低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液体系的研究

谢元，崔国涛，刘鑫，李俊华，周渝

（1.陕西省石油化工研究设计院，陕西省石油精细化学品重点实验室，陕西西安710054；2.陕西延长石油（集团）有限责任公司，油气勘探公司，陕西延安716000）



低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液体系的研究

谢元1，崔国涛2，刘鑫2，李俊华1，周渝1

（1.陕西省石油化工研究设计院，陕西省石油精细化学品重点实验室，陕西西安710054；2.陕西延长石油（集团）有限责任公司，油气勘探公司，陕西延安716000）

为有效控制和降低压裂液对储层的伤害，进一步提高压裂液效果，降低压裂成本，开发了满足低渗透储层压裂需要的低质量分数、低残渣、低伤害的胍胶压裂液体系。该压裂液体系胍胶浓度为0.35%，交联剂用量为0.50%，破胶后残渣为144mg/L，破胶剂用量为0.008%，破胶时间为3 h，与常规胍胶体系相比破胶残渣下降率为51.52%，起泡剂、黏土稳定剂、助排剂用量均为0.50%，温度稳定剂为0.10%。流变等研究分析结果表明该体系具有良好的抗温抗剪切能力，当温度达到140℃时黏度大于100mPa·s，在170 s-1剪切90min后黏度大于80mPa·s。通过对岩心伤害率与静态滤失进行研究发现伤害率下降均大于50%，静态滤失较小，有利于降低对储层的伤害。

低浓度压裂液；羟丙基瓜尔胶；压裂液；交联剂；低伤害

随着油气资源的开采，低渗及超低渗透油气田的比例越来越大，已成为我国陆上油气工业稳定发展与油气田增产的重要领域，是未来油气工业可持续发展的重要研究方向［1-3］。

压裂是实现低渗油气藏经济开发的有效技术手段，是油气井增产、注水井增注的一项重要技术措施［4，5］。随着油气田各类储层的开发，致密低渗、特低渗储层的增产和求产技术对压裂工艺技术提出越来越高的要求，其性质优劣决定压裂施工的成功与否和效果好坏，所以耐高温、低伤害、低成本成为压裂液发展的主要方向［6］。

胍胶作为水基压裂液的增稠剂，由于具有增稠能力强、抗剪切性好、热稳定性好、控制滤失能力强等特点而被广泛用于油气井压裂［7，8］。但该体系存在破胶后残渣残留在储层中，产生孔喉堵塞，也可能残留在裂缝中，降低裂缝导流能力，对储层造成伤害。如果压裂液体系不当，残渣过高将对储层造成损害，严重时导致油气井减产［9］。因此在降低成本、保护储层、提升产油气率的大背景下，低浓度胍胶体系具有重大研究意义。

1　实验部分

1.1实验试剂与仪器

羟丙基瓜尔胶（一级）、交联剂、过硫酸铵、起泡剂、助排剂、黏土稳定剂、温度稳定剂。

1.2实验仪器

数显黏度计（NDJ-8S）、HAAKE RS600流变仪、高温高压滤失仪（GGS71-B）。

2　结果与讨论

2.1助剂对压裂液的影响研究

压裂过程需要添加各种助剂以增加压裂效果，但是各种助剂之间必须保证良好的配伍性，否则不仅降低了药效，往往造成压裂效果大打折扣。因此研究了各助剂的配伍性及助剂对压裂基液的影响。

2.1.1各压裂助剂的配伍性为了研究各助剂之间的配伍性，将各助剂按1：1的比例进行混合，观察混合过程是否有浑浊或沉淀现象，然后判断各助剂是否配伍。各助剂配伍性（见表1）。

表1　各助剂之间配伍性

从表1中可以看出温度稳定剂与杀菌剂存在一定的不配伍性，混合后出现微浑，由于压裂时二者在水中浓度较低，因此稀释二者混合物两倍后发现浑浊现象消失，而实际应用中二者浓度均不到1%，故二者的不配伍性不能对压裂产生影响。同样，对黏土稳定剂/温度稳定剂/杀菌剂稀释三倍微浑现象也消失，故三者的不配伍性在实际应用中也不对压裂产生影响，其他助剂之间则不产生浑浊或沉淀现象，故有良好的配伍性。

2.1.2各助剂对基液的影响由于助剂之间的配伍性问题可能导致基液黏度下降而不能交联，为了明确各试剂对胍胶基液的影响，需对其进行研究。研究方法为配制好胍胶基液，加入杀菌剂后放置4 h测试黏度，然后分别加入不同的助剂每间隔24 h观察黏度变化，实验数据（见表2）。

