[0001] 本发明涉及增产改造工艺及配套技术领域，特别涉及一种高凝稠油储层压裂改造用低伤害压裂液及施工方法。

[0002] 高凝稠油油藏是世界经济发展的重要资源，据2019年统计，世界高凝高凝稠油探明储量约为8150亿吨，占全球石油剩余储量的70％，我国高凝稠油资源量约为198.7亿吨，重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。高凝稠油大多具有凝固点高，粘度高，流动性差等特点，部分区块的高凝稠油具有较高的蜡与沥青胶质。

[0003] 采用常规压裂液对高凝稠油油藏进行改造时，压裂液引起的乳化伤害及残渣伤害对储层影响巨大，尤其是常温水配制时，低温液体引发冷伤害，造成原油粘度大大提高、结蜡严重堵塞管柱或油流通道等现象，进一步加剧了入井液对储层的影响，大大提高了原油从远井地带向近井的渗流阻力，举升难度增大。因此，采用热水配液进行压裂施工已成为此类油藏压裂开发的重要手段之一。

[0004] 目前，很多高凝稠油开采区块都利用稠油热采水、注汽站软化水、压裂返排液等作为配液水加热后配制压裂液，能够在一定程度上降低防膨剂、助排剂等的用量，但对压裂液的性能以及现场施工操控性的要求就会大大提高。因此，热水配液、压裂技术发展的核心在于综合性能好、低伤害、施工方便的压裂液体系配套。中国专利CN 112280548 A公开了一种稠油热采水配制人工聚合物压裂液体系，该体系为交联的聚合物压裂液，可满足连续混配施工，但交联体系受配液水的水质影响变化较大；中国专利CN 109722235 A公开了使用稠油热采水配制的胍胶压裂液体系及其制备方法，虽然解决了储层冷伤害以及油田高凝稠油热采水的处置问题，但在压裂液自身伤害、破乳、清防蜡、降低原油粘度等方面并未提及。

[0005] 分析现有的专利报道，针对高凝稠油油藏开发的热水配液、压裂技术还相对较少，并且在配套的压裂液体系研究上，综合考虑压裂液施工性能、携砂性能、伤害性能以及储层增产性能等方面，还有待进一步的研究和提升。

[0056] 本具体实施方式首先提供一种高凝稠油储层压裂改造用低伤害压裂液，由总质量分数为100％的如下组分构成：变粘乳液：0.4％～1.2％；析蜡抑制剂：0.1％～0.3％；破乳助排剂：0.1％～0.2％；破胶剂：0～0.05％；其余部分为热水。

[0057] 所述变粘乳液是由乳液型压裂液稠化剂复配油溶性促流剂而成，复配的质量百分比优选为(96～98):(4～2)；

[0058] 所述的乳液型压裂液稠化剂选自一体化自交联乳液、抗盐乳液中的一种。

[0059] 所述油溶性促流剂可以在保证乳液型压裂液稠化剂稳定性的情况下提高乳液流动性，降低施工泵注设备负荷；同时，油溶性促流剂进入地层与高凝稠油混合后能够大大降低高凝稠油粘度，提高原油流动性；

[0060] 优选的，所述油溶性促流剂是由单体A、单体B、单体C、单体D共缩聚而成的表活剂，几种单体所占单体总量的百分比分别为10％～15％，25％～30％，15％～20％，35％～50％。

[0061] 优选的，所述的单体A为牛脂胺聚氧乙烯醚、十八胺聚氧乙烯醚、椰油胺聚氧乙烯(N)醚中的一种，单体B为聚(4‑苯乙烯磺酸钠)、脂肪酸甲酯乙氧基化物磺酸钠中的一种，单体C为端氨基聚醚、单体D为富马酸二丁酯、富马酸聚乙二醇单甲醚酯中的一种。

[0062] 所述析蜡抑制剂是一种高分子型防蜡剂，由二苯乙烯、苯乙烯磺酸钠中的一种和十八烷基异氰酸酯、山俞酸二十二烷醇酯、丙烯酸丁酯、富马酸二丁酯、马来酸二丁酯、醋酸乙烯酯、乙烯醇中的一种或两种在一定条件下共聚缩合后，再用溶剂稀释成质量份数为45％～55％的溶液而成；

[0063] 所述析蜡抑制剂具有与蜡分子相似的结构，分子中引入苯环或酯键等，通过不同酯键的协同作用抑制蜡的析出，其代表结构式如下：

[0064]

