高密度瓜胶压裂液体系的研究与应用

崔会杰 余东合 李建平 车 航 李玉涛 周 汉

（1.中国石油华北油田公司，河北任丘 062552；2.中国石油渤海钻探井下作业公司，河北任丘 062552）

高密度瓜胶压裂液体系的研究与应用

崔会杰1余东合1李建平1车 航1李玉涛1周 汉2

（1.中国石油华北油田公司，河北任丘 062552；2.中国石油渤海钻探井下作业公司，河北任丘 062552）

针对华北油田家29断块与岔71断块高压油气层压裂改造难度大的问题，室内优选出溴化钠与硝酸钠复配加重剂，研发了高密度压裂液体系。研究结果表明，该压裂液体系的密度1.20～1.55 g/cm3可调，160 ℃、170 s-1条件下剪切90 min后黏度大于100 mPa·s。在华北油田进行了4口井的现场应用，与普通压裂液相比，施工排量提高了1.0～1.5 m3/min，砂比提高了5～16个百分点，井口压力降低了7～15 MPa，压裂效果较同区块邻井显著提高。

高压油气层；高密度压裂液；加重剂；现场应用

异常高压油气层压裂改造时不仅对设备与管柱性能要求较高，而且施工排量与砂比也受到限制，致使难以达到理想的压裂效果。目前异常高压油气层压裂时常使用加重剂来增加压裂液密度，通过提高液柱压力来降低井口施工压力。常用的溴化钠加重压裂液价格较高，而氯化钾加重压裂液最大密度仅为1.15 g/cm3，液柱压力增加有限［1-4］，都不宜大范围推广应用。为此，研发出一种成本低、密度高、耐温抗剪切性能好的新型加重压裂液体系，能够满足高温高压油气层改造对压裂液密度和耐温性的需求。

1 高密度压裂液配方的优选

1.1 加重剂

高密度压裂液常用的加重剂为可溶性无机盐，要求溶解度高、盐水密度高、与压裂液及地层流体配伍性好。常用无机盐在不同温度下的溶解度测定结果见图1。可以看出在0～30 ℃时，溴化钠与硝酸钠的溶解度最高，二者均属强酸盐，溶解后呈中性，与压裂液和地层流体的配伍性也较好。溴化钠价格较高，单独使用成本较高，因此提出将溴化钠与硝酸钠按一定比例复配使用。图2是30 ℃下硝酸钠与溴化钠按一定比例复配后饱和水溶液的密度，随溴化钠比例增加，其水溶液的密度逐渐升高，考虑成本因素，确定将硝酸钠与溴化钠以2∶1比例复配，此时其饱和水溶液密度为1.52 g/cm3，既能提高压裂液的密度，又能降低成本。

图1 常用盐类物质在不同温度下的溶解度

图2 30 ℃时硝酸钠与溴化钠复配后饱和水溶液的密度及成本对比

1.2 稠化剂

瓜胶粉增稠能力强，水溶胀性好，抗盐能力强，被广泛用作压裂液的稠化剂。选用羟丙基瓜胶一级粉作为加重压裂液的稠化剂。稠化剂的浓度与冻胶的性能有很大的关系，浓度过小，达不到所需黏度，影响压裂液的携砂和造缝能力；浓度过大，黏度过高，不仅成本高，而且压裂液的摩阻与残渣高。考察了常温下高密度压裂液原胶液的黏度，结果见图3。

图3 不同温度下稠化剂浓度与基液黏度的关系

在加重压裂液中加入0.4%～0.5%羟丙基瓜胶，在5～30 ℃时基液黏度可满足配液与压裂施工要求。

1.3 交联剂和pH值调节剂

可选择的交联物质有硼砂、硼酸、有机硼、有机钛和有机锆。有机锆交联剂不仅具有较好的耐温与耐盐能力，而且锆离子对黏土还具有较好的防膨胀作用，可用作高密度压裂液的交联剂。

压裂液最佳交联时间应与压裂液流经压裂管柱的时间相一致（2.5～5 min）。交联时间过长，易造成脱砂，使施工失败；交联过快，使压裂液摩阻增大，也会影响压裂施工。基液pH值对压裂液的交联性能与耐温性能影响很大。在45%加重剂+0.4%稠化剂的基液中加入不同量的pH值调节剂和0.3%有机锆交联剂，测定压裂液的交联时间与120 ℃时的黏度，结果见表1。可以看出，当基液pH值在10.5～11.5时，压裂液不仅具有一定的延迟交联时间，还具有较好的耐温性能。

表1 pH值对压裂液交联性能与耐温性能的影响

1.4 破胶剂

破胶剂种类很多，对于高温油气层压裂，一般选用胶囊破胶剂+过硫酸铵复合破胶体系，即携砂液前期锥形加入胶囊破胶剂，后期锥形加入过硫酸铵，使其半小时破胶。随着施工的进行，地层被压裂液冷却，温度逐渐降低，离施工结束时间越短，加入破胶剂量越大。因此，根据施工时间与裂缝中压裂液温度剖面，按锥形追加破胶剂，使压裂液的破胶时间与施工时间相一致，既能保证压裂液的造缝与携砂能力，又能使压裂液在施工结束后快速破胶、水化返排，减少压裂液对地层的伤害。经过实验，确定出了高密度压裂液在不同温度下、不同时间内（0.5～4 h）破胶所需破胶剂的用量，见表2。

