新型共聚物压裂液性能研究及在低渗透油藏的应用

李 平 王军成 李本旭 高新义

（河南省新乡市富邦科技有限公司）

新型共聚物压裂液性能研究及在低渗透油藏的应用

李 平 王军成 李本旭 高新义

（河南省新乡市富邦科技有限公司）

针对低渗透致密油气储层在压裂施工过程中使用的常规植物胶压裂液对储层伤害严重的情况。研制的新型多元共聚物压裂液体系，残渣含量少、易破胶、返排彻底。压裂液体系的主材料稠化剂CH99通过引入磺酸抗盐单体和支链剂具有很强的耐剪切性能，溶解快速，便于现场配制，无残渣，对储层伤害小；压裂液体系室内性能评价完全能达到低渗透致密油气藏压裂施工要求。在鄂尔多斯盆地南部红河油田长8储层的现场应用表明，新型多元共聚物压裂液体系比常规压裂液携砂性能好，对地层伤害低，取得了很好的增产效果。图5表5参6

多元共聚 压裂液 冻胶 低渗透 致密 伤害 流变性

0 引言

近年来，致密砂岩油气已经成为美国、加拿大等能源大国主要油气来源，国内的鄂尔多斯盆地、川西、长庆西峰等油气藏均属于低孔、低渗透、致密油气藏。随着勘探开发力度的增强，大量的低渗透油气藏被发现，但是这类油气藏具有地质情况复杂，开采难度大，产量低等特点［1］，我国低渗透油气藏的比例越来越高，分布较广。

目前低渗透致密油气藏压裂施工使用的稠化剂主要是天然植物胶及其衍生物［2］，所配制的压裂液耐温性差，易生物降解，现场基液不易过长放置，且水不溶物较多，破胶不彻底，不溶物的残渣含量高，与地层配伍性差。使用的交联剂大多为有机硼交联剂［4］，交联环境为弱碱性，不适合于碱敏性储层［5］。

针对鄂尔多斯盆地大牛地气田盒1、红河油田长8等储层［6］，储层平均孔隙度小于10.0%，渗透率小于0.5 mD，研究开发出的新型多元共聚物压裂液稠化剂CH99，避免了植物胶压裂液高伤害、高摩阻和常规聚合物压裂液不耐剪切、破胶不彻底等问题。用多元共聚物压裂液稠化剂CH99配制的压裂液体系晶莹透亮，共聚物的水溶性好，具有残渣少、对地层伤害小等特点。

1 实验药品和仪器

1.1 实验药品

丙烯酰胺（AM），工业品；

2－丙烯酰胺基－甲基丙磺酸（AMPS），工业品；

丙烯酸（AA），工业品；

氢氧化钠，分析纯；

引发剂、催化剂，自制；

助排剂（ZP－99）、黏土稳定剂（NW－99），自制；

过硫酸铵（APS），分析纯。

1.2 实验仪器

实验用小型反应釜（GCF－1），威海景达化工机械有限公司

六速旋转黏度计（ZNN－D6），青岛海通达专用仪器厂；

HAAKER S600流变仪，德国Thermo Scientific；

高温高压失水仪，青岛海通达专用仪器厂；

表面张力仪，德国KRUSS；

高温高压泥页岩膨胀仪（YP－01B），华北石油新科技术有限公司；

油气藏伤害评价仪（FCES－100），石油大学（华东）。

2 主材料研发

针对油田压裂工艺应用的要求，通过立项、室内研发、工厂规模化生产及现场应用施工，开发了新型多元共聚物压裂液体系稠化剂和交联剂。

2.1 多元共聚物稠化剂研制

按照一定的比例将丙烯酰胺、AMPS和其它单体配成一定浓度的水溶液，在一定的搅拌速率下搅拌溶液，加入引发剂、催化剂，经过特殊工艺生产合成。引

入磺酸抗盐单体，以适应各地区水质的不同，同时还引入疏水支链剂单体，用以改变线性分子结构成为枝型分子结构，使产品具有很强的抗温耐剪切能力［7］。

多元共聚物稠化剂水溶液为连续密实的网络结构，通过扫描电镜观察得知，稠化剂水溶液由长短不一的纤维素交织而成，如图1所示。

图1 0.1 g／mL稠化液扫描电镜照片

2.2 交联剂

通过金属离子与盐酸、乙酸及柠檬酸的混合酸在一定的条件下络合而成多元共聚物压裂液交联剂，能和稠化液形成很好的交联体系，交联时间在30～180s之间可调，可以满足各种低温浅井和高温深井施工的要求。

