气田中浅层地层水压裂液体系研究

李春颖， 张志全， 林　飞， 盛　萍, 陈登亚

(1.长江大学 石油工程学院，湖北武汉 430100； 2.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834008)



气田中浅层地层水压裂液体系研究

李春颖1， 张志全1， 林飞1， 盛萍2, 陈登亚1

(1.长江大学 石油工程学院，湖北武汉 430100； 2.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834008)

为了降低川西气田地层产出水带来的环境压力，在地层水的水质分析基础上，研制了适用于川西中浅层气藏的地层水瓜胶压裂液体系。该地层水压裂液体系在45 ℃、170 s-1条件下剪切60 min，黏度可保持在100 mPa·s左右，伤害率23.86%，破胶液表面张力27.82 mN/m，防膨率87.5%，残渣质量浓度518 mg/L，具有破胶彻底、流变性好等优点。在什邡38-2井和什邡38-4井的现场试验取得了显著的增产效果，分别获得天然气产量达1.14×104m3/d 和1.68×104m3/d，实现了气田地层产出水的重复利用。

地层水；重复利用；压裂液；配制

随着四川地区气田勘探开发的不断深入，气田废水量逐年增多，无害化处理难度大，总处理能力不足，且环保压力巨大，正面临着天然气减产的风险。地层水是气田废水的主要来源之一，随着川西气田生产规模的不断扩大，气田产出地层水的量也快速增加，而当前地层产出水的处理方式主要是在污水站集中处理后外排，处理成本高，且处于满负荷运转状态，不能满足日益增长的气田地层水的处理需要[1]。如果能用地层水配制工作液，既解决了地层水处理的难题，同时也实现了节能减排。四川地区气藏成功开发的关键是压裂技术，因此从地层水配制压裂液的技术难点出发，结合压裂液性能需求，研制了适合川西中浅层气藏的地层水瓜胶压裂液体系。

1　川西气田中浅层地层水水质分析

川西气田地层水具有典型长期高度封闭状态下的水化学特征，表明气藏的封存条件好[2]。根据川西坳陷中浅层地层水总矿化度资料(见表1)，各个气藏的地层水离子成分差异大，地层水矿化度较高，平均在15 000～30 000 mg/L，而且有从上往下地层水矿化度呈逐渐变小的趋势：最大为蓬莱镇组，平均值为29 952.39 mg/L，最小为下沙溪庙组，平均值为16 701.34 mg/L。

表1　川西坳陷中浅地层水总矿化度统计表

2　地层水配制压裂液难点及对策

用中浅层地层水配制压裂液体系后存在以下现象：(1)加入压裂液常用的稠化剂羟丙基瓜胶，瓜胶无法直接溶胀，基液不起黏；(2)加入Na2CO3，基液自发弱交联现象严重，形成的弱交联体系耐温耐剪切性能差。

分析原因得出：(1)稠化剂羟丙基瓜胶分子与水分子形成缔合体，在溶液中展开、伸长，而地层水的矿化度较高，羟丙基瓜胶分子呈卷曲状，使得溶液黏度降低。(2)羟丙基瓜胶是天然植物胶瓜胶的衍生物，在瓜胶及瓜胶衍生物分子结构中，都有2个相邻顺位羟基，为极性高分子，能与有机硼交联剂中的硼离子发生缩合反应，生成三维空间网状结构，即压裂液冻胶。而气田地层产出水矿化度高、水质复杂，内含多种离子如Ca2+、Mg2+等，这些离子与稠化剂羟丙基瓜胶发生反应，生成不耐温不耐剪切的弱交联冻胶，抢夺了有机硼交联剂与羟丙基瓜胶发生反应生成空间三维网状结构的机会，即出现基液自发弱交联现象[3-5]。

针对上述技术难点，采用以下技术对策：(1)研制瓜胶特效增溶剂，解决基液不起黏的问题；(2)优化污水处理厂处理流程，预先去除Ca2+、Mg2+等影响压裂液性能的离子。

2.1瓜胶特效增溶剂

瓜胶特效增溶剂可通过麦芽糖类物质经发酵再跟碱性物质中和、烘干、提纯、碾成粉末制得。它是一种白色结晶性粉末，无臭，在潮湿的空气中微有潮解性，结构上是一种三羟基类化合物，因此与其他羟基有相似的物理和化学性质[5-6]。向地层水中加入特效增溶剂后，基液起黏，达到配制压裂液的常规黏度，如表2所示。

