一种改性纳米二氧化硅流体及其制备方法和应用、一种滑溜水压裂液及其应用

1.本发明属于页岩油开发技术领域，具体涉及一种改性纳米二氧化硅流体及其制备方法和应用、一种滑溜水压裂液及其应用。


背景技术：

2.页岩油已成为全球非常规油气资源勘探开发的热点，影响各国能源战略布局。在页岩油的开发过程中，渗吸置换开采技术已成为提高单井产量，延长生产有效期的重要研究方向，通过在入井流体中加入表面活性剂改变储层的润湿性能，从而借助毛细管力的驱动，使入井流体能够自发的渗吸进入基质岩石的细微孔道中，通过油水置换，将原油逐渐汇集到大孔道中，进而实现补充地层能量，提高终采收率的目的。
3.渗析置换开采技术中的滑溜水力压裂技术由于其成本低、对储层伤害性小且具有较高的支撑剂裂缝导流能力已经成为页岩油开采的核心技术之一。但是现有滑溜水压裂液主要由聚合物类减阻剂和少量助排剂、防膨剂构成，仍存在渗析采收率低的问题。


技术实现要素：

4.本发明的目的在于提供一种改性纳米二氧化硅流体及其制备方法和应用、一种滑溜水压裂液及其应用，能够提高页岩油藏的采收率。
5.本发明提供了一种改性纳米二氧化硅流体，包括以下制备原料：
[0006][0007]
所述亲水型纳米二氧化硅溶胶中二氧化硅的质量含量为20～40％；
[0008]
所述改性剂包括烷基葡萄糖苷、烷基聚氧乙烯醚、烷基硫酸钠、烷基磺酸钠、α-烯基磺酸钠、烷基醇磷酸酯钠、烷基羧基甜菜碱和烷基羟丙基磺基甜菜碱的一种或多种。
[0009]
优选的，所述亲水型纳米二氧化硅溶胶的平均粒径为8～15nm。
[0010]
优选的，所述稳定剂包括第一低温稳定剂和第二低温稳定剂；所述第一低温稳定剂、第二低温稳定剂的质量分别独立地占所述改性纳米二氧化硅流体的5～15％；
[0011]
所述第一稳定剂包括氯化钠、氯化铵和尿素的一种或多种；
[0012]
所述第二稳定剂包括异丁醇、丙二醇、正丁醇、乙醇和甲醇的一种或多种。
[0013]
本发明还提供了上述方案所述改性纳米二氧化硅流体的制备方法，包括以下步骤：将亲水型纳米二氧化硅溶胶、改性剂、低温稳定剂和水混合进行改性，得到改性纳米二氧化硅流体；
[0014]
所述改性的温度为70～90℃。
[0015]
本发明还提供了上述方案所述改性纳米二氧化硅流体或上述方案所述制备方法制得的改性纳米二氧化硅流体在页岩油开发中的应用。
[0016]
本发明还提供了一种滑溜水压裂液，包括以下组分：
[0017][0018]
所述改性纳米二氧化硅流体为上述方案所述的改性纳米二氧化硅流体或上述方案所述制备方法制得的改性纳米二氧化硅流体。
[0019]
优选的，所述减阻剂包括聚丙烯酰胺、部分水解聚丙烯酰胺、阳离子型聚丙烯酰胺、两性聚丙烯酰胺、胍胶、阳离子改性胍胶和羟丙基胍胶中的一种或多种。
[0020]
优选的，所述的多功能添加剂包括氯化钾、四甲基丙二胺与二氯丙烷的共聚物、四甲基乙二胺与二氯乙烷的共聚物和聚二烯丙基二甲基氯化铵的一种或多种与戊二醛和/或氯苯氧化物的混合物。
[0021]
本发明还提供了上述方案所述滑溜水压裂液在页岩油开发中的应用。
[0022]
优选的，所述应用包括以下步骤：
[0023]
将滑溜水压裂液泵入地层，形成裂缝后，向地层中泵入滑溜水压裂液和支撑剂的混合物使支撑剂支撑所述裂缝；然后继续泵入滑溜水压裂液，将井筒中支撑剂挤入储层中；不进行反排，闷井3～28天。
[0024]
