背景技术
：近年来，随着世界经济的迅猛发展，天然气资源的开发和利用受到广泛关注，由于其特有的生烃及成藏机理，在世界范围内，天然气资源主要赋存于深部致密地层，该类储层埋藏历史久远，埋藏深度大，物性条件差，自然产能低，只有进行压裂增产改造才能达到理想的商业储量和开采价值。压裂液是压裂施工的工作液，用于在施工中传递能量，使储层张开裂缝，并沿裂缝输送支撑剂，从而在储层中形成一条高导流能力通道，以利于油/气从地层远处流向井底，达到增产目的。深层致密气藏储层地质条件复杂，压裂措施实施难度大，施工过程中，压裂液要不断经受过度的剪切和长时间地处于储层高温环境中，在这种条件下，压裂液如果不能具有良好的温度稳定性和剪切稳定性将难于保持稳定和持续的造缝能力，并由于过早降解和滤失而失去悬砂能力。同时，由于深层致密气藏压裂施工规模大、压裂施工排量高、压裂液沿程摩阻高，如不能良好地控制交联延缓性能、降低施工摩阻，将导致施工的失败。因此，在深层致密气藏大型压裂中，压裂液性能是决定施工成败的关键因素之一。压裂是目前储层增产改造的最有效手段，为了进一步挖掘天然气储量和提高天然气开发效益，近年来，国内外都积极开展了相关技术研究和试验，但施工成功率仍然较低，除了由于深部储气层的复杂性和地质认识的艰巨性外，压裂裂缝的启裂、延伸机理和适应的压裂工作液研究还存在局限。
发明内容
：本发明的目的是针对深层致密气藏增产改造而提出一种深层致密气藏压裂液，该压裂液不仅具有良好的流变学和流体力学性质，而且能够满足裂缝控制的特殊需要。本发明的压裂液由以下重量百分比的成分混合而成：增稠剂0.2～1.0％、表面活性剂0.05～0.2％、粘土稳定剂0.1～1％、杀菌剂0.01～0.2％、缓冲剂0.05～0.2％、温度稳定剂0.1～0.5％、高温交联剂0.1～0.5％、交联控制剂0.1～0.5％、破胶剂0.001～0.01％、破胶催化剂0.0001～0.001％、消泡剂0.01～0.1％、降滤失剂1～5％、余量为水。本发明具有如下特点：(1)耐高温性：由于压裂液网状结构大分子的耐温性能主要受二个因素控制，一是聚合物主链的稳定性：通过实验研究表明，水溶性聚合物(植物胶)分子主链在温度达到177℃时迅速降解，即植物胶分子的耐温极限为177℃，根据这个特点，通过采用温度稳定剂去除液体中的游离氧，减小其对热降解的催化作用来提高稠化剂分子的热稳定性，为体系温度稳定性提供基础；二是交联基团的稳定性：本发明的压裂液体系采用温度稳定剂与聚合物自由基反应，提高交联剂金属离子与聚合物羟基官能团的亲和性，使压裂液在高温环境中得以稳定。(2)抗剪切性：本发明采用的交联剂为温度依赖型交联剂，它使得交联动力学反应成为温度控制过程，在常温下，交联速度缓慢，降低地面机械剪切对压裂液结构的破坏，到达井底后，温度升高，交联速度加快，压裂液运移过程中，粘度逐渐升高，并且随着裂缝近井阶段温度逐渐降低，压裂液增粘高点不断前移，逐步达到增粘高峰。(3)优化破胶：采用数值模拟方法，计算不同施工阶段裂缝温度变化及各部分压裂液(即不同批次的压裂液)暴露于地层原始温度下的时间，并结合室内试验，从而确定不同阶段破胶剂用量，施工结束后，随着地层温度升高，压裂液沿着裂缝方向逐步破胶，从而使压裂液获得预期的破胶效果。(4)低摩阻：压裂液作为幂率流体，随着其非牛顿程度的增加，层流范围的雷诺数越大，本压裂液体系通过优化交联控制剂用量，控制压裂液在管路输送过程中的流变性，改善压裂液立体网状结构的柔顺性，降低压裂液摩阻。(5)控制滤失：深气层埋藏历史久远，经历了复杂的构造运动，多发育有极为丰富的微裂缝和孔洞，从而导致在裂缝延伸过程中压裂液迅速滤失，施工失败，滤失控制技术包括控制储层基质滤失、控制近井多裂缝扩展和控制裂缝延伸过程中与之相交的微裂缝；在滤失控制技术研究中，通过压裂模拟，分析压裂液滤失机理，采用相应措施：一是筛选评价研究，确定适宜的降滤失剂，降低基质滤失；二是注入高粘度压裂液段塞，封堵近井多裂缝，提高主裂缝中净压力，使主裂缝得到有效扩展；三是采用固相颗粒降滤失剂，封堵人工缝延伸过程中遇到的微裂缝，通过以上三项技术，提高压裂液效率。本发明具有耐高温、抗剪切性能好、破胶效果好、降低压裂液摩阻、提高压裂液效率和降低基质滤失的优点。
具体实施方式