表2 不同温度、时间下快速破胶所需破胶剂用量 %

1.5 高密度压裂液配方的确定

经过以上优选结果，确定高密度压裂液体系配方为：0.4%～0.5%羟丙基瓜胶+0.3%～0.45%有机锆交联剂+0.4%pH值调节剂+0.05%～0.3%过硫酸铵+0.4%耐温剂+30%～50%加重剂+0.5%助排剂+0.5%破乳剂+0.05%杀菌剂JA-1。

2 高密度压裂液性能评价

2.1 流变性能

采用HAAK流变仪，在温度160 ℃、剪切速率170 s-1条件下对压裂液的流变性能进行了测定，连续剪切90 min后，黏度大于100 mPa·s，可完全满足高温深井压裂施工的要求（图4）。

图4 高密度压裂液流变曲线

2.2 破胶实验

按配方配制压裂液，密封后在一定温度下恒温静置16 h，测定破胶液黏度、表面张力、对黏土的防膨率。由表3可看出，在不同温度下破胶后破胶液黏度小于5 mPa·s，表面张力小于26 mN/m，对黏土的防膨率大于86%，可保证压后顺利返排。

表3 压裂液破胶液性能

2.3 岩心伤害实验

用高密度压裂液和常规羟丙基瓜胶压裂液进行了岩心伤害率对比实验，结果见表4，两种压裂液对家29断块岩心的伤害率相似，平均伤害率＜30%。

表4 不同压裂液对家29断块岩心的伤害试验数据

3 现场应用

2012年在华北油田冀中地区使用加重压裂液施工4口井，成功率100%，与使用普通压裂液相比较，施工排量提高了1.0～1.5 m3/min，井口压力降低了7～15 MPa，压后投产效果较好（表 5）。

表5 不同压裂液施工情况对比

4 结论

（1）优选出的新型加重剂——硝酸钠与溴化钠的复配物，具有价格便宜、加重效果好、与压裂液和地层流体配伍性能好等特点。

（2）优选出耐温抗剪切性能好的高密度压裂液体系，密度在 1.20～1.55 g/cm3可调，耐温 160 ℃。

（3）使用高密度压裂液对深层、异常高压油气层压裂施工，能有效地降低施工压力，提高施工排量与砂比，提高压裂施工的成功率与效果。

［1］ 姚俊兰，车航，崔会杰，等.压裂液延迟交联与快速破胶技术［J］.钻井液与完井液，2003，20（4）：24-26.

［2］ 段志英.高压深井压裂液加重技术研究进展［J］.断块油气田，2010，17（4）：500-502.

［3］ 段志英.国外高密度压裂液技术研究进展［J］.国外油田工程，2010，26（6）：32-33，37.

［4］ 程兴生，张福祥，徐敏杰，等.低成本加重瓜胶压裂液的性能与应用［J］.石油钻采工艺，2011，33（2）：91-93.

（修改稿收到日期 2013-06-10）

Research and application of high density guar gum fracturing fluid system

CUI Huijie1, YU Donghe1, LI Jianping1, CHE Hang1, LI Yutao1, ZHOU Han2
（1. Huabei Oilfield Co., PetroChina,Renqiu062552,China; 2. Down Hole Operation Co.,Bohai Drilling and Exploitation Company,Renqiu062552,China）

High pressure oil and gas reservoir hydraulic fracturing is a difficult problem in Blocks J29 and C71 in Huabei oilfield.Aiming at this, a high density fracturing fluid system was developed by choosing sodium bromide and sodium nitrate as mixed weighting agent. Research showed that the density of this fracturing fluid can adjust between 1.20～1.55 g/cm3; And its viscosity is more than 100 mPa·s after 90 minites shearing under the conditions of temperature 160 ℃ and shear rate 170 s-1. 4 wells field application in Huabei oilfield has showed that, compared with common fracturing fluid, the construction output increases 1.0～1.5 m3/min with the high density fluid, and proppant concentration climbs 5～16 percentage point with the decresing of well head pressure in 7～15 MPa. The fracturing effect significantly improves compared with wells in adjacent block.

high pressure oil and gas reservoirs; high density fracturing fluid; weighting agent; field application

崔会杰，余东合，李建平，等. 高密度瓜胶压裂液体系的研究与应用［J］. 石油钻采工艺，2013，35（5）：64-66.

TE357.1

：A

1000–7393（2013） 05–0064–03

华北油田公司科研项目“高密度压裂液加重剂与配制技术的研究”（编号：2012-HB-G26）部分研究内容。

崔会杰，1958年生。1990年毕业于华北石油职工大学，现从事压裂液的研究与应用工作，工程师。电话：0317-2728489。E-mail：cyy_cuihj@petrochina.com.cn。

〔编辑 朱 伟〕