3 压裂液体系配方优化

3.1 压裂液体系通用技术条件

压裂液体系携带支撑剂进入井底，提高井底裂缝及近井筒地带裂缝的导流能力，达到提高油气产量的目的。压裂液体系性能测试按照石油天然气行业标准《SY／T 6376－2008压裂液通用技术条件》（以下简称《标准》）进行。

3.2 稠化剂基液的确定

多元共聚物稠化剂室内评价用自来水配制成基液，水溶液浓度在0.35%，黏度能达到28.0 mPa·s，浓度在0.50%，黏度能达到45.0 mPa·s。聚合物溶胀20 min后，基液粘度基本保持不变。

不同浓度稠化剂基液黏度溶胀时间如图2所示。

图2 不同浓度稠化剂基液黏度随时间的变化值

3.3 交联比的确定

分别选用0.4%、0.5%浓度的多元共聚物作为稠化剂基液，改变基液与交联剂的交联比，得出交联比对冻胶黏度和交联时间的影响关系。

不同交联比下压裂液交联时间和冻胶黏度如表1所示。

表1 交联比对交联时间和冻胶黏度的影响

根据交联时间和冻胶体黏度的综合考虑，多元共聚物压裂液体系稠化剂浓度0.4%，交联比选择100∶0.4；浓度0.5%，交联比选择100∶0.45。

3.4 体系配方的确定

针对大牛地气田二叠系储层和红河油田三叠系储层优化出两套适合不同地层温度的多元共聚物压裂液体系，分别为60℃和90℃下体系，配方如表2所示。

表2 不同温度下聚合物压裂液体系配方

4 多元共聚物压裂液体系性能评价

4.1 流变性

压裂液流变性是检验其携砂性能的一个重要参数，主要考察液体受剪切作用影响下的稳定性程度［8］。使用德国HAAKER S600流变仪测试压裂液冻胶体系的流变性能。考虑鄂尔多斯盆地南部油田和北部气田的储层温度，分别在60℃和90℃剪切速率在170 s－1条件下测试，结果，经过135 min的剪切，配方1与配方2压裂液体系黏度仍保持在100 mPa ·s左右，完全能满足施工过程中携砂要求。

黏温曲线如图3，图4所示。

图3 60℃压裂液冻胶在170 s－1条件下剪切流变曲线

图4 90℃压裂液冻胶在170 s－1条件下剪切流变曲线

4.2 滤失性能

在不同温度下，对压裂液体系进行静态滤失实验，分别测得多元共聚物压裂液冻胶体系在60℃和90℃下的滤失量，如表3所示。

表3 压裂液冻胶体系滤失性能

依据《标准》所示检测方法，测得压裂液体系的初始滤失量小于5.0 mL，滤失速度小于1.5×10－4m／min，滤失系数小于9.8×10－4m／min1／2。由此可见，该压裂液体系具有很好的降滤失性能。

4.3 破胶性能及残渣含量

常规压裂液低温破胶一直是压裂工艺的技术难题，多元共聚物压裂液体系选用过硫酸盐作为破胶剂时破胶彻底，60℃时破胶剂加量只需0.05%，2 h后黏度低于5 mPa·s；90℃时破胶剂加量仅需0.02%，30 min后黏度低于5 mPa·s，便于返排。

压裂液体系在60℃、90℃下破胶实验结果如表4和表5所示。

表4 压裂液冻胶体系60℃破胶实验

表5 压裂液冻胶体系90℃破胶实验

4.4 破胶液体系界面活性

实验测得多元共聚物压裂液体系破胶液表面张力为21.67 mN／m，与煤油的界面张力为1.21 mN／m，均很低，有利于压裂后破胶返排，降低压裂液体系对储层的伤害。