：具体实施方式一：本实施方式的压裂液由以下重量百分比的成分混合而成：增稠剂0.2～1.0％、表面活性剂0.05～0.2％、粘土稳定剂0.1～1％、杀菌剂0.01～0.2％、缓冲剂0.05～0.2％、温度稳定剂0.1～0.5％、高温交联剂0.1～0.5％、交联控制剂0.1～0.5％、破胶剂0.001～0.01％、破胶催化剂0.0001～0.001％、消泡剂0.01～0.15％、降滤失剂1～5％、余量为水。所述增稠剂为羟丙基改性胍胶、胍尔胶、羟丙基改性胍胶、羧甲基羟丙基改性胍胶、香豆胶、黄原胶或羧甲基纤维素；所述表面活性剂为含氟表面活性剂或阴离子表面活性剂；所述粘土稳定剂为小分子量粘土稳定剂或KCl；所述杀菌剂为异噻唑林、表面活性剂和戊二醛复配物；所述缓冲剂为有机酸碱缓冲剂；所述温度稳定剂为硫代硫酸钠与低分子醇复配物；所述高温交联剂为复合过渡金属盐高温交联剂；所述交联控制剂为多元醇交联控制剂；所述破胶剂为氧化型破胶剂；所述破胶催化剂为亚硫酸盐；所述消泡剂为有机硅消泡剂；所述降滤失剂为烃类降滤失剂。
具体实施方式
二：本实施方式的压裂液由以下重量百分比的成分混合而成：增稠剂0.3～0.5％、表面活性剂0.06～0.1％、粘土稳定剂0.2～0.5％、杀菌剂0.02～0.1％、缓冲剂0.06～0.12％、温度稳定剂0.15～0.3％、高温交联剂0.15～0.25％、交联控制剂0.2～0.3％、破胶剂0.002～0.05％、破胶催化剂0.0002～0.0005％、消泡剂0.02～0.05％、降滤失剂1.5～3％、余量为水。
具体实施方式
三：本实施方式的压裂液由以下重量百分比的成分混合而成：增稠剂0.6～0.9％、表面活性剂0.12～0.18％、粘土稳定剂0.6～0.9％、杀菌剂0.12～0.18％、缓冲剂0.15～0.19％、温度稳定剂0.32～0.48％、高温交联剂0.35～0.45％、交联控制剂0.35～0.4％、破胶剂0.06～0.09％、破胶催化剂0.0006～0.0009％、消泡剂0.06～0.09％、降滤失剂3.5～4.5％、余量为水。
具体实施方式
四：本实施方式的压裂液由以下重量百分比的成分混合而成：增稠剂0.4％、表面活性剂0.08％、粘土稳定剂0.3％、杀菌剂0.025％、缓冲剂0.07％、温度稳定剂0.2％、高温交联剂0.18％、交联控制剂0.22％、破胶剂0.003％、破胶催化剂0.0004％、消泡剂0.03％、降滤失剂2％、余量为水。
具体实施方式
五：本实施方式的压裂液由以下重量百分比的成分混合而成：增稠剂0.8％、表面活性剂0.16％、粘土稳定剂0.8％、杀菌剂0.17％、缓冲剂0.18％、温度稳定剂0.45％、高温交联剂0.4％、交联控制剂0.38％、破胶剂0.08％、破胶催化剂0.0008％、消泡剂0.08％、降滤失剂4.2％、余量为水。
具体实施方式
六：本实施方式的压裂液由以下重量百分比的成分混合而成：增稠剂0.62％、表面活性剂0.123％、粘土稳定剂0.42％、杀菌剂0.10％、缓冲剂0.156％、温度稳定剂0.27％、高温交联剂0.285％、交联控制剂0.152％、破胶剂0.003％、破胶催化剂0.0002％、消泡剂0.048％、降滤失剂3％、余量为水。
具体实施方式
七：本实施方式的压裂液CHTG由以下重量百分比的成分混合而成：羟丙基改性胍胶0.62％、阴离子表面活性剂0.123％、小分子量季铵盐粘土稳定剂0.42％、异噻唑林、表面活性剂和戊二醛复配杀菌剂0.10％、富马酸与碳酸钠混合缓冲剂0.156％、硫代硫酸钠与低分子醇复配温度稳定剂0.27％、过渡金属盐高温交联剂0.285％、多元醇交联控制剂0.152％、氧化型包裹破胶剂0.003％、亚硫酸盐破胶催化剂0.0002％、有机硅消泡剂0.048％、烃类降滤失剂3％、余量为水。下面对本实施方式压裂液的应用效果进行详细说明：(1)XS1井位于黑龙江省肇州县境内，全井包括登娄库组、营城组、沙河子组，XS1井K1sh 234-235层深度4480.0～4435.2m，储层中部温度约170℃。针对该层的压裂液体系在170℃条件下，剪切2.5h，粘度为125.0mPa.s，满足了K1sh 234-235层施工的需要，其高温压裂液流变性能表1、XS1井高温压裂液耐温性能曲线图见图1。
表1
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(2)XS1井K1yc 149-150号层为巨厚储层，是XS1井的主力产层，储层厚度253.6m，设计压裂裂缝半长131.0m，加砂100.0m3，压裂液960.0m3，预计施工时间3h。XS1井压裂液体系抗剪切性能见图2，从图中可以看出，在150℃、170s-1条件下剪切4.0h，粘度大于80mPa.s，满足了施工要求。