青海民和地区压裂液体系研究及应用

栾 飞，王 淞，熊 欣，马传贺，孙 斌，刘志强

（中原石油工程有限公司井下特种作业公司，河南濮阳 457164）

民和盆地位于甘肃与青海的交界处，为青藏高原东北缘与黄土高原的交接部位，是在中祁连隆起带上发育起来的断坳山间沉积盆地。巴州坳陷是民和盆地最有利的生油凹陷，位于民和盆地西南部、属于盆地的次级构造单元，巴州坳陷平均孔隙度为10.47 %，平均渗透率为3.669×10-3μm2；窑街-亨堂组是盆地的主力储层，平均孔隙度为6.561 %，平均渗透率为2.56×10-3μm2，渗透率低，物性差，岩性致密，为典型的低渗透储层。2012 年中原油田与国融红杉公司合作对民和地区4 口井进行压裂改造，在前期的压裂准备中，发现所取配制压裂液的水源水的矿化度高，配制的压裂液体无法满足压裂携砂要求。

1 水质分析与处理方法

1.1 水质分析

根据标准SY/T5523-2006 油水分析方法对该地区不同水源点进行取样进行矿化度、pH 值测定，并与常规配液用水进行对比，其结果（见表1）。

通过比较分析，发现所取4 个水样的矿化度高于正常值将近10 倍，含有大量的钙、镁等金属离子。

1.2 对压裂液性能的影响

使用吴茵混调器在转速1 400 r/min 搅拌5 min，配制成4 个水样的0.5 %浓度的常规羟丙基胍胶（CRJ）压裂液，静置2 h，产生白色絮状沉淀（见图1）；使用有机硼交联剂C-150 做常温挑挂，无法完全挑挂（见图1）；用Fann-35 粘度计170 s-1条件下，每隔一段时间进行粘度测试发现其起粘时间变长（见图2）；使用德国哈克公司的Rt20 高温流变仪在120 ℃，170 s-1，90 min的条件下进行高温流变试验（见图3），在20 min 左右粘度降到100 mPa·s 以下, 无法满足压裂液携砂抗高温高剪切的要求。

表1 民和地区水样基本离子分析表

图1 样配制压裂静置状态及常温挑挂试验

产生以上现象的原因是水样中Ca2+、Mg2+等高价金属离子浓度大，与胍胶高分子基团作用，发生交联使其难溶胀，导致水溶液分层，出现白色絮状物，这些金属离子还会与溶液中的碱反应产生沉淀降低溶液的pH值进而影响其交联性能和抗高温高剪切能力。

1.3 水质处理方法的研究

为了使水源水满足配制要求，需要对水样进行处理，去离子化。现在主要运用膜分离法，反渗透法，蒸馏淡化法和电渗析法进行高矿化度水的处理，但是，为满足配制压裂液工序简单，高效，低成本和低能耗的要求。选定了化学处理方法。即通过化学物质与水中离子进行络合反应，形成稳定的络合物，在通过其他的化学物质使之沉淀，从而达到去除离子的目的。

根据水样全分析的结果确定水中含量最多的是钙镁这些金属离子，所以选择与金属离子络合反应彻底的处理剂A 和处理剂B 混合使用，再根据水样的矿化度值，经过计算确定其使用的比例是0.3 %处理剂A+0.3 %处理剂B。

处理过后的水样配制的压裂液已经没有分层，沉淀和不溶胀现象，起粘时间也达到了要求（见表2）

表2 处理后水样配制压裂液的起粘时间

使用处理后的4 个水样配制压裂液和有机硼交联剂C-150 按100：0.5 的比例使用Rt20 高温流变仪在120 ℃，170 s-1，90 min 的条件下进行高温流变试验（见图4）。处理过的4 个水样配制的压裂液在90 min 内粘度都维持在300 mPa·s 以上符合压裂施工携砂的要求。

2 压裂液体系

2.1 压裂液配方的选定

图2 四个水样水配制压裂液粘度变化曲线

图3 水样水配制压裂液的高温流变曲线（120 ℃，170 s-1，90 min）

图4 水样水配制压裂液的高温流变曲线（120 ℃，170 s-1，90 min）

根据地层岩石分析，经过大量的室内实验，在满足施工的前提下确定了使用羟丙基瓜尔胶（GRJ）压裂液，具体配方如下：1.00 %防膨剂+0.05 %SJ-1+0.10 %DB-80+0.05 %JS-PR+0.50 %GRJ-11+0.3 %Na2S2SO3+0.14 %NaOH+0.2 %C-150+0.2 %SCL-1。