4.5 破胶液防膨稳定性能

鄂尔多斯盆地二叠系储层、三叠系沉积相带砂体发育，储层含黏土矿物，遇水会发生分散运移、膨胀，堵塞油气通道，降低储层渗透率。

使用高温高压膨胀仪测试压裂液破胶液防膨率达到86%，对黏土具有极好的防膨稳定性。

4.6 破胶液体系残渣量

压裂液体系破胶液残渣质量浓度仅为83 mg／L，远低于胍胶体系及其他常规聚合物压裂液体系的300 mg／L，对储层和支撑剂导流能力伤害很小，属于清洁压裂液。

4.7 基质伤害性能

选用HH1057井长8储层岩心进行多元共聚物压裂液破胶液伤害实验。岩心孔隙度为11.7%。先使用地层水饱和储层岩心，测试其束缚水条件下的渗透率为0.48 mD，再使用破胶液反向注入对其进行伤害，测定伤害后岩心束缚水条件下的渗透率为0.41 mD，岩心渗透率伤害率仅为14.58%，小于油田企业拟订的红河油田储层伤害率30%的最低限度。

5 现场应用

现场采用多元共聚物压裂液体系对鄂尔多斯盆地南部红河油田126井长8储层进行加沙压裂。

5.1 储层物性

长8层测井解释孔隙度为10.4%～14.2%，渗透率为0.45 mD，含油饱和度为10.3%～15.4%，属于低孔、超低渗油层。原始地层压力20.27MPa，压力系数0.9；加砂地层温度69.06℃，温度梯度2.52℃／100m。地层水呈弱酸性，水型为CaCl2型，总矿化度44904～77361 mg／L。

5.2 应用效果

现场压裂施工表明，该压裂液体系摩阻较低，只有普通胍胶压裂液的50%～60%，清水的30%，携砂性能良好，平均砂比26.9%；施工过程压力平稳，顺利完成了35 m3陶砂的加砂压裂。压裂施工综合曲线见图5。

图5 红河126井长8储层压裂施工综合曲线

8 h后测试返排液黏度为3.5 mPa·s，表面张力23.6 mN／m，Cl－含量为11000 mg／L，返排液中已见油花。压后返排率达86%，初期日产液体1.60 m3，含油0.4 t。对比附近同井况红河128井，胍胶压裂施工后，初期日产液体1.38 m3，含油0.36 t；相比胍胶压裂，每方砂增油0.035 t／d。由此可见，多元共聚物压裂液施工方便，返排彻底，增产效果较为明显。

6 结论

（1）使用多种单体共聚合成的压裂液稠化剂水溶性好，残渣含量小，与交联剂胶联形成的冻胶体系具有很好的耐温、耐剪切性能。

（2）多元共聚物压裂液体系在170 s－1下剪切135 min后，黏度仍能保持在100 mPa·s；滤失量小，滤失系数小于9.8×10－4m／min1／2；破胶彻底，破胶液表面张力小于25 mN／m，便于返排；对砂岩储层具有很好的防膨稳定性，破胶液对岩心渗透率的伤害值只有14.58%，属于清洁压裂液。

（3）现场应用表明，在使用现有的压裂设备和工艺的条件下，多元共聚物压裂液体系仍能取得良好的施工和增产效果。相比较胍胶体系，具有更好的抗剪切性能和低摩阻特性。

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2 姚广聚，彭红利，熊钰，等.低渗透砂岩气藏气体渗流特征［J］.油气地质与采收率，2009，16（4）：104－109.

3 罗彤彤，卢亚平，潘英民.高温交联剂合成工艺研究［J］.矿冶，2006，15（3）：56－58.

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5 李宝林.大牛地气田致密气藏水力加砂压裂工艺技术研究与应用［J］.科技情报开发与经济，2008，18（11）：128－130.

6 候晓辉，王煦，王玉斌.水基压裂液聚合物增稠剂的应用状况及展望［J］.西南石油学院学报，2004，26（5）：1－3.

（修改回稿日期 2013－05－07 编辑 景岷雪）

李平，男，1981年出生，硕士；2009年毕业于西南石油大学研究生院，工程师；主要从事钻井完井液及压裂、酸化方面的研究和开发工作。地址：（453000）河南省新乡市小店工业园区天峰街1号河南省新乡市富邦科技有限公司。电话：15936565434。E－mail：leeping11＠163.com