2.2气田地层水处理流程优化

根据地层水配制压裂液的技术对策，需要预先除去Ca2+、Mg2+等离子和固相杂质，因此在原有污水处理流程的基础上，加入投碱环节，去除氧化环节[1]，重新优化处理流程如下：地层水自然沉降后，将上层清液注入絮凝池，加碱搅拌去除水中Ca2+、Mg2+后，投入絮凝剂絮凝沉降，最后取上层清液配液。

表2　加入瓜胶特效增溶剂前后基液黏度的变化结果

取地层水样加入不同质量分数的碱，以水样pH和再加碱是否还有白色沉淀作为加碱终点，结果见表3。

表3　地层产出水中加入不同质量分数的碱

从表3中可以看出，加入质量分数1.0%的碱后，地层水pH为10～11，再加入碱只有极少量的白色沉淀，用其上层清液加入交联剂，配制的压裂液可形成冻胶，光滑可挑挂；而加入质量分数7.0%的碱后，虽然没有白色沉淀产生，但水样pH太高，用其上层清液配制压裂液，基液不交联，无法形成冻胶。因此，推荐加碱质量分数1.0%。

3　地层水压裂液的配制

向絮凝后的水样中加入0.25%瓜胶特效增溶剂、0.34%羟丙基瓜胶、0.3%杀菌剂、0.5%黏土稳定剂、0.5%助排剂和0.5%多功能增效剂(以上数据均为质量分数)，测得基液pH为6.4～6.8，黏度为20 mPa·s；再向水样中加入质量分数0.4% Na2CO3，测得液体pH为8.5～9.0，黏度为24 mPa·s。说明基液有轻微的自发弱交联现象，但不明显，可先考虑通过调节交联剂体积来提高基液的pH，从而形成冻胶。

取絮凝后水样，按照上述基液配方，加入不同体积的交联剂，测定基液的pH和交联情况，结果如表4所示。

表4　加入交联剂后地层水压裂液性能

由表4可知，随着交联剂加入体积的增加，基液的pH也不断增大，但交联时间却逐渐延长。考虑蓬莱镇组配方要求的交联时间在1 min左右，选择3号冻胶进行了45 ℃流变实验，加入20 mg/L过硫酸铵破胶剂，在170 s-1条件下剪切10 min，黏度降至50 mPa·s，不满足施工对流变性能的要求；选择5号冻胶在相同的条件下进行流变实验，在170 s-1条件下剪切了90 min，黏度保持在80 mPa·s左右，满足施工对流变性能的要求，但其交联时间太长，不满足浅层压裂液在注入井筒2/3处就交联的要求。

配制质量分数20%的NaOH溶液，加入基液中，测定基液的pH，观察是否有自发弱交联现象，实验结果如表5所示。

由表5可知，向地层水压裂液基液中加入少量的NaOH溶液，基液有自发弱交联现象，但不明显。取2号基液，加入20 mg/L过硫酸铵破胶剂和质量分数0.5%交联剂，在45 ℃、170 s-1条件下剪切90 min，黏度保持在120 mPa·s左右，高于施工对压裂液流变性能的要求。说明在地层水压裂液基液中加入NaOH不仅比增加交联剂浓度对提高基液pH的效果要好，而且形成的冻胶耐温耐剪切性能也有明显提高。因此可将NaOH与交联剂复配形成交联体系来提高冻胶的耐温耐剪切性能[7]。

表5　加入不同体积的NaOH溶液后的基液性能

4　地层水压裂液综合性能评价

采用处理完的上层清液配制压裂液，基液配方(质量分数)如下：0.25%瓜胶特效增溶剂+0.34%羟丙基瓜胶+0.3%杀菌剂+0.5%黏土稳定剂+0.5%助排剂+0.5%多功能增效剂，基液pH为6.4～6.8，黏度为20 mPa·s左右，对其综合性能进行测定。

4.1流变性能

采用RS6000高温高压流变仪测试地层水压裂液流变性能，结果见图1。图1显示，采用气田地层产出水配制的压裂液在45 ℃、170 s-1条件下剪切60 min，黏度保持在100 mPa·s左右，满足施工对压裂液流变性能的要求。

