姬塬油田压裂返排液配制调剖剂的探索研究

孙建新，浦三龙，魏江伟，张进科，李曼平

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710200）

姬塬油田压裂返排液配制调剖剂的探索研究

孙建新，浦三龙，魏江伟，张进科，李曼平

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710200）

随着长庆油田开发的不断深入，姬塬油田每年的压裂工作量不断增加，大量的压裂返排液无法直接排放，且处理费用高，给油田开发和环境保护都造成巨大压力。因此，综合考虑压裂返排液的环境保护、处理成本、回收再利用的要求，本文通过国内外调研、室内分析以及姬塬油田储层适应性评价，对压裂返排液用于调剖堵水进行了可行性研究，初步建立了基于压裂返排液的调剖剂配方，并进行了性能评价，形成适合于姬塬油田自身的返排液回收再利用的研究方向和思路。

姬塬油田；压裂返排液；调剖回收利用

近年来，长庆姬塬油田压裂酸化等增稳产措施工作量逐年上升，导致措施废水量逐年增加，仅2015年措施产生废水超过30×104m3。这些措施废水若处理、处置不当，废水中的石油类、重金属、盐类等污染物进入环境会产生严重危害。目前姬塬油田主要采用集中回注方式解决，处理费用高。同时由于姬塬油田部分油藏平面矛盾突出，见水井逐年增多，注入水沿高渗条带、大孔道推进，平面、层内矛盾突出，造成水驱效率低的问题。

因此，结合上述两种问题，若能够实现利用压裂返排液配制调剖液，不但有利于解决姬塬油田措施返排液处理难度大、费用高的问题，同时还可以探索出一种适合姬塬油田的经济、环保型稳产、增产措施方式。

1　国内外现状

随着石油工业生产过程中环境保护问题的日益突出，压裂液返排液再次利用的研究越来越受到重视。目前国内外各研究院所，针对压裂液返排液处理技术开展了大量的攻关研究和现场试验，由于压裂废液中添加剂种类繁多，处理难度较大，主要采用化学法、生化法、固化法等方法进行处理。目前较经济和安全的压裂返排液的主流处理方式主要有两种：一是经过预处理后回注，二是处理后直接外排。两种处理方法各有好处，但仍存在处理工艺复杂、利用率低、费用高等问题，限制了其大规模的推广应用。

长庆油田经过大量的攻关研究及现场试验，压裂返排液经沉降、除砂后可重新用于压裂，已在水平井中重复利用，但其处理后的水质仅能达到压裂（水平井压裂中的伴注）的要求。而压裂返排液的再次利用与油田提高原油采收率技术相结合尚处于探索、攻关阶段。

2　水质综合分析

对姬塬油田5口油井的长8层胍胶压裂返排液进行了取样和水质综合分析。通过观察分析，在密闭塑料桶存放过程中，水样颜色不断加深，且产生强烈的异臭味，表现为厌氧菌不断繁殖的现象。经实验测定，密闭存放20 d左右的各水样中硫酸盐还原菌（SRB）含量为104～106个/毫升。水样外观图（见图1）。

2.1离子分析

室内采用离子色谱分析仪对5个水样进行了离子类型及含量的全分析，实验结果（见表1）。

从表1可以看出，5个水样中的总矿化度最高超过10 000 mg/L，其中，二价离子含量超过3 500 mg/L，且种类较多，包括SO42-、Ca2+、Mg2+、Sr2+，这些二价离子对胍胶返排液配制调剖剂的成胶性能有较大影响，对调剖剂组分的抗盐性能提出更高要求。

2.2固体悬浮物（TSS）分析

固体悬浮物（TSS）即不可滤残渣，是指不能通过孔径为0.45 μm滤膜的固体物。室内对水样的TSS进行了分析测定，实验结果（见表2）。

图1　姬塬油田胍胶压裂返排液水样外观

表1　压裂返排液水样离子色谱分析结果

表2　水样固体悬浮物（TSS）含量测定结果

从实验分析结果可以看出，被测水样的TSS含量均高于国家三级排放标准。通常，悬浮物会使水体浑浊，往往也是微生物隐蔽的载体，水体中的有机悬浮物沉积后易厌氧发酵，使水质恶化。对于配制调剖剂来说，水中高含量的TSS，不溶物影响调剖剂的注入性能和成胶性能。

2.3化学需氧量、氨氮、总磷及总氮分析

化学需氧量（CODCr）表示在强酸性条件下重铬酸钾氧化一升污水中有机物所需的氧量，它反映了有机物、亚硝酸盐、亚铁盐、硫化物等还原性物质对水的污染程度，是评价水体中有机污染物质相对含量的一项重要综合性指标。

