低成本清洁压裂液体系研究

王童，管英柱，余博涵

低成本清洁压裂液体系研究

王童1，管英柱1，余博涵2

（1.长江大学石油工程学院，湖北武汉430100;2.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆163000）

水力压裂增产技术是目前改善油气层最为有效的方法，压裂施工过程中，压裂液的好坏决定施工的成败。针对水基压裂液体系的成本与清洁的要求进行了室内试验研究，对低成本清洁压裂液体系配方调试及综合性能评价进行了压裂液体系完善优化研究，完成了低成本清洁压裂液体系增稠剂的优选、配方的优化及压裂液体系性能评价全部室内研究工作，研制出低成本清洁压裂液体系与羟丙基瓜胶压裂液成本相当（约240元·m-2，相当于羟丙基胍胶压裂液的90%），并进行了现场试验，实验结果证明，能够满足现场施工要求，具有良好的推广应用前景。

水力压裂；室内试验研究；清洁性能；配方调试；低成本压裂液

近年来，致密砂岩、页岩、煤层等非常规储藏和高温深储藏逐步成为油气开采主力区，这就要求要有适合的压裂液体系与此类非常规储藏地层相匹配。然而，低成本清洁压裂液则是国内油气田所追求的首要目标。1997年，Ani-Agip与斯伦贝谢公司联合开发了由表面活性剂组成的压裂液VES，此后，通过不断的丰富和发展，到2008年，国外石油公司使用VES压裂液已成功完成2400井次的压裂作业。试验表明，使用该类压裂液比使用瓜胶基聚合物水基压裂液的增产效果可以提高27%以上，但是其成本昂贵，相当于常规瓜胶压裂液的5倍。国内周成裕等人利用丙烯酰胺、疏水单体N-烷基丙烯酰胺和N-乙烯吡咯环酮合成了一种疏水缔合物压裂液稠化剂ANN，与其他添加剂配制出高温抗剪切聚合物压裂液。通过评价分析，该聚合物压裂液是非牛顿流体，具有较好的流变性、抗高温性和抗剪切性，且粘土稳定性能好、低残渣。

1 清洁压裂液类型的优选

1.1 VES清洁压裂液

VES清洁压裂液主剂主要有阳离子季铵盐、两性表面活性剂卵磷脂、非离子表面活性剂甜菜碱等，目前VES清洁压裂液主要采用季铵盐作为增稠用主剂，国内外广泛应用的VES清洁压裂液多由阳离子胶束剂和一定浓度的盐溶液组成。阳离子胶束剂多为C16～C22含不饱和双键的季铵盐，使用的盐一般为2%～4%的KCl。

1.2 疏水缔合型清洁压裂液

疏水缔合型清洁压裂液由无残渣增稠剂和流变助剂组成。无残渣增稠剂是由丙烯酰胺单体与其它烯烃类单体根据间歇法聚合而成，其它烯烃类单体为阴离子型单体、阳离子型单体、亲水性非离子型单体、疏水性非离子型单体中的一种或多种。

1.3 VES和疏水缔合型清洁压裂液对比

表1 VES和疏水缔合型清洁压裂液对比结果表Tab.1Contrast between VES and hydrophobic association type clean fracturing fluid

从表1中可以看出VES和疏水缔合型两种清洁压裂液性能相似，但是疏水缔合型清洁压裂液使用浓度低，单位成本低，适合现场推广应用，因此，选择其作为本项目的后续研究内容。

2 缔合型清洁压裂液配方调试

2.1 增稠剂溶胀性评价

将增稠剂APCF-1配成溶液，搅拌30min后取样，用OFITE-900变速流变仪测其剪切速率为170s-1下不同时间的表观粘度。时间间隔30min，直至溶液表观粘度趋于稳定为止，结果见表2。

表2 APCF-1溶胀过程的粘度变化数据Tab.2Swelling process of viscosity change APCF-1 data

实验结果表明：APCF-1溶胀时间短，分散均匀，不会出现“鱼眼”，更利于现场配制。经剪切后粘度有所降低，但降低幅度不大，不至于影响流变特性，进而不影响到所配制成的压裂液的流变性，也不影响压裂施工的安全进行和效果。

2.2 增稠剂用量与增粘性能

众多研究均表明：随着增稠剂加量的增加，基液的粘度就会大大增加，具备更强的抗温和抗剪切能力，对支撑剂的悬浮稳定作用也越强。但是由于增稠剂浓度增加会带来如下几个问题。（1）增稠剂浓度增加必将增加作业的成本；（2）压裂施工过程中稠化液是通过泵从配液车吸出再通过混砂车，最后泵入地层，因而稠化液的初始粘度就将直接影响到施工的难易程度，现场施工表明一般稠化液的初始粘度大于90mPa·s后吸液就变得很困难，增稠剂的用量增加会大大增加稠化液的初始粘度，故而在增稠剂的加量必须确定；（3）压裂液的粘度越大，会影响到裂缝的几何尺寸，进而直接影响到压裂施工的效果。

将APCF-1按不同浓度配制成稠化液，测定其表观粘度并结合苏里格地区低渗，施工排量较低的具体情况，确定了增稠剂APCF-1加量为0.3%～0.6%，具体加量可根据具体井的情况而确定。

2.3 KCL加量对粘度的影响

由于聚合物压裂液的稠化剂容易受盐效应的影响，所以实验室测试了不同氯化钾加量下，压裂液的粘度变化。通过实验可以看出随着KCl量的增加，液体的粘度降低，主要原因是盐效应的影响，钾离子大量包围在聚合物的极性基团周围，阻碍了分子链间的氢键形成，液体的表观粘度降低。综合考虑到防膨和携砂的需要，将KCl的加量确定为0～1.0%之间。