[0065] 其中：R1为H或 X1、X2为H或

[0066] b、b、c、d均为整数，其中a为50～100，b为200～500，c为0～100，d为0～50。

[0067] 所述破乳助排剂是一种聚醚类破乳剂，代号PRJ‑1。，该破乳剂是通过大量实验优选得到的，不仅与乳液型稠化剂具有良好的配伍性，并且具有优良的破乳、助排性能。

[0068] 所述破胶剂为胶囊破胶剂，其破胶主要成分为过硫酸铵或过硫酸钾。

[0069] 本具体实施方式还提供一种高凝稠油储层压裂改造用低伤害压裂液施工方法，为尽可能降低热水的热量散失，利用本发明提供的压裂液进行一体化在线配液压裂施工，具体步骤如下：

[0070] S1、从注汽站或联合站管输或罐车运输配液用热水至施工现场，储存于做好保温措施的储液罐中，备水完成后即开始压裂；

[0071] S2、由供液撬或混砂车从储液罐中吸入配液用热水进入混砂车搅拌罐，根据压裂施工排量，由在线施工精确加料撬装设备按照流量Q向搅拌罐中泵入变粘乳液，由混砂车液添泵按设计配方比例泵入析蜡抑制剂和破乳助排剂，由干添按0.01％～0.1％的比例楔形添加破胶剂；

[0072] S3、变粘乳液、析蜡抑制剂、破乳助排剂和破胶剂在搅拌罐中与热水混合均匀即形成热水基低伤害压裂液，携带支撑剂由混砂车排出到压裂车，加压后经过井口压入地层。

[0073] 优选的，所述流量Q为压裂施工排量的0.4％～1.2％，并且需要根据搅拌罐中取样的压裂液表观粘度、携砂状态进行实时调整。

[0074] 下面将结合本发明中的实施例和一系列的室内实验，对本发明中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

[0075] 若未特别指出，实施例中涉及到的化学用品均可从常规手段获得。

[0076] 若未特别指出，实施例中涉及到的百分号“％”均为质量百分比。

[0077] 实施例1本发明提供的乳液型压裂液稠化剂的优选

[0078] 采用处理过的压裂返排液(总矿化度5204mg/L)作为配液水，将水加热到一定的实验温度(40℃～80℃)，采用不同的乳液型压裂液稠化剂配液，测试溶胀性能(搅拌3min液体‑1表观粘度)，耐温耐剪切性能(60min，170s )，根据测试结果优选乳液型压裂液稠化剂，测试结果见表1。

[0079] 表1不同乳液型压裂液稠化剂性能测试结果

[0080]

[0081]

[0082] 从实验结果来看，几种乳液型稠化剂都具有较好的溶胀性能，一体化自交联乳液、生物胶、抗盐乳液、缔合乳液采用40～80℃高矿化度的热水配制压裂液均能满足溶胀、耐温性能要求，但生物胶乳液用量偏高，因此初步优选一体化自交联乳液、抗盐乳液、缔合乳液。

[0083] 实施例2本发明提供的油溶性促流剂制备及相关性能测试

[0084] 优选几种合成单体A、B、C、D并进行比例优化，获得有一定性能差异的几种油溶性促流剂产品，几种产品的合成单体优化情况见表2。

[0085] 表2几种油溶性促流剂产品的组分

[0086]

[0087]

[0088] 合成得到表2中8种产品后，观察产品状态，其中1#、2#、4#、6#、7#、8#产品均匀透明，将这6种产品进行高凝稠油降粘性能测试，产品用量为0.1％，测试结果见表3，油溶性促流剂的对原油的降粘效果展示见图1。

[0089] 表3油溶性促流剂对高凝稠油降粘测试结果(50℃测试)

[0090] 油溶性促流剂 原油粘度，mPa.s 降粘率，％空白 630 ‑‑
1# 175 72.2
2# 120 81.0
4# 90 85.7
6# 87 86.2
7# 112 82.2
8# 180 71.4

[0091] 根据表3中测试结果，可以看出油溶性促流剂2#、4#、6#、7#加入高凝稠油中降粘率超过80％，可以明显提高原油流动性，所以2#、4#、6#、7#为最优化产品，设计将油溶性促流剂加入到乳液型压裂液稠化剂进行复配，使得其加入方式简单方便，因此需将上述4种油溶性促流剂产品与乳液型压裂液稠化剂进行配伍性实验，以优选合适的油溶性促流剂产品。测试时油溶性促流剂用量为乳液型压裂液稠化剂的2％，配伍性实验结果见表4。