表2　各助剂对基液黏度影响的实验数据

从表2中数据可以看出各助剂对基液黏度影响较小，相较于仅仅加入杀菌剂的基液（空白），加入的助剂多数反而有利于基液黏度的保持，当对放置两天的基液进行交联后发现均能较好的交联，具有较好的挑挂性，因此助剂对于基液的影响在实际压裂中可以不予考虑。

2.2压裂体系的确定

延长现场大多采用的羟丙基胍胶浓度为0.45%，交联剂浓度为0.18%～0.20%，其压裂携砂性能在现场有较好的效果，为了确定所研制体系在现场的适用性，故决定对0.35%的胍胶体系与现场体系（0.45%）进行对比，以确定是否能达到现场的要求，实验测定温度为90℃，实验数据（见表3）。

从表3中数据可以看出，当羟丙基胍胶浓度为0.35%，交联剂浓度为0.50%，能达到现场的效果，具有较好的经济价值，因此将上述两种浓度体系作为现场所选用的压裂研究体系。

图1　胍胶浓度为0.35%时黏度随温度变化曲线

2.3羟丙基胍胶流变性能

由于气井地层较深，温度较高，若压裂液耐温能力较差，可能在高温下黏度降低，携砂能力下降，不能很好的将地层裂缝支撑起来，使压裂效果降低，因此需要对其耐温性能进行深入研究。

用自来水配制低浓度羟丙基胍胶压裂液体系：自来水+0.35%羟丙基胍胶+0.50%交联剂+0.50%起泡剂+0.50%助排剂+0.50%黏土稳定剂+0.10%杀菌剂+ 0.10%温度稳定剂，进行压裂液流变性能实验，胍胶黏度随温度变化曲线（见图1）。

由图1可以看出当胍胶浓度为0.35%交联剂浓度为0.50%时压裂液的黏度随着温度的升高而下降，当温度升高到140℃时其黏度均大于100 mPa·s，说明该体系具有良好的耐温性能，能适用于高温体系。

压裂液体系不仅要求有良好的耐温能力，还需要具有良好的耐剪切能力，为了明确上述体系的耐剪切性能，对其耐剪切性能进行了进一步研究。胍胶黏度随时间变化曲线（见图2）。

图2　胍胶浓度为0.35%时黏度随时间变化曲线

实验结果表明，140℃时经过90min剪切，压裂液黏度保持在80mPa·s以上，说明压裂液体系具有较好的耐剪切性能，并且满足了标准SY/T6376-2008《压裂液通用技术条件》对压裂液耐温耐剪切性能的要求，可以满足现场施工要求。

图3　低浓度羟丙基胍胶加入破胶剂后黏度随时间变化曲线

2.4破胶性能

破胶性能对于压裂过程至关重要，如果破胶效果较差，则影响压裂液的返排，将严重影响压裂液对地层的伤害。因此，需要对压裂液的破胶性能进行研究。

根据现场使用情况，在冻胶中加入0.008%过硫酸铵破胶剂，在90℃条件下进行破胶实验，实验结果（见图3）。

实验结果表明：配制的新型低浓度羟丙基胍胶（0.35%）压裂液体系在90℃条件下3 h之内可实现完全破胶水化，破胶黏度小于5 mPa·s，破胶后表面张力为26.9mN/m，界面张力为0.84mN/m。破胶液性能符合SY/T 6376-2008《压裂液通用技术条件》的规定，满足压裂改造的需求。

羟丙基胍胶破胶性能关系到压裂效果，高的残渣可能导致压裂裂缝堵塞，油气产量下降，对羟丙基胍胶破胶后性能进行测定，数据（见表4）。

表4　羟丙基胍胶溶解性能及破胶性能数据

从表4实验结果可以看出破胶后残渣也较低，已远远低于标准对于胍胶残渣的要求，与常规羟丙基胍胶体系（0.45%）相比，0.35%羟丙基胍胶体系破胶残渣下降率为51.52%，从而达到降低对地层二次伤害的目的。

2.5破胶液对油层的伤害率

为考察低浓度羟丙基胍胶压裂液对岩心的伤害情况，将其与常规胍胶压裂液的岩心伤害情况进行了研究，其伤害情况（见表5）。

由表5可知，常规胍胶压裂液对岩心的伤害率均大于26%，使用0.35%低浓度胍胶压裂液体系对岩心的伤害率均小于14.88%，与常规体系相比伤害率减少率均大于47%，伤害率本溪组小于石盒子组小于山西组，这与其渗透率一致，当加入助排剂后岩心伤害率也降低，这是因为助排剂的添加使得压裂液表界面张力下降，降低了岩心伤害率，当加入助排剂与黏土稳定剂后石盒子组与本溪组伤害率下降更明显，这是因为石盒子组与本溪组中黏土矿物含量较高，加入了黏土稳定剂后使孔隙中的易膨胀物质稳定性增加，降低了对孔道的堵塞。综合以上，低浓度胍胶伤害率满足SY/ T 6376-2008《压裂液通用技术的要求》，由此可以看出低浓度胍胶具有降低岩心伤害率的优点，而且可以满足现场条件的要求。

