须家河气藏地层水工作液体系研究

林飞　欧阳传湘　李春颖　盛萍

1.油气钻采工程湖北省重点实验室(长江大学)　2.长江大学石油工程学院　3.中国石油新疆油田分公司



须家河气藏地层水工作液体系研究

林飞1,2欧阳传湘1,2李春颖1,2盛萍3

1.油气钻采工程湖北省重点实验室(长江大学)2.长江大学石油工程学院3.中国石油新疆油田分公司

川西气田须家河组气藏在开采过程中产生了大量的气田废水，而地层水是气田废水的主要来源之一，无害化处理难度较大。为了能够更好地处理须家河地层水，针对其高矿化度的水质特点，通过优选处理剂、优化配方、综合性能评价等方法，对须家河地层水配制不同工作液的可行性进行了分析。结果表明，使用须家河地层水配制胍胶压裂液、钻井液难度较大，但可以通过优选抗盐性能较好的降阻剂来实现对减阻水的配制。新型减阻水在川西地区的现场施工过程中取得了良好的效果，降阻率可达到65%～71%。

地层水胍胶压裂液减阻水钻井液

随着川西气田须家河组气藏开采力度的增大，气田废水逐年增加。地层水是气田废水的主要来源之一。目前，国内外处理地层水的主要方法包括回注地层、处理达标后外排及低温蒸馏法3种[1]。这3种方法总体上来说处理难度较大，且成本较高，同时回注水处理不当易造成储层污染及水资源的浪费，严重制约了气田的勘探与开发。

相比以上3种方法，使用地层水配制工作液既能缓解废水处理的压力，又能实现对气田废水的重复利用，达到节能减排的宗旨。经调研可知，使用川西地区中浅层地层水配制的特效增溶剂GCY-14性能良好，进一步证明了川西地区地层水配制工作液的可实施性。目前，国内外大多数研究停留在地层水配制单一工作液阶段，不够全面。因此，本研究从须家河组地层水的水质特征入手，通过优选处理剂、优化配方、综合性能评价等方法，分别对须家河组地层水配制胍胶压裂液、减阻水及钻井液3种不同工作液的性能进行研究，从而确定与须家河组地层水水质特征相匹配的工作液体系。

1　须家河地层水水质特征

须家河地层水离子成分复杂，偏酸性或中性。如表1、表2所列。须家河地层水整体矿化度较高，平均矿化度高达39 917 mg/L，Ca2+、Mg2+、Cl-浓度高，水型以CaCl2为主[2-3]。相比中浅层地层水，须家河组地层水超高的矿化度给工作液的配制带来了更大的困难。

表1 川西地区地层水矿化度统计表Table1 SalinityofstratumwaterinWesternSichuan层位水型总矿化度/(mg·L-1)矿化度平均值/(mg·L-1)蓬莱镇组CaCl2(占55.56%)9617～7166829952遂宁组CaCl2(占16.7%)13178～4161027334上沙溪庙组CaCl2(占83.17%)290～6595418687下沙溪庙组CaCl2(占100%)16316～1719516701须家河组CaCl2(占84.21%)894～11972439917

表2 须家河气藏地层水离子成分表Table2 IoncomponentsofXujiahegasreservoirstratumwatermg/L离子种类K+Na+Ca2+Mg2+Fe2+Fe3+Cl-SO2-4HCO-3CO2-3质量浓度884.928752.63066.43066.446.85.052478.559.8327.40

2　地层水配制压裂液性能研究

2.1胍胶压裂液体系研究

采用须家河地层水配制胍胶压裂液，在加入稠化剂羟丙基胍胶后，胍胶无法直接溶胀，基液不起黏[4]。加入Na2CO3或NaOH后，基液自发弱交联(见表3)。分析表明，高氯废水中的Ca2+、Mg2+是影响压裂液基液交联形成冻胶的主要原因。因此，在配制压裂液过程中，需要对地层水进行预处理，优选金属离子络合物[5]，以降低Ca2+、Mg2+的影响。

表3 加入Na2CO3或NaOH后的基液性能Table3 BasefluidpropertiesafteraddingNa2CO3orNaOHpH值调节试剂基液pH值基液自发弱交联情况加入交联剂后基液交联情况Na2CO36.0无Na2CO36.5有轻微弱交联Na2CO37.0弱交联严重NaOH7.0无不交联NaOH8.0有轻微弱交联不交联NaOH9.0弱交联严重不交联NaOH10.0弱交联严重不交联