[0092] 表4油溶性促流剂与乳液型压裂液稠化剂配伍性测试结果

[0093]

[0094]

[0095] 根据配伍性测试结果可以看出，优选出的4种油溶性促流剂与一体化自交联乳液、抗盐乳液的配伍性好，4#、6#油溶性促流剂不仅能使两种乳液本体粘度有效降低，并且稳定性不受影响。因此可以将4#、6#油溶性促流剂与一体化自交联乳液、抗盐乳液进行复配，并且通过进一步的用量优化，与一体化自交联乳液复配时，复配质量比为96:4；与抗盐乳液复配时，复配质量比为98:2。

[0096] 实施例3本发明提供的析蜡抑制剂研究及作用效果

[0097] 优选合成单体，优化合成组分比例以控制产品相对分子质量以及分子链中的酯链链段数量，得到高分子型防蜡剂，产品合成组分见表5。

[0098] 表5高分子型防蜡剂合成组分

[0099]

[0100] 将合成得到的高分子型防蜡剂、优选的溶剂配制成溶液，即得析蜡抑制剂，对其防蜡性能进行了评价，按照《SY/T6300‑2009采油用清、防蜡剂技术条件》中的测试方法，使用石蜡来测定产品的防蜡性能，测试结果见表6。

[0101] 表6析蜡抑制剂防蜡性能测试

[0102]

[0103] 从实验结果可以看出，高分子防蜡剂与溶剂复配成析蜡抑制剂后，相对于单独的高分子防蜡剂或单独的溶剂，防蜡性能明显提高；

[0104] 加入析蜡抑制剂后，能够有效降低蜡的析出温度，降低地层或井筒析蜡堵塞风险；

[0105] 不同析蜡抑制剂的防蜡率可以达到47％以上，A3、D、F可以将析蜡温度降低到32℃，防蜡率可达69％以上，具有优良的防蜡性能，可作为优选产品。

[0106] 实施例4本发明提供的一种高凝稠油储层压裂改造用低伤害压裂液配方优化[0107] 通过大量的室内实验研究，采用处理过的返排液(矿化度5000ppm)加热到一定温度后配液，对变粘乳液，析蜡抑制剂，破乳助排剂和破胶剂进行用量优化，得到适合不同储层温度的压裂液配方，配方组分及比例见表7。

[0108] 表7适用于不同温度的压裂液配方组分

[0109]

[0110]

[0111] 从实验结果可以看出，此处仅列举了采用矿化度5000ppm作为的配液水的压裂液配方，若配液水矿化度更高，需要进一步对配方进行优化，本发明暂不能完全提供详尽数据，但拥有所有的配方优化数据。

[0112] 实施例5本发明提供的一种高凝稠油储层压裂改造用低伤害压裂液性能评价[0113] (1)压裂液耐温耐剪切性能

[0114] 测试配方：实施例4中配方3、配方6；

[0115] 测试方法：采用80℃配液水配制压裂液(流变测试不加入破胶剂)，搅拌3min后加‑1入流变仪中进行测试，测试条件80℃、170s 、60min；

[0116] 测试结果：压裂液粘度‑时间曲线见图2、图3；结果表明，配方3中0.8％变粘乳液，压裂液测试后粘度稳定在40mPa.s以上，且波动较小；配方6中1.0％变粘乳液，压裂液测试后粘度稳定在60mPa.s以上，且波动较小；说明两个配方压裂液耐温耐剪切性能较好，满足现场压裂施工。

[0117] (2)压裂液破胶性能

[0118] 测试配方：实施例4中配方1、配方2、配方3、配方4、配方5、配方6；

[0119] 测试方法：根据各配方适用温度，将配液水加热到指定温度后配制压裂液，加入破胶剂搅拌均匀，放入指定温度下的水浴锅中破胶，记录破胶情况，破胶完成后，测试破胶液粘度、残渣含量，并在指定温度下测试破胶液表、界面张力；

[0120] 测试结果：不同配方压裂液的破胶性能测试结果见表8。

[0121] 表8不同配方压裂液破胶性能

[0122]

[0123]