2.6静态滤失

根据SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》，用地层天然岩心，采用高温高压滤失仪，滤失压差3.5 MPa，温度120℃，测试0.35%的低浓度羟丙基胍胶压裂液与0.45%的常规羟丙基胍胶压裂液的静态滤失，静态滤失系数与初滤失量（见表6）。

表5　岩心伤害率对比

表6　滤失性能对比

从表6中数据可以看出低浓度羟丙基胍胶压裂液体系初滤失量与常规压裂液体系相当，滤失系数比常规压裂液体系低，能有效地控制液体滤失。由于低浓度胍胶压裂液体系具有较低的滤失，有利于携砂及降低对储层的伤害。

3　结论

（1）各助剂配伍性良好，对基液黏度变化影响较小，实际应用中不会对压裂液体系产生影响。

（2）确定的压裂体系为：0.35%羟丙基胍胶+0.50%交联剂+0.50%助排剂+0.50%起泡剂+0.50%黏土稳定剂+0.10%温度稳定剂，压裂液体系破胶后残渣、体系流变性能、破胶时间及破胶黏度、岩心伤害率、静态滤失均满足SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》的要求，与常规胍胶体系（0.45%）相比，破胶后胍胶残渣下降率为51.52%，岩心伤害率下降率大于47%，静态滤失系数由常规胍胶的9.63×10-4m·min-1/2下降为8.53×10-4m·min-1/2，低浓度胍胶体系具有较好应用价值。

［1］张颖，陈大钧，刘彦峰，等.低浓度胍胶压裂液体系的室内研究［J］.应用化工，2013，42（10）：1836-1844.

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［4］余东合，梁海波，余曦，等.华北油田水力压裂实时预警系统［J］.石油钻采工艺，2015，37（2）：85-87.

［5］李小玲，丁里，石华强，等.超低浓度羟丙基胍胶压裂液体系的研制及在苏里格气田的应用［J］.石油与天然气化工，2013，42（3）：274-278.

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［8］廖礼，周琳，冉照辉，等.超低浓度胍胶压裂液在苏里格气田的应用研究［J］.钻采工艺，2013，36（5）：96-100.

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The research of low concentration hydroxypropyl guar gum fracturing fluid system

XIE Yuan1，CUI Guotao2，LIU Xin2，LI Junhua1，ZHOU Yu1
（1.Shanxi Key Laboratory of Fine Petroleum Chemicals，Shanxi Research Design Institute of Petroleum and Chemical Industry，Xi'an Shanxi710054，China；2.Shanxi Yanchang Petroleum（Group）Co.，Ltd.，Oil and Gas Exploration Company，Yan'an Shanxi716000，China）

In order to effectively control and reduce the damage of fracturing fluid to reservoir，further improve the effect of fracturing fluid and reduce the cost of fracturing，developed the fracturing fluid system of low permeability reservoir fracturing which meeting the need of low mass fraction，low residue and low damage.The guanidine gum concentration of fracturing fluid system was 0.35%，the crosslinking agent is 0.50%，the residue of gel breaking is 144mg/L，the gel breaker was 0.008%and the break time was 3 h，compared with the conventional guanidine gum system，the break glue residue decline rate was 51.52%，the dosage of foaming agent，clay stabilizer and fracturing assistant was 0.50%，the temperature stabilizing agent was 0.10%.The results of rheological research and analysis show that system has good temperature and shearing sustainability，the viscosity is greater than 100mPa·swhen the temperature reaches 140℃，shear viscosity is greater than 80 mPa·s after 90 min shearing at 170 s-1.The damage rate and static filtration cores of the study found that damage decline rate were greater than 50%，static filtration is smaller，which can reduce the damage to the reservoir.

low concentration fracturing fluid；hydroxypropyl guar gum；fracturing fluid；crosslinking agent；low damage

TE357.12

A

1673-5285（2016）07-0009-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.003

2016－06-17

陕西省科技统筹创新工程计划项目，项目编号：2015KTCL01-02。

谢元，男（1988-），助理工程师，主要从事油田化学品及油气井增产技术的研究工作，邮箱：xiey11@126.com。