮二异丁基脒二盐酸盐、偶氮二异丙基咪唑琳盐酸盐、偶氮二异丁腈或过氧化苯甲酰中的一种。
5.根据权利要求1所述的一种用于致密油藏的储层改造液，其特征在于，所述纳米洗油剂制备方法为：
S1：以十六烷基叔胺、环氧氯丙烷、氨基磺酸为主要原料进行开环反应、磺化反应、蒸馏、减压抽滤、洗涤提纯、真空干燥后获得纳米洗油剂用表活剂；所述表活剂为粉末状；
S2：向反应釜中加入去离子水，设置加热温度30-45℃，然后在电动搅拌器的作用下缓慢加入表活剂，充分混合溶解完全，制得水相；
S3：在搅拌器转速2500-3000r/min的条件下，向反应釜中依次加入椰子油、椰子油酸烷醇酰胺和乙烯基咪唑，搅拌混合均匀后，设置反应釜温度55-65℃，持续搅拌30min；
S4：开启反应釜配套的均质剪切乳化机，设置速率10000-12000r/min进行均质剪切，剪切后乳液流回反应釜，对整个乳液体系循环1-1.5h，制得类Pickering纳米乳液，自然冷却后出料，即为纳米洗油剂。
6.根据权利要求1所述的一种用于致密油藏的储层改造液，其特征在于，所述压驱一体化乳液稠化剂主要制备过程如下：
S1、将所述主链结构单体、功能单体、可聚表活剂单体、聚合促进剂、pH值调节剂加入到控温25℃以内的原料罐中并搅拌溶解完全，制备反应水相；
S2、控制反应釜温度25-30℃以内，在通氮条件下，向反应釜中加入所述生物溶剂、乳化剂搅拌均匀，并在8000-8500r/min的高速搅拌条件下缓慢泵入反应水相，制备反应乳液相；
S3、保持通氮和中速搅拌800-1000r/min条件，采用微量注入泵向反应釜加入引发剂溶液，加入时间控制在45-60min，引发剂加入完毕后，停止通氮气，搅拌速度控制在500-600r/min，使体系持续反应2-3h；当反应釜内温度达到温峰0.5h后，降低搅拌速度至300-400r/min，并根据反应釜内温度情况，向反应釜夹套通热水，使反应釜温度提高5-8℃，保温1.5-2h；
S4、在持续搅拌条件下向反应釜中加入纳米洗油剂混合均匀，即制得压驱一体化乳液稠化剂，
S5、将乳液稠化剂泵入成品储存罐，缓慢搅拌自然冷却至室温，最后出料分装。
7.一种如权利要求1所述的用于致密油藏的储层改造液在致密油藏的压驱一体化增产方法中的应用，其特征在于，包括如下步骤：
S1、选择致密油或页岩油井，根据目标井储层条件及物性参数，进行适合目标储层压裂、驱油的如权利要求1所述储层改造液配方优化，评价其相应性能；
S2、对施工井分段或分层，进行压驱一体化设计，主要包括压裂规模设计、施工参数设计，并采用目标储层岩心进行储层改造液的渗吸置换驱油实验，优化压裂结束后焖井时间，所述焖井时间控制在15-45天；
S3、进行一体化加砂压裂施工，做好所述储层改造液的现场质量控制，实现规模加砂，保证施工顺利；
S4、压裂施工结束后关井，按设计时间进行焖井，开井由控砂快速返排逐渐转变为控压返排，实现返排液驱油排采。
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