2.1.1碱性交联条件下调试须家河地层水压裂液

优化高氯废水预处理流程，向废水中加入过量的Na2CO3溶液，产生白色沉淀[6]。取上层清液，在3 000 r/min的转速下离心30 min，离心管底部无明显沉淀，然后取离心后的清液加入1.0%～2.0%(w)特效增溶剂GCY-14配制压裂液基液，发现仍然存在基液自发弱交联现象，形成的冻胶起始黏度低(约92 mPa·s)，无法满足施工要求。

2.1.2优选金属离子络合剂

在地层水中加入性能较好的金属离子络合剂EDTA和WD-8，考察其对Ca2+、Mg2+的抑制能力，实验结果见表4。由表4可看出，优选的络合剂并没有很好地抑制地层水中的Ca2+和Mg2+，基液自发弱交联现象严重，pH值达到碱性后基液无法交联形成冻胶。

2.1.3弱酸性条件下调试须家河组地层水压裂液

由于碱性条件下无法配制满足施工要求的压裂液，因此优选pH值调节剂、交联稳定剂和弱酸性交联剂，在弱酸性条件下调试压裂液配方。但研制的地层水压裂液破胶困难，效果较差，残渣质量浓度高达6 225 mg/L(超过行业标准10倍)，无法满足现场施工要求。

表4 加入金属络合剂后基液交联情况Table4 Basefluidcross-linkingafteraddingmetalcomplexingagents络合剂种类配制情况基液交联情况EDTA向地层水中加0.5%(w,下同)EDTA,再加入HPG和其他添加剂基液pH值=5.0,加入1.5%Na2CO3,pH值=7.0,基液自发交联现象严重;或加入0.3%NaOH,pH值=9.0,基液无法交联形成冻胶WD-8先向产出水中加入HPG,再依次加入其他添加剂和1.5%WD-8基液pH值=5.0,加入1.5%Na2CO3,pH值=7.0,基液自发交联现象严重;或加入0.3%NaOH,pH值=9.0,基液无法交联形成冻胶

综上所述，3种方案均无法配制出性能优良的须家河组地层水胍胶压裂液体系。

2.2减阻水体系研究

减阻水成分简单，用量大，可用于大规模的压裂施工，利用须家河组地层水配制减阻水可作为缓解气田废水压力的重要手段之一。高矿化度的须家河地层水与降阻剂的配伍性较差，在降阻水配制过程中会产生大量的白色胶状沉淀。同时，地层水中大量的无机盐电解质，会导致降阻剂流状链或长直链少侧链的高分子聚合物呈现卷曲状态，降低了对流体微元的作用力[7]，降阻率远低于清水配制的减阻水。因此，减阻水的研制只能通过优选抗盐性能优良的降阻剂来实现。

2.2.1降阻剂优选

采用的减阻水配方为：降阻剂+0.1%(w)杀菌剂+0.2%(w)黏稳剂+0.2%(w)增效剂+地层水，实验降阻剂包括BRD-JZ3、BRD-JZ4、BA1-9B、BA1和威德福5种。分别对不同配方配制的减阻水进行降阻性能实验，结果见表5。对比可以看出，降阻剂BRD-JZ3和BTD-JZ4所配制的降阻水性能较好，降阻率较高。考虑到BRD-JZ3成本较低，因此优选BRD-JZ3为最佳的降阻剂。

2.2.2降阻剂加量优选

采用不同加量的BRD-JZ3降阻剂配制减阻水，并对其性能进行评价，结果如图1所示。当降阻剂的加量为0.04%(w)时，在3 000 s-1的剪切速率下，降阻率可达53%，效果较好，满足施工要求。考虑到降阻剂的配伍性问题[8-9]，在实验过程中同时对杀菌剂及黏土稳定剂进行了优选，最终确定的减阻水配方为：0.04%(w)降阻剂BRD-JZ3+0.1%(w)杀菌剂WDS-2A+0.1%黏稳剂WD-5L+0.1%(w)增效剂BM-B10+须家河组地层水。