本发明提供了一种改性纳米二氧化硅流体，包括以下制备原料：亲水型纳米二氧化硅溶胶30wt％；改性剂30wt％；低温稳定剂20～30wt％；余量为水；所述亲水型纳米二氧化硅溶胶中二氧化硅的质量含量为40％；所述改性剂包括烷基葡萄糖苷、烷基聚氧乙烯醚、烷基硫酸钠、烷基磺酸钠、α-烯基磺酸钠、烷基醇磷酸酯钠、烷基羧基甜菜碱和烷基羟丙基磺基甜菜碱的一种或多种。本发明的改性纳米二氧化硅流体用于滑溜水压裂液中时，可通过静电作用、范德华力、氢键等方式增强改性纳米二氧化硅和滑溜水压裂液的相互作用，有效降低油水界面张力，以及改变储层岩石润湿性。利用本发明改性纳米二氧化硅流体制备的滑溜水压裂液可以在油-水-固三相接触区富集特性，在油-水-岩石三相接触区形成楔形结构，所产生的结构分离压将原油从岩石表面剥离下来，从而提高渗吸采收率。实施例结果表明，改性后纳米二氧化硅流体的渗吸采收率最高达到12％，同时其界面张力降低至了0.11mn/m，润湿转变最高达到了158
°
，在8h油滴剥离的实验中达到了151
°
。
[0025]
本发明提供了一种滑溜水压裂液，通过改性纳米二氧化硅流体与减阻剂、多功能添加剂三者之间的协同增效作用，使本发明中的滑溜水压裂液具有优异的分散稳定性、减阻性、携砂性和造缝能力。实施例结果表明，本发明提供的滑溜水压裂液渗吸采收率最高为16.1％，减阻率最高为83.5％。
附图说明
[0026]
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例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发明的一些实施
例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0027]
图1为对比例2～3和实施例1～8中所用亲水型纳米二氧化硅溶胶的sem图；
[0028]
图2为对比例3制备得到的改性纳米二氧化硅流体的sem图；
[0029]
图3为对比例2～3和实施例1～8中所用亲水型纳米二氧化硅溶胶与对比例3制备得到的改性纳米二氧化硅流体的dls图。
具体实施方式
[0030]
本发明提供了一种改性纳米二氧化硅流体，包括以下制备原料：
[0031][0032]
所述亲水型纳米二氧化硅溶胶中二氧化硅的质量含量为20～40％；
[0033]
所述改性剂包括烷基葡萄糖苷、烷基聚氧乙烯醚、烷基硫酸钠、烷基磺酸钠、α-烯基磺酸钠、烷基醇磷酸酯钠、烷基羧基甜菜碱和烷基羟丙基磺基甜菜碱的一种或多种。
[0034]
本发明中所述改性纳米二氧化硅流体的粒径优选为1～100nm，更优选为5～20nm。
[0035]
以质量百分数计，本发明提供的改性纳米二氧化硅流体的制备原料包括亲水型纳米二氧化硅溶胶20～40wt％，更优选为25～35wt％；所述亲水型纳米二氧化硅溶胶中二氧化硅的质量含量为20～40wt％，更优选为25～35wt％。在本发明中，所述亲水型纳米二氧化硅溶胶的平均粒径优选为8～15nm，更优选为10～12nm；密度优选为1.28～1.30g/ml，更优选为1.29g/ml；ph值优选为7～11，更优选为7.5～9.5。
[0036]
本发明提供的改性纳米二氧化硅流体的制备原料包括改性剂20～40wt％，更优选为25～35wt％。在本发明中，所述改性剂包括烷基葡萄糖苷、烷基聚氧乙烯醚、烷基硫酸钠、烷基磺酸钠、α-烯基磺酸钠、烷基醇磷酸酯钠、烷基羧基甜菜碱和烷基羟丙基磺基甜菜碱的一种或多种，优选为两种及两种以上的改性剂组成，更优选为由三种改性剂组成。在本发明中，所述改性剂中c原子的数量优选为12～16，更优选为13～15。在本发明的实施例中，具体选用c原子的数量为12(如十二烷基磺酸钠、十二烷基羟丙基磺基甜菜碱)和/或14(如十四烷基羧基甜菜碱、十四烷基硫酸钠、十四烷基聚氧乙烯醚)的改性剂。本发明中改性剂的作用是对亲水型纳米二氧化硅溶胶进行改性，使其具有活性。
[0037]