[0124] 从实验结果可以看出，压裂液破胶彻底，破胶液粘度低于2mPa.s，残渣含量在20mg/L左右，采用抗盐乳液为稠化剂的压裂液体系残渣含量更低，并且破胶液表面张力低于28mN/m，随乳液用量的增加而降低。

[0125] (3)压裂液破胶液油水破乳性能

[0126] 测试配方：实施例4中配方3、配方6；

[0127] 测试方法：首先按(2)中方法制备破胶液，再将高凝稠油与破胶液按3：1、3：2、1：1的体积比混合倒入具塞刻度比色管中，总体积50mL，装入容器置于电热恒温水浴锅中，加热恒温到指定温度；将油水混合物充分乳化制备乳状液，再放入恒温水浴锅中，分别记录时间为0、5、10、20、30、60min、90min、120min时分离出的破胶液体积；

[0128] 测试结果：几个配方压裂液破胶液的油水破乳实验结果见表9。破乳120min后的油水分离现象见图4。

[0129] 表9不同配方压裂液破胶液破乳性能测试结果

[0130]

[0131]

[0132] 从实验结果可以看出，配方6压裂液破胶液在30min后破乳率就可达100％，配方3压裂液破胶液破乳率相对低一些，但120min后破乳率仍可达96％，说明压裂液破乳性能优良，利于高凝稠油储层的开发。

[0133] 实施例6本发明提供的一种高凝稠油储层压裂改造用低伤害压裂液施工案例[0134] 长庆油田合XX井，完钻层位长9，井深2710.0m，地层温度75℃，原油粘度在室温下超过1200mPa.s，蜡含量超过14％，因此对压裂液的破乳助排、防蜡作用以及伤害性能提出了高要求；油层较薄且上下有水层，所以为了控制缝高，施工排量需控制在较小范围，这对压裂液携砂性能提出了极高要求。

[0135] 根据目标储层相关情况，对压裂工艺及压裂液进行设计，设计施工排量1m3/min，采用本发明提供的一种高凝稠油储层压裂改造用低伤害压裂液，考虑到压裂液对储层的降温效应，优化70℃压裂液配方如下：

[0136] 变粘乳液：由抗盐乳液和实施例2中6#油溶性促流剂复配而成，0.8％；

[0137] 析蜡抑制剂：实施例3中F，0.2％；

[0138] 破乳助排剂：0.1％；

[0139] 破胶剂：0.04％；

[0140] 其余为注汽站软化水加热的热水(矿化度540ppm)。

[0141] 本井利用加热到60～70℃的热水，由在线施工精确加料撬装设备及混砂车配套液添泵、干添泵添加压裂液助剂进行一体化在线配液、压裂施工，施工情况如下：

[0142] 泵注前置液：以0.6～0.8m3/min排量注入前置液38.5m3，压力13.6～22.4MPa；

[0143] 泵注携砂液：以0.8～1.0m3/min排量注入携砂液净液量158.6m3，压力20.5～26.2MPa；

[0144] 泵注顶替液：加砂完毕后，注入顶替液9.5m3停泵；

[0145] 施工破裂压力在34.6MPa，平均泵压23.3MPa，入井总液量206.6m3，共加砂24.9m3，平均砂比15.7％，整个压裂过程中施工压力波动小并有缓慢下降，说明压裂液即使在低排量下也具有很好的携砂性能；

[0146] 措施后放喷排液正常，返排液透明，粘度低，无乳化现象，返排60％后开始正常生产，平均日产油5.88吨，日产水2.4方。其产量是邻井(其他压裂液体系措施井)产量的2.3～2.7倍，说明压裂液在破乳助排，降低原油粘度以及清防蜡方面优势明显，才能获得好的增产效果。

[0147] 结合以上各实施例，本发明既提出了一种配液施工方便、溶胀速度快、耐温性能好、携砂性能好、低残渣低伤害并且破乳助排性能好的压裂液体系，又详细阐述了压裂液各组分的合成、优选优化过程以及现场施工流程，有效解决了本发明所提到的高凝稠油油藏开发过程中储层冷伤害以及油田高凝稠油热采水的处置问题，同时通过对压裂液特殊性能的设计解决了高凝稠油开采过程中析蜡、高凝稠油流动性差的重大问题，最终实现高凝稠油储层的高效增产。

[0148] 以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明的范围内。本发明要求的保护范围由所附的权利要求书及其等同物界定。