室内采用国家HJ-T399-2007标准所述的快速消解分光光度法，对水样的CODCr、氨氮、总磷及总氮进行了分析测定，实验结果（见表3）。

表3　压裂返排液水样化学需氧量、氨氮、总磷及总氮测定结果

根据实验测定分析结果，被测水样的CODCr、氨氮、总磷及总氮值总体上远高于国家最低排放标准。其中化学需氧量（CODCr）远远高于国家排放标准，说明压裂返排液中含有大量的有机物，这些有机物的存在，不仅产生有毒气体，使返排液毒性大，同时导致水质差且不稳定，严重影响调剖剂的成胶强度和稳定性。

通过上述分析，压裂返排液具有以下主要特点：（1）外观呈土黄色至黑色，具有恶臭气味；（2）固体悬浮物含量较高，硫酸盐还原菌（SRB）含量达到104～106个/毫升；（3）总矿化度6 500 mg/L～10 000 mg/L，其中二价成垢离子含量超过3 500 mg/L；（4）有机物含量高，化学需氧量（CODCr）含量介于600 mg/L～5 500 mg/L，氨氮、总氮及总磷总体含量超过国家标准。以上特点使得压裂返排液不能直接排放，处理难度大，压裂返排液对调剖剂成胶性能和稳定性能可能具有较大影响，因此对压裂返排液配制调剖剂进行相关可行性分析，包括调剖剂配方研究和性能评价。

3　基于压裂返排液的调剖剂配方研究

3.1配伍性对比

通过对压裂返排液水质分析，选择具有较强耐盐、耐温和污水适应能力的聚合物作为主剂配制调剖剂，室内利用胍胶压裂返排液与自来水配制聚合物溶液对比（见图2），并考察其黏度稳定性能。实验结果（见表4）。

图2　自来水与胍胶压裂返排液配制调剖剂外观对比图

表4　不同聚合物在自来水和压裂返排液中老化时间与黏度关系对比表

从表4可以看出，胍胶压裂返排液配制的3种聚合物溶液化学降解严重，黏度下降明显。其中，聚合物FH12在胍胶压裂返排液中配制的溶液老化48 h后，黏度18.5 mPa·s，黏度保持率相对较高，再通过添加稳定剂，可以使其满足调剖剂基液性能要求。

3.2聚合物主剂类型的确定

聚合物是调剖剂的主要成分，其性能关系到调剖剂体系的性能。选择五种国内现有的不同相对分子质量和水解度的聚丙烯酰胺商业品作为主剂，对其进行筛选，考察聚合物浓度与黏度的关系（见表5）。

表5　不同聚合物浓度与黏度关系对比表

从表5可以看出，5 000 mg/L～6 000 mg/L的AP-4和6 000 mg/L的FH12配制的溶液能满足调剖剂基液性能要求，AP-4配制溶液的溶解时间大于2 h，现场应用困难。FH12为五元共聚物，具有速溶和良好的耐温抗盐性能，因此初步选择FH12作为聚合物主剂。

3.3聚合物浓度的确定

采用姬塬油田长8层压裂返排液配制，聚合物浓度5 000 mg/L，黏度稳定剂N浓度1 000 mg/L，交联剂A浓度800 mg/L，B浓度400 mg/L，反应温度80℃（见表6）。

表6　不同聚合物浓度对成胶性能的影响

从表6可以看出，随聚合物浓度增大，基液黏度增大，成胶时间缩短，凝胶黏度增大，当聚合物大于5000mg/L时，成胶后凝胶性能满足现场需要，综合考虑成胶时间和成本，选择FH12浓度范围为5 000 mg/L～6 000 mg/L。3.4黏度稳定剂优选

由于压裂返排液配制的聚合物溶液黏度低，且下降明显，因此需要添加黏度稳定剂，达到减少聚合物用量和保持溶液黏度长期稳定性的目的。采用长8层压裂返排液配制，聚合物浓度6 000 mg/L，实验结果（见表7）。

表7　不同黏度稳定剂对聚合物溶液黏度的影响

从表7可以看出，3种黏度稳定剂效果相差较大，其中FH12+0.2%N的黏度稳定效果最好，在胍胶压裂返排液中配制的溶液老化48 h后，黏度27 mPa·s，较未添加稳定剂的溶液增加8.5 mPa·s，选择N作为稳定剂，进一步优化其用量为0.08%～0.1%。

3.5交联剂优选

采用长8层压裂返排液配制，黏度稳定剂N浓度1 000 mg/L，交联助剂C浓度400 mg/L，交联稳定剂QL-C浓度2 000 mg/L，反应温度80℃。在此条件下，对交联剂各组分浓度进行优选（见表8）。