本发明提供的改性纳米二氧化硅流体的制备原料包括低温稳定剂10～30wt％。在本发明中，所述稳定剂优选包括第一低温稳定剂和第二低温稳定剂；所述第一低温稳定剂、第二低温稳定剂的质量优选分别独立地占所述改性纳米二氧化硅流体的5～15％，更优选为8～12wt％。在本发明中，所述第一稳定剂优选包括氯化钠、氯化铵和尿素的一种或多种；所述第二稳定剂优选包括异丁醇、丙二醇、正丁醇、乙醇和甲醇的一种或多种。在本发明中，第一稳定剂的作用是降低改性纳米二氧化硅流体的冰点，并防止亲水型纳米二氧化硅溶胶和改性剂低温析出；所述第二稳定剂的作用是降低改性纳米二氧化硅流体的冰点，并减小改性纳米二氧化硅流体的粘度，增强注入性。低温稳定剂使改性纳米二氧化硅流体在储藏
温度为-5℃及以上时可维持体系均一不结冰。
[0038]
本发明还提供了上述方案所述改性纳米二氧化硅流体的制备方法，包括以下步骤：将亲水型纳米二氧化硅溶胶、改性剂、低温稳定剂和水混合进行改性，得到改性纳米二氧化硅流体；
[0039]
所述改性的温度为70～90℃。
[0040]
在本发明中，所述将亲水型纳米二氧化硅溶胶、改性剂、低温稳定剂和水混合优选包括：将水加热至改性的温度，加热期间向水中加入低温稳定剂，然后向所得第一混合液中加入亲水型纳米二氧化硅溶胶，再向所得第二混合液中加入改性剂。
[0041]
在本发明中，所述混合优选在搅拌条件下进行。加入亲水型纳米二氧化硅溶胶后本发明优选搅拌1h。
[0042]
在本发明中，所述改性的温度为70～90℃，优选为75～85℃；所述改性的时间优选为2～5h，更优选为3～4h。在本发明中，所述改性优选在搅拌条件下进行。改性后纳米流体活性升高，耐温耐盐性能增强。将改性的温度控制在上述范围，改性的效果最佳且改性后体系稳定。若温度过高或过低，产物性能不稳定且反应效率差。
[0043]
完成所述改性后，本发明优选将所得改性产物搅拌至其温度降至室温，得到改性纳米二氧化硅流体。
[0044]
本发明还提供了上述方案所述改性纳米二氧化硅流体或上述方案所述制备方法制得的改性纳米二氧化硅流体在页岩油开发中的应用。
[0045]
在本发明中，所述应用优选包括以下步骤：将活性纳米流体泵入地层闷井3～28天后开井生产。
[0046]
在本发明中，所述的改性纳米二氧化硅流体适用的页岩油储层条件优选为矿化度处于0～80000mg/l之间，温度优选处于室温至120℃之间。
[0047]
本发明还提供了一种滑溜水压裂液，包括以下组分：
[0048][0049]
所述改性纳米二氧化硅流体为上述方案所述的改性纳米二氧化硅流体或上述方案所述制备方法制得的改性纳米二氧化硅流体。
[0050]
以质量百分数计，本发明提供的滑溜水压裂液包括改性纳米二氧化硅流体0.05～0.5wt％，优选为0.1～0.4wt％，更优选为0.2～0.3wt％。
[0051]
本发明提供的滑溜水压裂液包括减阻剂0.05～0.5wt％，优选为0.1～0.4wt％，更优选为0.2～0.3wt％。本发明所述减阻剂优选包括聚丙烯酰胺、部分水解聚丙烯酰胺、阳离子型聚丙烯酰胺、两性聚丙烯酰胺、胍胶、阳离子改性胍胶和羟丙基胍胶中的一种或多种，更优选为两性聚丙烯酰胺。在本发明中，所述聚丙烯酰胺的分子量优选为100～900万，所述阳离子型聚丙烯酰胺的分子量优选为100～600万，所述两性聚丙烯酰胺的分子量优选为100～500万，所述部分水解聚丙烯酰胺的水解度优选为1～10％，分子量优选为100～700万。
[0052]
当所述减阻剂优选包括分子量为100～900万的聚丙烯酰胺、水解度为1～10％、分子量为100～700万的部分水解聚丙烯酰胺和分子量为100～500万两性聚丙烯酰胺时，上述3种减阻剂的质量之和不得小于减阻剂总质量的80％。
[0053]
当所述减阻剂优选包括分子量为100～600万的阳离子型聚丙烯酰胺、胍胶、阳离子改性胍胶和羟丙基胍胶时，上述4种减阻剂的质量之和不得大于减阻剂总质量的20％。
[0054]
