甲酸盐加重瓜胶压裂液体系

任占春

甲酸盐加重瓜胶压裂液体系

任占春

（胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东东营257000）

任占春.甲酸盐加重瓜胶压裂液体系[J].钻井液与完井液，2017，34（1）：122-126.

REN Zhanchun. Guar gum fracturing fl uids weighted with formates[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（1）：122-126.

为解决深层破裂压力高、常规压裂液难以压开的难题，开展了加重压裂液体系研究。由于压裂液需要进入到储层深部，因此要求加重剂具有良好的水溶性，而瓜胶压裂液需要在弱碱性环境中交联，因此强酸弱碱盐类加重剂，如氯化钙、氯化锌等不适用，溴酸盐（溴化钾、溴化钙等）虽可用但成本较高，难以应用，因此选择甲酸盐，该加重压裂液密度在1.0～1.5 g/cm3范围内可调。受电性、分子量和分散性的影响，助排剂和黏土稳定剂可能与甲酸盐发生化学反应或物理作用，出现絮凝、析出或沉淀现象，通过实验优选出ME-1微乳助排剂和FP-2黏土稳定剂，结合流变性、滤失和破胶等实验，优选了与其配伍的有机硼交联剂等相关助剂，形成综合性能良好的加重压裂液体系。董8井压裂层段5 353.70～5 364.45 m，地层温度为120 ℃，优化加重压裂液（密度为1.2 g/cm3）现场配制工艺，成功地进行了现场应用；压后破胶液黏度小于5 mPa·s，返排率达100%。该加重压裂液技术为下一步的高闭合应力油藏的压裂改造提供了经验。

加重压裂液；高温深井；甲酸钠；甲酸钾

在深层、高温、低渗透难动用储层的开发过程中，压裂工艺技术获得了广泛的应用。在压裂施工过程中，管柱下深（＞3 000 m）极大地增加了液体的摩阻，又因为储层闭合压力高，裂缝窄，给地面泵注设备造成了巨大的负荷，因而排量难以提高，加剧了脱砂的风险；另外，对某些破裂压力梯度高、岩石塑性强的致密油藏而言，多次发生在井口限压内压不开储层的现象，这也是困扰高温深层油气藏开发的重要原因。为此，人们主要从降低液体摩阻和提高静液柱压力2方面降低施工压力。延缓交联型压裂液可降低施工摩阻，其主要机理是延长交联时间和控制压裂液黏度，能使压裂液的摩阻降低至清水摩阻的35%～50%，施工排量越高降压效果越好，但在低排量下效果有限；而使用加重压裂液可提高井筒液柱压力和作用在层段上的压力，是压开高破裂压力储层最直接、有效的方法。多年来，国内外多家石油公司开展了加重压裂液研究工作，笔者对几种国内外水基加重压裂液体系进行了系统的性能评价和分析，并在此基础上开展新型加重压裂液的研制和实验工作。首先选择压裂液类型，确定稠化剂和交联剂组合，通过实验优选加重剂，并进行流变性、破胶性等实验；在此基础上，优选其他助剂并开展综合性能评价，最终形成完善的加重压裂液体系。

1 压裂液类型选择

加重剂一般是溶解度较高的盐类，在加入大量可溶性加重剂后，压裂液的性能将发生显著变化[1]，不同类型的压裂液的表现有所不同，耐盐型压裂液（按照稠化剂类型划分）主要有以下3类。

1.1 人工合成聚合物压裂液

人工合成聚合物压裂液的稠化剂大都采用丙烯酰胺AM、丙烯酸AC和2-丙烯酰胺基二甲基丙磺酸AMPS共聚物或其他改性PAM，交联剂多采用铝酸盐、有机钛（锆）化合物等。提高聚合物的磺化度可以提高抗盐性能，但实验发现，在加入大量加重剂后，压裂液性能迅速变差，主要表现在：①难以挑挂，高速剪切后恢复性差；②残渣含量高，降解困难，易因吸附滞留造成伤害；③稠化剂溶解分散性差，配液困难；④延迟交联性能不稳定等[2]。