表8　不同交联剂浓度对聚合物溶液黏度的影响

从表8可以看出，随交联剂浓度增大，成胶时间缩短，凝胶黏度增大，当交联剂A浓度大于800 mg/L和B浓度大于400 mg/L时，成胶后凝胶性能满足现场需要，综合考虑成胶时间和成本，选择交联剂A浓度范围为800 mg/L～1 000 mg/L，交联剂B浓度范围为400 mg/L～500 mg/L。

3.6配方的确定

通过配方优化及性能评价，确定了压裂返排液配制聚合物凝胶调剖剂配方中各组分最佳浓度，配方（见表9）。现场可根据现场压裂返排液情况及段塞设计选择适合现场的最优浓度。

表9　调剖剂配方

4　性能评价

4.1耐温性能

采用长8层压裂返排液配制，黏度稳定剂N浓度1 000 mg/L，交联助剂C浓度400 mg/L。考察温度对调剖剂成胶性能的影响，实验结果（见表10）。

表10　温度对调剖剂成胶性能的影响

从表10可以看出，在50℃～90℃范围内，温度对成胶时间影响较大，温度升高，成胶时间缩短，凝胶黏度先增后降，体系在70℃时凝胶黏度最大，90℃时黏度下降明显，因此不适宜90℃以上地层调剖。

4.2热稳定性能

采用长8层压裂返排液配制，黏度稳定剂N浓度1 000 mg/L，交联剂A浓度800 mg/L，交联剂B浓度400 mg/L，交联助剂C浓度400 mg/L（见表11）。

表11　调剖剂凝胶长期热稳定性能

可以看出，热稳定性能是凝胶有效期的重要指标，在60℃～90℃范围内，聚合物充分交联10 d左右时间，此时凝胶黏度达到最大，黏度随考察时间增加略有下降，但凝胶黏度整体性能稳定，仅90℃时有少量脱水。

4.3耐盐性能

采用长8层压裂返排液配制，黏度稳定剂N浓度1 000 mg/L，黏度稳定剂NS浓度1 000 mg/L，交联剂A浓度800 mg/L，交联剂B浓度400 mg/L，交联助剂C浓度400 mg/L（见表12）。

表12　矿化度对成胶性能的影响

从表12可以看出，调剖剂体系在不同水中均能交联成胶，随矿化度增加，成胶时间增加，在长8地层水中凝胶黏度与压裂返排液相差不大，说明压裂返排液配制的调剖剂与地层水配伍性能良好，均能满足现场施工对调剖剂的要求。

5　结论与认识

通过对现场取样进行室内分析，了解了姬塬油田压裂返排液的水质特点及配制调剖剂的影响因素，开展了基于返排液的调剖剂配方研究和性能评价，并取得以下结论与认识：

（1）压裂返排液具有颜色深、带恶臭气味，固体悬浮物含量较高，硫酸盐还原菌（SRB）含量达到104～106个/毫升；总矿化度6 500 mg/L～10 000 mg/L，其中二价成垢离子含量超过3 500 mg/L；有机物含量高，化学需氧量（CODCr）含量介于600 mg/L～5 500 mg/L，氨氮、总氮及总磷总体含量超过国家标准的特点。

（2）室内对压裂返排液配制调剖剂进行了配方研究和性能评价，压裂返排液用于调剖剂可行，其配方为：5 000 mg/L～6 000 mg/L聚合物FH12+800 mg/L～1 000 mg/L黏度稳定剂N+800 mg/L～1 000 mg/L交联剂A+400 mg/L～500 mg/L交联剂B+400 mg/L交联助剂C+1 000 mg/L～2 000 mg/L交联稳定剂QL-C。

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Exploratory study on the preparation of profile control agent for fracturing flow-back fluid in Jiyuan oilfield

SUN Jianxin，PU Sanlong，WEI Jiangwei，ZHANG Jinke，LI Manping
（Oil Production Plant 5 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710200，China）

With the deep-going of the development of Changqing oilfield，the fracturing workload of Jiyuan oilfield annual increase，a large number of fracturing flow-back fluid can not be discharged directly，and the high cost of oilfield development and environmental protection have caused tremendous pressure.Therefore，the comprehensive consideration of the environmental protection，treatment costs，recovery and reuse of fracturing flow-back fluid，through the domestic and foreign research，laboratory analysis and Jiyuan oilfield reservoir layer adaptability evaluation and the fracturing back drainage for profile control and water shutoff carried out a feasibility study.The formula of profile control agent based on fracturing flow-back fluid is established and the performance evaluation form，return to the direction of research and ideas of drainage recycling for Jiyuan oilfield itself.

Jiyuan oilfield；fracturing flow-back fluid；profile control recycleing

TE357.12

A

1673-5285（2016）10-0050-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.013

2016－08-10