在本发明中，所述减阻剂中分子量为100～600万的阳离子型聚丙烯酰胺和阳离子改性胍胶均不得与水解度为1～10％、分子量为100～700万的部分水解聚丙烯酰胺同时使用。若同时使用会聚沉而失效。
[0055]
本发明提供的滑溜水压裂液包括多功能添加剂0.1～0.5wt％，优选为0.2～0.4％。在本发明中，所述多功能添加剂优选包括氯化钾、四甲基丙二胺与二氯丙烷的共聚物、四甲基乙二胺与二氯乙烷的共聚物和聚二烯丙基二甲基氯化铵的一种或多种与戊二醛和/或氯苯氧化物的混合物。
[0056]
在本发明中，所述四甲基丙二胺与二氯丙烷共聚物的共聚比优选为1：0.9～0.95，更优选为1：0.92～0.94；所述的四甲基乙二胺与二氯乙烷共聚物的共聚比优选为1：0.9～0.95，更优选为1：0.92～0.94。
[0057]
在本发明中，所述多功能添加剂中氯化钾、四甲基丙二胺与二氯丙烷共聚物、四甲基乙二胺与二氯乙烷共聚物、聚二烯丙基二甲基氯化铵的一种或多种的重量之和优选为多功能添加剂总量的40％～60％，余量优选为戊二醛和/或氯苯氧化物。所述氯苯氧化物优选为氧化氯苯或氯苯嘧啶醇。本发明中的多功能添加剂作用为防膨和杀菌。
[0058]
本发明对所述滑溜水压裂液的制备方法没有特殊要求，直接将各组分混合均匀即可。在本发明的实施例中，具体为：将改性纳米二氧化硅流体、多功能添加剂加入到水中搅拌5～10min，然后加入减阻剂搅拌10～35min，得到滑溜水压裂液。
[0059]
本发明通过减阻剂、改性纳米二氧化硅流体、多功能添加剂三者之间的协同增效作用，不仅具有优于常规滑溜水压裂液的优异的减阻性、携砂性和造缝能力，同时具有独特的界面活性，能够有效降低界面张力、改变润湿性和油滴剥离，使其具有优异的渗吸排油能力。
[0060]
本发明还提供了上述方案所述滑溜水压裂液在页岩油开发中的应用。所述应用的方法优选包括以下步骤：
[0061]
将滑溜水压裂液泵入地层，形成裂缝后，向地层中泵入滑溜水压裂液和支撑剂的混合物使支撑剂支撑所述裂缝；然后继续泵入滑溜水压裂液，将井筒中支撑剂挤入储层中；不进行反排，闷井3～28天。
[0062]
本发明对所述应用过程中各个步骤的实施条件没有特殊要求，采用本领域技术人员熟知的实施条件即可。
[0063]
本发明的滑溜水压裂液体系在满足页岩油储层压裂施工需求的前提下，压裂施工后无需反排，可充分利用压裂能量和压裂液，后直接闷井3～28天后开井生产，绿色环保、降本增效。
[0064]
为了进一步说明本发明，下面结合附图和实施例对本发明提供的一种改性纳米二氧化硅流体及其制备方法和应用、一种滑溜水压裂液及其应用进行详细地描述，但不能将它们理解为对本发明保护范围的限定。
[0065]
改性纳米二氧化硅流体
[0066]
对比例1～3和实施例1～8的改性纳米二氧化硅流体的制备方法，步骤如下：
[0067]
将水加热至80℃，期间向水中加入第一低温稳定剂和第一低温稳定剂搅拌均匀，将亲水型纳米二氧化硅溶胶缓慢加入反应容器后持续搅拌1h，将改性剂缓慢加入反应容器后搅拌3h，停止加热，利用余热继续搅拌至冷却至室温即获得改性纳米二氧化硅流体。
[0068]
对比例1～3和实施例1～8中改性纳米二氧化硅流体总质量为100g，水的用量为改性纳米二氧化硅流体总质量100g-其他组分的用量。
[0069]
对比例1～3和实施例1～8的制备方法相同，且所用的纳米二氧化硅硅溶胶亲水型纳米二氧化硅溶胶中二氧化硅含量均为40％，所述亲水型纳米二氧化硅溶胶的平均粒径均为10nm；密度均为1.109g/ml，ph均为9。不同的地方如表1所示。
[0070]
表1对比例1～3和实施例1～8的制备原料、用量及改性温度
[0071]
[0072][0073]
将0.1g对比例1～3和实施例1～8的改性纳米二氧化硅流体分别加入99.9g水中，搅拌均匀后，采用dls仪评价其粒径分布，采用旋转滴法测试其油水界面张力，采用接触角