表5 不同降阻剂配制的减阻水的降阻率Table5 Resistancereductionrateofdrag-reducingwaterpreparedwithdifferentresistancereducingagents剪切速率/s-1降阻率/%BRD-JZ3BRD-JZ4BA1-9BBA1威德福200044.3545.2234.5813.8921.12300048.6549.8538.458.1523.52400045.2447.3239.654.1224.68500041.2344.8938.12-0.8723.98600040.7542.1536.45-2.9822.13

2.2.3减阻水综合性能评价

按照上述配方，使用清水及须家河组地层水分别配制不同体系的减阻水，并对其进行综合性能评价，主要包括减阻水的黏度、表面张力、防膨率及破胶性能，结果见表6和表7。由表6和表7可以看出，与清水配制的减阻水相比，使用须家河地层水所配制的减阻水表面张力略低，但黏度较大，防膨率较高，两者整体的破胶性能相似，符合行业标准，完全具备了现场应用的条件。

将使用须家河地层水配制的新型减阻水应用于现场施工过程中，取得了良好的效果，降阻率可达到65%～71%，完全能够满足施工要求。

表6 减阻水综合性能评价Table6 Comprehensiveperformanceevaluationofdifferenttypesofdrag-reducingwater样品名称300r/min黏度/(mPa·s)表面张力/(mN·m-1)防膨率/%清水减阻水1.631.2570.25地层水减阻水2.426.8494.90

表7 减阻水破胶性能对比表Table7 Gelbreakingpropertyofdifferenttypesofdrag-reducingwaterρ(过硫酸铵)/(mg·L-1)破胶液黏度/(mPa·s)清水减阻水地层水减阻水02.122.090501.291.2601001.241.2221501.211.1802001.181.170

2.2.4减阻水返排液的重复利用

地层水配制的减阻水在施工之后会产生大量的返排液，为了节约水资源、保护环境，需开展减阻水返排液的重复利用技术研究。在已有减阻水配方的基础上，确定减阻水返排液配制降阻水的配方：0.04%(w)降阻剂BRD-JZ3+0.1%(w)杀菌剂WDS-2A+0.1%(w)黏稳剂WD-5L+0.1%(w)增效剂BM-B10+减阻水返排液。综合性能评价见表8。由表8可以看出，减阻水返排液配制的减阻水性能与清水配方相似，满足现场施工需求，实现了地层水配制减阻水的重复利用，解决了大量返排液所造成的环保问题。

表8 减阻水综合性能评价Table8 Comprehensiveperformanceevaluationofdifferenttypesofdrag-reducingwater降阻水类型清水配方降阻水返排液配方降阻率/%58.254.5表面张力/(mN·m-1)33.528.4防膨率/%64.281.5岩心伤害率/%23.424.1

3　钻井液体系研究

膨润土是钻井液配浆的主要材料，但无机盐对膨润土的水化分散具有一定的抑制作用。在钻井液配制过程中，须家河组地层水极高的矿化度严重影响了膨润土的造浆率，导致钻井液流变性变差、滤失量剧增。室内采用地层水和淡水配制不同体系的基浆，并对基浆的滤失性能进行测定，结果见表9。

表9 不同基浆体系滤失性能测定Table9 Filtrationperformanceofdifferentbasemud基浆体系API滤失量/mL淡水+4%(w)Na2CO3(土)+4%(w)膨润土65m(地层水)∶m(淡水)(1∶2)+4%(w)Na2CO3(土)+4%(w)膨润土112m(地层水)∶m(淡水)(1∶1)+4%(w)Na2CO3(土)+4%(w)膨润土154地层水+4%(w)Na2CO3(土)+4%(w)膨润土+0.4%(w)LV-CMC气穿

采用不同配方配制的钻井液基浆，膨润土的造浆率会有较大的不同。与淡水相比，地层水配制的基浆水化分散能力差，滤失量剧增，易产生沉降，造成气穿[10-12]；当淡水比例增加时，基浆滤失量虽有所减小，但改善幅度较小，仍不能满足施工的要求。在此基础上，添加处理剂虽可进一步降低滤失量，但提高了成本。同时，增加淡水比例势必减少地层水的用量，不利于缓解废水处理的压力。综合考虑，不推荐使用须家河组地层水配制钻井液。

4 　结 论

(1) 须家河组地层水超高的Ca2+、Mg2+浓度不利于压裂液基液交联形成冻胶，在配制钻井液时会严重影响膨润土的造浆率，添加处理剂并不能很好地解决这两个问题。因此，不推荐使用须家河组地层水配制胍胶压裂液、钻井液。