采用人造岩心评价了此配方下压裂液对岩心渗透性的影响，其伤害率平均为11.79 %，表明在压裂液中通过应用综合保护地层和处理措施，有效地降低了岩心伤害程度，为取得良好的施工效果提供了保证。

2.2 压裂液的配伍性

当外来的流体进入地层后，压裂液滤液与地层矿物或地层水如果不配伍，就发生反应生成沉淀乳化等造成堵塞，或压裂液残渣及其它固相堵塞支撑剂孔道，降低导流能力。影响压裂效果。因此进入地层流体应与地层有良好的配伍性。根据民和地层的特点此液体体系与地层配伍。

2.3 压裂液的高温流变性能评价

用吴茵混调器按照配方用处理后的水配制GRJ 压裂液，在实验条件：120 ℃实验仪器，RT20，170 s-1，60 min条件下进行高温流变实验（见图5），由图5 可以看出液体体系的粘度满足设计的要求。

图5 高温压裂液流变曲线

2.4 压裂液破胶性能

青海民和地区储层物性中孔细喉型及中孔中喉型储层，其压裂液残渣对地层影响严重。羟丙基瓜尔胶本身在残渣和水不溶物此两项指标方面不可能有很大的降低。因而在考虑了稠化剂带入地层的残渣和水不溶物而引起伤害时，只有采用快速返排技术，减小液体在地层停留时间。对于油井影响液体快速返排主要问题是液体是否快速彻底破胶。为了达到使液体快速破胶，选择了以过硫酸盐为主破胶剂的三元破胶体系即：胶囊破胶剂+APS+H2O2（见表3，图6）。

表3 120 ℃，170 s-1 破胶剂性能评价

图6 120 ℃高温破胶曲线

3 配制方法

图7 红8-1 井现场施工曲线

对压裂液罐逐个清洗干净，其标准为无残酸、残碱、残菌、铁锈、油污及其它机械杂质。配液前按设计准备清水，按照以下程序处理：

处理剂A（循环30 min，待反应完全）→处理剂B（循环30 min 待反应完全）→pH 调节剂（检测pH 复合配液要求）。

使用经过化验人员按质量标准严格检测过的化工料。按设计配方和用量配制压裂液。基液添加剂加入顺序：KCl→GRJ→SJ-1→DB-80→JS-PR→海波→片碱。

压裂基液依次单罐配制，监测配液全过程，保证了每一罐液体循环均匀。从加入瓜胶开始，开始启动搅拌，加完瓜胶后搅拌时间不小于30 min，配制好的压裂液没有鱼鲕、豆眼等现象。

液体各项指标满足要求：各罐基液粘度误差不超过3 mPa·s；综合基液粘度误差不超过2 mPa·s。

4 现场应用

青海民和地区压裂工作从2012 年6 月15 日至2012 年6 月18 日顺利完成了4 口井次的压裂任务，所压裂的四口井的施工概况为：施工排量：3.0～4.2 m3/min，共加砂：82.64 m3，共注入液体809 m3；最大排量：4.2 m3/min（见图7）。

在压裂液的应用方面，水质调节合格，现场配液情况良好，基液粘度，pH 值达到设计要求，现场挑挂交联试验结果良好，延缓交联时间达到设计要求，认定该压裂液达到室内实验指标，符合工艺要求。

压裂施工过程中，由现场监测数据表明，各种添加剂使用情况良好，其压力、排量数据显示压裂液性能良好。从压裂液返排情况看，施工结束后，按工艺要求立即放喷，压裂液破胶情况良好，平均返排率为86.5 %，返排顺利，破胶液粘度达到工艺要求。

5 结论

（1）民和地区压裂用水矿化度高影响压裂液的携砂性能，抗高温高剪切的性能，通过研究得到了有效的降低矿化度的方法，使之满足压裂施工的要求。

（2）形成了适合民和地区的压裂液体系。

（3）通过现场应用确定了此压裂液体系的添加剂和破胶剂的使用方法和配制压裂液的流程，压裂的成功充分证明了处理方法的可行性和压裂液体系的适应性。

［1］ 佟曼重主编.油田化学［M］.东营石油大学出版社，1997.

［2］ 米卡尔.J 埃克诺米德斯.油层增产措施（第三版）［M］.北京：石油工业出版社，2002.