评价装置评价其润湿转变能力和油滴剥离能力，采用渗吸瓶评价其渗吸采收率，评价结果如表2所示。
[0074]
表2对比例1～3和实施例1～8的实验结果
[0075][0076]
由表2可知，改性后纳米流体界面张力、润湿转变性、油滴剥离性和渗吸采收率明显高于常规表面活性剂溶液和未改性纳米流体。
[0077]
由表2可知，改性剂和低温稳定剂种类和加量相同的情况下，改性温度越高改性后纳米流体界面张力、润湿转变性、油滴剥离性和渗吸采收率越好。
[0078]
由表2可知，在低温稳定剂种类和加量相同，改性剂加量相同，评价改性后纳米流体界面张力、润湿转变性、油滴剥离性和渗吸采收率等，三元复合改性效果优于二元复合改性优于单以改性剂改性。
[0079]
由表2可知，低温稳定剂种类和加量相同，改性剂总加量和种类相同情况下，不同改性剂加量相同时，改性后纳米流体界面张力、润湿转变性、油滴剥离性和渗吸采收率越好。
[0080]
将对比例2～3和实施例1～8中所用亲水型纳米二氧化硅溶胶(改性前sio2)进行sem和dls分析，结果如图1及图3所示；
[0081]
将对比例3制备得到的改性纳米二氧化硅流体(改性后sio2)进行sem和dls分析，结果如图2及图3所示。由图1～3综合分析可知，改性后纳米流体粒径约10nm左右。
[0082]
滑溜水压裂液
[0083]
对比例4～15和实施例9～14的滑溜水压裂液的制备方法：
[0084]
取一定量实施例所制备的改性纳米二氧化硅流体加入水中搅拌，加入多功能添加剂搅拌，加入一定量减阻剂搅拌，配置总量为100g的活性纳米流体强化滑溜水压裂液体系。
[0085]
对比例4～15和实施例9～14的滑溜水压裂液的制备方法不同，不同的地方详见表3。
[0086]
表3对比例4～15和实施例9～14的滑溜水压裂液的原料及用量
[0087]
[0088][0089]
10cm管内径、35l/min排量下评价对比例4～15和实施例9～14的滑溜水压裂液的减阻率。实验结果如表4所示。
[0090]
将对比例4～15和实施例9～14的滑溜水压裂液在1000s-1
剪切破胶30min后获得破胶液。采用渗吸瓶评价破胶液渗吸采收率。实验结果如表4所示。
[0091]
表4对比1～12和实施例1～6的滑溜水压裂液的实验结果
[0092][0093]
由表4可知，相较于只添加减阻剂的常规滑溜水，活性纳米流体强化滑溜水压裂液体系减阻率和渗吸采收率更佳，且纳米流体加量越高，减阻率和渗吸采收率越高。
[0094]
由表4可知，相同改性纳米流体加量下，减阻剂加量过大不利于其减阻和渗吸。
[0095]
由表4可知，相同纳米流体和减阻剂加量下，两性聚丙烯酰胺作为减阻剂减阻率和采收率优于聚丙烯酰胺、部分水解聚丙烯酰胺、阳离子型聚丙烯酰胺、胍胶、阳离子改性胍胶和羟丙基改性胍胶。
[0096]
不同体系闷井排驱性能
[0097]
采用页岩油动态排驱评价装置，评价不同闷井时间下改性纳米流体、对比例17中的普通滑溜水破胶液和实施例15～18的滑溜水压裂液破胶液动态排驱性，破胶液的制备方法为：将普通滑溜水或滑溜水压裂液以3000转/min的转速搅拌5min即得普通滑溜水破胶液或滑溜水压裂液破胶液。结果见表5。
[0098]
表5改性纳米流体、普通滑溜水和滑溜水压裂液动态排驱性的测试结果
[0099][0100][0101]
由表5可知，活性纳米流体的滑溜水压裂液排驱采油率明显高于改性纳米流体、滑溜水破胶液；且随着闷井时间越长排驱采油率越高。
[0102]
尽管上述实施例对本发明做出了详尽的描述，但它仅仅是本发明一部分实施例，
而不是全部实施例，还可以根据本实施例在不经创造性前提下获得其他实施例，这些实施例都属于本发明保护范围。