2.4 防膨性能实验

地层中不可避免的含有泥质，而泥质遇水后会膨胀，运移堵塞孔喉，导致压后的导流能力降低。该增稠剂在合成过程中使用了季铵盐类单体，其本身具备了一定的防膨性能，本研究采用离心法测定压裂液破胶液的防膨率。

表3 不同增稠剂用量的压裂液破胶液防膨效果Tab.3Effect between different thickener dosage on fracturing fluid gel breaking liquid bulk

由表3中可以看出，用量0.4%APCF-1的压裂液破胶液的防膨效率就能达到60%以上，并且实验气田泥质含量较低，在压裂液中加入一定量的KCL即可满足防膨的要求，无需再添加其它类型的防膨剂。

2.5 助排性能实验

实验测试不用浓度的聚合物压裂液的破胶液的表面张力，0.4%APCF-1的压裂液破胶液的表面张力为34.3 mN·m-1，即使不在压裂液体系中添加助排剂也能满足返排要求。结果见表4。

表4 不同增稠剂用量的压裂液破胶液表面张力Tab.4Different thickener dosage of fracturing fluid gel breaking liquid surface tension

2.6 缔合型清洁压裂液配方确定

通过以上对缔合型清洁压裂液的研究和耐温实验，得到了针对实验气田的清洁压裂液基液配方：

（90℃）0.35%APCF-1+0.5%KCl+0.18% APCF-B（流变助剂）

（100℃）0.4%APCF-1+0.5%KCl+0.2% APCF-B（流变助剂）

图190 ℃清洁压裂液粘温曲线Fig.1Curve of viscosity temperature in 90℃clean fracturing fluid

图2100 ℃清洁压裂液粘温曲线Fig.2Curveofviscositytemperaturein100℃cleanfracturingfluid

3 现场应用效果

3.1 压裂设计

（1）选用Φ73.02mm油管，采取油套混注入压裂工艺。

（2）压裂目的层温度约为97℃，压裂液选用低成本清洁压裂液体系，其配方如下：

基液配方：0.4%APCF-1+1.0%KCl+清水

交联液：APCF-B（用清水稀释至50%）

交联比：100:0.4（以现场实测为准）

（3）支撑剂选用中密度高强度陶粒，性能指标要求达到SY/T 5108-2006标准规定的指标。

（4）压裂目的层所在砂体厚度约40m，砂体非均质性较强，拟采用4m·min-1排量施工，结合软件模拟结果设计加砂量为55.0m。为充分磨蚀裂缝壁面，保证加砂顺畅，在前置液阶段采用支撑剂段塞工艺。为了快速排液，采取全程伴注液氮方式，排量为150L·min-1。

（5）压裂主要设计参数见表5。

表 5主压裂施工参数表（Tab.7List of primary fracturing operation parameter）

3.2 现场施工情况

采取Φ73mm油管油套注入压裂方式施工，为合层压裂井，施工层位为A、B层。于15:59开始施工，试压63MPa，无刺漏，施工油套环空注入，油管监测地层压力，施工压力平稳，施工排量4.0～4.6m3·min-1，施工压力21～25MPa，按设计完成加砂55m3，平均砂比21.5%，入地净液量432.4m3，前置液百分比37.7%，泵注液氮7m3。17:59停泵，停泵压力11.8 MPa。

该井入井净液量432.4m3，累计排出液量247.5m3，初期返排率52.9%。测井上返排液表面张力29.83mN ·m-1，粘度为3.94mPa·s。7:00～16:00关井，油压16～18MPa，套压16.5～18MPa，（14:00～16:00测静压）。-18:00针阀1/6圈放，油压18～13.5MPa，套压18～14MPa，火焰橘黄2～3m，无液。-2:00针阀1/6圈，油压13.5MPa，套压14MPa，挡板16mm，上游压力0.3MPa，日产15283.2m3·d-1，求产期间产气4994.4m3，无液，（19:00～21:00测流压）。-7:00关井，油压16.5MPa，套压17MPa，试气结束。

4 结论

完成了低成本清洁压裂液体系增稠剂的优选、配方的优化及压裂液体系性能评价全部室内研究工作，研制出低成本清洁压裂液体系与羟丙基瓜胶压裂液成本相当（约240元·m-2，相当于羟丙基胍胶压裂液的90%），现场试验取得了较好的试验效果。

Study on low cost clean fracturing fluid

WANG tong1，GUAN Ying-zhu1，YU Bo-han2
（1.College of Petroleum Engineering in Yangtze University,Wuhan 430100,China；2.Daqing Oilfield Co., Ltd.,Petro China，Daqing 163000,China）

Hydraulic fracture stimulation technology to improve oil and gas layer is the most effective way,the process of fracturing,the fracturing fluid is good or bad determines the success or failure of construction.Indoor experimental research was made for cost and cleaning requirements of water-based fracture fluid system,in order to perfect and optimize the fracture fluid system,formula adjusting and integrated performance evaluation of low-cost clean fracture fluid system were analyzed,all indoor research works about optimum selection of thickener for low-cost clean fracture fluid system,optimization of formula,and its performance evaluation have been completed,the developed low-cost clean fracture fluid system is comparable to the cost of hydropropyl guar fracturing fluid（about 240 yuan·m-2meter, which is 90%of hydropropyl guar fracturing fluid）

hydraulic fracture；laboratory experiment research；clean performance；formula adjusting；low-cost fracture fluid

TE357.12

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170276

2016-12-14

王童（1993-），男，硕士研究生在读，从事提高原油采收率相关研究。

管英柱（1972-），男，博士，主要从事油气田开发方面的教学与科研工作。