1.2 黏弹性表面活性剂压裂液

采用长链烷基C20-C26磺化甜菜碱型两性表面活性剂作为VES压裂液的主剂，具有良好的抗盐能力，但是作为加重压裂液还是具有明显的不足之处：①抗温能力不超过120 ℃[3]；②主剂合成工艺繁琐，加量大，成本极高；③黏度不高，滤失大；④溶解困难，配制周期长。

1.3 瓜胶压裂液

瓜胶和羟丙基瓜胶分子不显电性，与硼酸盐类交联剂的交联属螯合反应，化学键为非极性共价键，有机硼交联剂不仅延迟交联性能好，还具有优良的剪切恢复特性；加重剂溶于水会电离出大量阴阳离子，但不会与交联剂或瓜胶发生化学反应[4]；此外，该压裂液还有效克服了稠化剂溶解、交联挑挂、残渣吸附等难题，因此羟丙基瓜胶与有机硼交联剂组合方式是理想的加重压裂液类型，但需要通过大量实验对各种助剂进行优化。

2 新型加重压裂液研制

2.1 基液的配制

2.1.1 加重剂的优选

经过多年的发展，钻井液、水泥浆等的加重体系已较为完善；但由于压裂液需要进入到储层深部，因此只能选择无固相体系，要求加重剂具有良好的水溶性。瓜胶压裂液需要在弱碱性环境中交联，因此强酸弱碱盐类加重剂（如氯化钙、氯化锌等）并不适用；溴酸盐（溴化钾、溴化钙等）也是良好的加重材料，但由于其成本较高难以应用；近年来，由于原材料供应充足，应用市场不断扩大，工业甲酸盐（甲酸钠、甲酸钾）产量逐年提高，且其在酸、碱性条件下性能稳定，因此采用甲酸盐进行实验，数据见表1和表2。实验表明，在羟丙基瓜胶水溶液中，当pH值调节到9～11时，按照以上配方配制的加重压裂液较稳定，在-10～30 ℃范围内久置不会发生沉淀或析出现象。

2.1.2 甲酸盐加重剂对黏度的影响

配制不同密度的压裂液，考察了加重剂对羟丙基瓜胶基液黏度的影响。由于羟丙基瓜胶分子在水中不断分散并溶胀，最终呈无规线团状，此时黏度值最高；但由于水中溶解了大量的甲酸钠和甲酸钾，2者在水中完全电离并与水分子结合，抑制了瓜胶分子在水中的伸展，因而影响了表观黏度。当压裂液密度达到1.4 g/cm3后，压裂液的黏度会出现返弹性提高，笔者分析认为这不是羟丙基瓜胶进一步溶胀造成的，而是由于加重剂含量过大，本身会提高水溶液的黏度使得表观黏度有所增加[5]，实验数据见表3。

表1 不同类型的加重剂与瓜胶的配伍性

表2 不同密度的压裂液的甲酸盐加重剂组成

表3 不同密度的压裂液（0.6%HPG）表观黏度

2.1.3 甲酸盐加重剂与助剂的配伍性

根据表2的比例配制密度为1.2 g/cm3的压裂液，选取目前油田常用的几套助排剂和黏土稳定剂组合，在室温和90 ℃条件下静置，观察其配伍性，实验结果见表4。

受电性、分子量和分散性的影响，助排剂和黏土稳定剂可能与甲酸盐发生化学反应或物理作用，出现絮凝、析出或沉淀现象。通过实验，优选出ME-1和FP-2，在室温和90 ℃下均保持均匀透明状态，配伍性良好。

2.2 压裂液配方优化

通过大量室内实验，优化加重压裂液基液配方为：0.6%羟丙基瓜胶HPG+20.6%甲酸钠+11.2%甲酸钾+0.2%高温稳定剂HTC-S+0.3%微乳助排剂ME-1+0.3%黏土稳定剂FP-2+0.05%消泡剂SJ-10 +0.1%甲醛+0.1%纯碱+0.03%微胶囊破胶剂EB-1交联剂为（0.30%～0.45%）HTC-160。