(2) 通过优选抗盐性能较好的降阻剂BRD-JZ3，可以实现减阻水的配制，研制形成的须家河组地层水减阻水体系，应用于现场施工，降阻率可达到65%～71%。

(3) 可使用地层水减阻水施工后产生的返排液配制降阻水，实现了地层水减阻水的重复利用，有利于环境保护。

(4) 须家河组地层水离子成分复杂，建议进一步加强地层水工作液体系的研究，为须家河组地层水的重复利用提供技术上的支撑。

[1] 韩峰. 四川XC气田地层水治理对策及应用[J]. 石油与天然气化工, 2013, 42(1): 91-94.

[2] 田文忠, 赵华, 章成东, 等. 川西气田地层水与储层配伍性研究[J]. 天然气技术与经济, 2013(5): 37-39.

[3] 赵华, 杨丽. 川西须家河气藏地层水与蓬莱镇气藏地层水和储层配伍性探讨[J]. 石油与天然气化工, 2013, 42(3): 294-296.

[4] 刘素华, 刘徐慧, 谭佳. 地层水压裂液体系研制[J]. 钻井液与完井液, 2015(2): 81-84.

[5] 谭佳, 陈智晖, 李洪波, 等. 用气田产出地层水配制水基压裂液的研究[J]. 石油与天然气化工, 2009, 38(6): 518-520.

[6] 曹广胜, 李迎新, 赵明彪, 等. 3种压裂液性能评价及其储层损害原因分析[J]. 东北石油大学学报, 2006(6): 34-36.

[7] 邵立民, 靳宝军, 李爱山, 等. 非常规油气藏滑溜水压裂液的研究与应用[J]. 吐哈油气, 2012(4): 383-387.

[8] 杜凯, 黄凤兴, 伊卓, 等. 页岩气滑溜水压裂用降阻剂研究与应用进展[J]. 中国科学: 化学, 2014(11): 1696-1704.

[9] 罗跃, 张小平, 王志龙, 等. 水基降阻剂JHJ的实验研究[J]. 江汉石油学院学报, 1999(1): 66-68.

[10] 王森, 陈乔, 刘洪, 等. 页岩地层水基钻井液研究进展[J]. 科学技术与工程, 2013(16): 4597-4602.

[11] 潘健， 侯治明， 潘敏， 等. 用于页岩气压裂液的可折叠软体储液罐研制[J]. 天然气工业， 2015， 35(7): 91-95.

[12] 薛建国, 邱建君, 刘魁威, 等. 张店油田地层水钻井液体系研究及应用[J]. 钻井液与完井液, 2008(3): 43-45.

Study on working fluid preparation with formation water from Xujiahe gas reservoir

Lin Fei1，2, Ouyang Chuanxiang1，2, Li Chunying1，2, Sheng Ping3

(1.KeyLaboratoryofDrillingandProductionEngineeringforOilandGas(YangtzeUniversity),Wuhan430100，China; 2.CollegeofPetroleumEngineering,YangtzeUniversity,Wuhan430100) (3.PetroChinaXinjiangOilfieldCompany,Karamay834008,China)

The exploitation of Xujiahe formation gas reservoir in Western Sichuan has generated a large number of water as by-products, which is mainly derived from the stratum. It is difficult to impose hazard-free treatment on the stratum water. According to its high salinity, methods including chemicals and recipe optimization, comprehensive performance assessment, etc., were adopted to explore the feasibility of using the Xujiahe formation water in working fluid preparation. The results demonstrated that it is difficult to prepare guar gum fracturing fluid and drilling fluid with Xujiahe stratum water. However, drag-reducing water could be developed by selecting appropriate salinity-tolerant resistance reducer. This new drag-reducing water has been successfully applied in the field practice of Western Sichuan, and showed that the drag reduction rate could reach 65%-71%.

stratum water, guar gum fracturing fluids, reduction friction water, drilling fluid

国家自然科学基金“高温高压CO2-原油-地层水三相相平衡溶解度规律”(51404037)。

林飞(1990-),男,长江大学在读研究生,主要从事油气田开发、油藏数值模拟研究。E-mail:324389610@qq.com

TE992

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2016.04.019

2015-12-25；编辑：钟国利