一种渗吸驱油剂及其制备方法、耦合渗吸压裂液及其应用技术

本发明专利技术提供了一种渗吸驱油剂及其制备方法、耦合渗吸压裂液及其应用，所述渗吸驱油剂的制备方法包括制备纳米硅溶胶并将其与其他组分混合制备得到渗吸驱油剂。所述渗吸驱油剂包括按重量百分比计的0.5～10.0％纳米硅溶胶及其他预定剂量的组分。所述耦合渗吸压裂液包括按重量百分比计0.08～0.25％所述的渗吸驱油剂、0.05～0.50％的稠化剂和余量的水。所述耦合渗吸压裂液的应用使用上述耦合渗吸压裂液。本发明专利技术的有益之处在于，渗吸采出程度高，增产效果好，适用于页岩油、低渗、特低渗、超低渗储层增产作业。储层增产作业。储层增产作业。

【技术实现步骤摘要】
一种渗吸驱油剂及其制备方法、耦合渗吸压裂液及其应用


[0001]本专利技术涉及油田压裂改造
，具体的，涉及一种渗吸驱油剂及其制备方法、耦合渗吸压裂液及其应用。

技术介绍

[0002]页岩油是中国陆上“进源找油”的主要对象和战略性接替资源，但受制于强储层非均质性，页岩油甜点段的评价和选择难度较大，虽然中国多个盆地均已获得页岩油工业油流，但仅在鄂尔多斯盆地延长组长7段、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷，取得页岩油勘探重大突破和规模效益开发。长庆鄂尔多斯盆地页岩油藏储集层中含油饱和度呈先快、后慢式增长，经历快速成藏和持续充注富集两个阶段，最终含油饱和度高达70％以上，但由于页岩油储层致密、渗流能力差，直井和定向井开发均无法形成有效驱替，注水开发出油即见注入水，注水开发驱油效率低，难以建立有效的驱替系统；同时，相关研究表明长7段页岩油储层具有较强的渗吸作用，渗吸作用是指多孔介质中的流体由于毛管力作用自发产生的流体进入多孔介质孔隙中的现象。大量岩心渗吸实验显示，页岩油储层渗吸作用较强，储层渗吸贡献比例达24.8％
‑
31.1％，且储层孔隙越小，渗吸作用越强。因此，如何充分发挥页岩油藏的毛管力作用，进一步提高长7段页岩油自发渗吸采油效果，提高单井产量，降低综合开采成本具有重要意义。
[0003]申请号为CN201910958768.2，名称为“一种渗吸采油超分子压裂液体系及其应用”的中国专利公开了一种渗吸采油超分子压裂液体系及其应用。所述渗吸采油超分子压裂液体系包括按重量份计的以下组分组成：0.2～0.7％的超分子压裂液增稠剂；0.05～0.6％的双效剂；0.05～2％的黏土稳定剂；0.05～0.4％的高效破胶剂；及余量的水。所述渗吸采油超分子压裂液体系的应用包括：将制备的渗吸采油超分子压裂液体系用于低渗透致密油储层的渗吸采油作业；所述压裂液体系对低渗透致密油储层进行压裂改造，然后不返排，直接将该压裂液破胶后的破胶液作为渗吸剂对储层进行渗吸采油。所述渗吸采油超分子压裂液体系提高了压裂液的造缝携砂能力，改善岩石的润湿性，使其亲水性更好，提高渗吸效果。区别于该技术方案，本申请的技术方案适用于页岩油、低渗、特低渗、超低渗储层增产作业，应用范围更广。