图1　地层水压裂液流变曲线

Fig.1Rheological curve of fracturing fluid prepared with formation water

4.2破胶性能

采用静态水浴破胶法评价地层水压裂液的破胶性能，破胶温度为45 ℃，破胶剂质量浓度从300 mg/L逐渐增加至800 mg/L，实验结果如表6所示。

由表6可知，在45 ℃时，通过加入不同的破胶剂质量浓度，2.5 h内能实现彻底破胶，且破胶剂加入质量浓度越高，破胶时间越快。考虑施工中的剪切作用会对压裂液破胶产生影响，实际破胶剂的质量浓度可根据现场需要添加[8]。

表6　地层水压裂液破胶性能

4.3伤害性能

取蓬莱镇组的天然岩心，长L=3.690 cm，直径D=2.5 cm，孔隙度φ=13.06%，进行地层水压裂液伤害实验，实验温度为15 ℃。测得岩心原始渗透率为0.102 7×10-3μm2，伤害后渗透率为0.078 2×10-3μm2，即地层水压裂液对岩心的伤害率为23.86%，满足行业标准的要求[9]。

4.4配伍性能

采用该基液配方调试的压裂液液体均匀、黏弹性好、交联可挑挂，放置24 h后无沉淀、无分层现象，表明压裂液添加剂与地层水的配伍性良好。

4.5其他性能

表7显示了地层产出水配制压裂液破胶液的表面张力、压裂液残渣质量浓度及防膨率。由表7可以看出，破胶液表面张力、残渣质量浓度和防膨率均满足行业标准的要求。

表7　地层水压裂液其他性能

5　现场应用

采用地层水瓜胶压裂液分别在什邡38-2井和什邡38-4井进行了先导试验。什邡38-2井入地砂量57 m3，入地液量364 m3，施工排量4.1～4.4 m3/min，施工压力42～61 MPa，停泵压力梯度2.38 MPa/(100 m)，累计排液245 m3，获得天然气日产量1.68×104m3/d。什邡38-4井目的层温度在45 ℃左右，加砂规模23 m3，排液量130 m3左右，停泵压力梯度2.34 MPa/m，稳定油压5.3 MPa，稳定套压7.5 MPa，施工后天然气日产量1.14×104m3/d。

6　结论

(1) 针对初期采用地层水调试压裂液出现的基液不起黏现象，通过研制瓜胶特效增溶剂和优化地层水处理流程，开发出了适用于川西中浅层气藏的地层水瓜胶压裂液体系。

(2) 该地层水瓜胶压裂液体系具有流变性能良好、破胶彻底、伤害率低及防膨率高等优点。

(3) 该地层水瓜胶压裂液体系在川西气藏进行了成功的现场试验，减少了气田的废水排放，实现了地层产出水的重复利用，具有良好的环保效益。

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(编辑闫玉玲)

Fracturing Fluid Prepared with Shallow Formation Water in Gas Fields

Li Chunying1, Zhang Zhiquan1, Lin Fei1, Sheng Ping2, Chen Dengya1

(1.SchoolofPetroleumEngineering，YangtzeUniversity,WuhanHubei430100,China; 2.XinjiangOilfieldBranchofPetroChina,KaramayXinjiang834008,China)

For the sake of environment protection, shallow formation waters were studied for the preparation of guar gum fracturing fluids in gas fields, west Sichuan. The fracturing fluid prepared with formation water had viscosity of 100 mPa·s after shearing 60 min(170 s-1) at 45 ℃, rate of permeability impairment of only 23.86%, surface tension of 27.82 mN/m, rate of swelling reduction of 87.5%, residue content of 518 mg/L. The formation water fracturing fluids were successfully used in SF38-2 and SF38-4, which respectively improved natural gas production of 1.14×104m3/d and 1.68 ×104m3/d. This technology enabled the reuse of formation sewage water in gas fields.

Formation water; Reuse; Fracturing fluids; Preparation

1006-396X(2016)04-0043-04投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-12-01

2016-04-28

李春颖(1992-)，女，硕士研究生，从事油气田开发方向的研究；E-mail：1062103893@qq.com。

张志全(1965-)，男，硕士，副教授，从事油气田开发工程研究；E-mail:zzq@yangtzeu.edu.cn。

TE357.12

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.04.009