技术实现思路

[0004]本专利技术的目的在于解决现有技术存在的上述不足中的至少一项。例如，本专利技术的目的之一在于提供一种渗吸驱油剂及其制备方法，本专利技术另一目的在于提供一种耦合渗吸压裂液及其应用。
[0005]为了实现上述目的，本专利技术一方面提供了一种渗吸驱油剂的制备方法，所述渗吸驱油剂的制备方法包括步骤：
[0006]采用超声振荡法制备得到纳米硅溶胶，在pH为7.0～8.5的水溶液中，均匀加入10～100nm的二氧化硅纳米颗粒，设置超声功率590～610W，加热温度30～40℃，每超声处理
4.5～5.5min，暂停0.5～1.5min，总共处理55～65min，得到均匀的纳米硅溶胶；
[0007]在搅拌设备中对水进行升温并保持温度在30～40℃，以30～120r/min的搅拌速率加入按重量百分比计的3.0～10.0％低碳醇、1.5～5.5％椰油酸二乙醇酰胺、0.5～1.5％烯烃磺酸钠、1.0～6.0％阳离子表面活性剂，搅拌25～35min混合均匀；再依次加入0.5～3.0％聚季铵盐、0.5～2.5％聚氧乙烯、1.5～9.0％双戊烯、5.0～8.0％戊烷、1.0～3.0％柠檬酸和2.0～8.5％生物表面活性剂，搅拌28～32min混合均匀；加入0.5～10％上述的纳米硅溶胶，并以490～510r/min的搅拌速率持续搅拌25～35min得到所述渗吸驱油剂。
[0008]本专利技术另一方面提供了一种渗吸驱油剂，所述渗吸驱油剂通过上述渗吸驱油剂制备方法制得，所述渗吸驱油剂包括按重量百分比计，2.0～8.5％生物表面活性剂、0.5～10.0％纳米硅溶胶、1.0～6.0％阳离子表面活性剂、1.5～5.5％椰油酸二乙醇酰胺、0.5～1.5％烯烃磺酸钠、0.5～2.5％聚氧乙烯、1.5～9.0％双戊烯、0.5～3.0％聚季铵盐、3.0～10.0％低碳醇、5.0～8.0％戊烷、1.0～3.0％柠檬酸和余量的水。
[0009]在本专利技术另一方面的一个示例性实施例中，所述生物表面活性剂可包括按重量百分比计7.0～9.0％的鼠李糖酯、0.5～1.5％烷醇酰胺和1.0～2.0％烷基糖苷；
[0010]所述生物表面活性剂的耐温可不低于100℃、耐盐可不低于20％Nacl、pH耐受度可为2～12。
[0011]本专利技术再一方面提供了一种耦合渗吸压裂液，所述耦合渗吸压裂液由按重量百分比计0.08～0.25％的上述渗吸驱油剂、0.05～0.50％的稠化剂和余量的水搅拌配置成预定粘度的液体，所述制备耦合渗吸压裂液的搅拌速率为120～1000r/min。
[0012]在本专利技术的再一个示例性实施例中，所述稠化剂可包括油田常用的表面活性剂类稠化剂和/或聚合物类稠化剂；
[0013]所述阳离子表面活性剂包括十六烷基三甲基氯化铵、伯胺醋酸盐。
[0014]在本专利技术的再一个示例性实施例中，所述耦合渗吸压裂液的粘度可为1.1～39.0mPa
·
s。
[0015]本专利技术又一方面提供了一种耦合渗吸压裂液的应用，所述耦合渗吸压裂液的应用使用如上述耦合渗吸压裂液，所述应用包括步骤：
[0016]将配置好的耦合渗吸压裂液泵入地层；
[0017]耦合渗吸压裂液进行造缝的同时，渗吸驱油剂组分滤失进地层孔喉，并波及至裂缝远端；
[0018]压后关井并实施17～40天的焖井作业，根据关井压力恢复情况开井排液后，对井口返排液进行除杂处理；
[0019]除杂处理后，对井口返排液进行检测，井口返排液经检测合格后排入施工水罐，留作下次施工用水。
[0020]在本专利技术又一方面的一个示例性实施例中，所述井口返排液的除杂处理可包括在沉砂设备中去除固体机械杂质。
[0021]在本专利技术又一方面的一个示例性实施例中，所述井口返排液的除杂处理还可包括在沉砂设备中进行提前预置或根据现场的具体情况向装有井口返排液的沉砂设备中添加破乳剂和/或不同类型的消泡剂。
[0022]在本专利技术又一方面的一个示例性实施例中，所述消泡剂的类型可根据不同类型的
耦合渗吸压裂液进行对应调整。
[0023]与现有技术相比，本专利技术的有益效果包括以下内容中的至少一项：
[0024](1)本专利技术制备的渗吸剂、耦合渗吸压裂液体系及应用方法，具有界面张力低、改变岩石润湿效果明显、渗吸采出程度高、关井时间短、开井见油快、增产效果好，适用于页岩油、低渗、特地渗、超低渗储层增产作业；
[0025](2)本专利技术配置的渗吸驱油剂在50～70℃下，与长庆长7层页岩油间的界面张力可达到10
‑1～10
‑4mN/m，能够满足超低级界面张力的要求；
[0026](3)本专利技术对长庆页岩油对典型矿片进行老化改性处理，测试本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种渗吸驱油剂的制备方法，其特征在于，所述渗吸驱油剂的制备方法包括步骤：采用超声振荡法制备得到纳米硅溶胶，在pH为7.0～8.5的水溶液中，均匀加入10～100nm的二氧化硅纳米颗粒，设置超声功率590～610W，加热温度30～40℃，每超声处理4.5～5.5min，暂停0.5～1.5min，总共处理55～65min，得到均匀的纳米硅溶胶；在搅拌设备中对水进行升温并保持温度在30～40℃，以30～120r/min的搅拌速率加入按重量百分比计的3.0～10.0％低碳醇、1.5～5.5％椰油酸二乙醇酰胺、0.5～1.5％烯烃磺酸钠、1.0～6.0％阳离子表面活性剂，搅拌25～35min混合均匀；再依次加入0.5～3.0％聚季铵盐、0.5～2.5％聚氧乙烯、1.5～9.0％双戊烯、5.0～8.0％戊烷、1.0～3.0％柠檬酸和2.0～8.5％生物表面活性剂，搅拌28～32min混合均匀；加入0.5～10％上述的纳米硅溶胶，并以490～510r/min的搅拌速率持续搅拌25～35min得到所述渗吸驱油剂。2.一种渗吸驱油剂，其特征在于，所述渗吸驱油剂通过权利要求1所述的制备方法制得，所述渗吸驱油剂包括按重量百分比计，2.0～8.5％生物表面活性剂、0.5～10.0％纳米硅溶胶、1.0～6.0％阳离子表面活性剂、1.5～5.5％椰油酸二乙醇酰胺、0.5～1.5％烯烃磺酸钠、0.5～2.5％聚氧乙烯、1.5～9.0％双戊烯、0.5～3.0％聚季铵盐、3.0～10.0％低碳醇、5.0～8.0％戊烷、1.0～3.0％柠檬酸和余量的水。3.根据权利要求2所述的渗吸驱油剂，其特征在于，所述生物表面活性剂包括按重量百分比计7.0～9.0％的鼠李糖酯、0.5～1.5％烷醇酰胺和1.0～2.0％烷基糖苷；所述生物...

【专利技术属性】
技术研发人员：王改红，张冕，高燕，宇文昔涵，邵秀丽，徐迎新，左挺，王亚军，杨嘉慧，周逸凝，吕莉，刘宏飞，
申请(专利权)人：中国石油集团川庆钻探工程有限公司，
类型：发明
国别省市：