表4 甲酸盐加重剂与助剂的配伍性

3 综合性能评价

采用甲酸钠和甲酸钾作为加重剂配制密度为1.2 g/cm3的压裂液，综合性能评价。

3.1 抗温耐剪切性能

在120 ℃，170 s-1使用MARS-Ⅲ高温高压流变仪进行流变性实验，优选最佳交联比，实验结果见图1。

图1 加重压裂液（1.2 g/cm3）在不同交联比时的剪切稳定性

由图1可知，随着交联比的提高，压裂液的抗温耐剪切性能增强，当交联比为100∶0.4时，连续剪切120 min后，黏度仍在230 mPa·s以上，由于硼酸盐离子与羟丙基瓜胶的交联形成的螯合化学键是可逆的，说明在120 ℃下经过一段时间的剪切，化学键的生成与破坏达到了平衡，黏度也基本稳定；但当交联比提高到100∶0.45时，压裂液的初始黏度和最终的黏度均明显降低，说明由于交联剂的过量，压裂液出现过交联现象，即高温下发生“脱水收缩”而降低了压裂液的黏度[6]，该密度压裂液的

最佳交联比为100∶0.40；挑挂性实验表明，此时的交联时间约为160 s，符合延迟交联的要求。

3.2 滤失性能

在120 ℃下，该压裂液冻胶滤失系数为6.11×10-4m/min0.5，滤失性测试时间30 min的滤失速度为1.12×10-4m/min，完全满足行业标准要求，具有较好的降滤失效果；说明其中的加重剂未对滤饼的生成造成不良影响。

3.3 携砂性能

支撑剂沉降是考察在实验温度和静态条件下，支撑剂的沉降速率，支撑剂的沉降高度与沉降时间具有线性关系，其斜率即为该支撑剂的静态沉降速率。如图2所示，陶粒的沉降速度稍高于石英砂，线性拟合表明，陶粒和石英砂的沉降速度分别为0.005 9 cm/s和0.005 0 cm/s，沉降速度较慢，符合斯托克斯沉降规律，说明其携砂性能较好，在深层裂缝中运移时不易脱砂。

图2 石英砂与陶粒沉降速度测试

3.4 破胶性能

量取500 mL压裂液基液，按0.03%的比例加入EB-1破胶剂，并充分搅均。将交联冻胶液置于恒温油浴中。当破胶时间达4 h，取破胶液上层清液，用品氏毛细管黏度计测定在30 ℃时的破胶液黏度，以破胶液黏度表征破胶性能。测得在80、100、120 ℃下加重压裂液的黏度分别为3.9、3.1和2.9 mPa·s。由此可知，该加重压裂液在过硫酸铵的作用下可彻底破胶化水，从而大大地降低因返排不彻底和残渣的吸附滞留对油层的伤害。

3.5 压裂液残渣含量测定

在压裂液中加入微胶囊破胶剂，可使羟丙基瓜胶降解，实验数据见表5。由表5可知，在压裂液密度不高于1.4 g/cm3时，残渣含量均不高，其主要原因是有机硼交联的压裂液破胶化水较为彻底，基本不含难破胶残渣；但是当密度提高到1.5 g/cm3以后，破胶化学作用对加重剂的溶解造成了不利的影响，因此在离心实验后，有极少量的加重剂析出[7]。

表5 不同密度的压裂液残渣含量实验

4 现场应用

4.1 董8井压裂层段物性

董8井位于准噶尔盆地中部坳陷阜康凹陷东部北斜坡中部4区块，目的层段为5 353.70～5 364.45m，岩性为灰色荧光粉砂岩，孔隙度范围6.55%～9.37%，渗透率范围0.52 ～2.18 mD，泥质含量介于17.37%～7.04%之间；目的层闭合压力高达103.9 MPa，属高压异常、特低渗、敏感性强储层，加砂难度大，压裂液返排困难，压后自然产能低。压裂前该井日产液1.32 m3，其中含油量为0.017 m3。

4.2 降低施工压力措施

采用脉冲纤维加砂压裂工艺,为降低施工压力采取以下3方面措施。

1）优化射孔技术。模拟计算表明：采用高孔密（16～20孔/m）定向射孔,破裂压力可降低4.0～5.0 MPa，实验数据见图3。

2）压裂管柱优化采用组合管柱：φ114.3 mm壁厚9.65 mmP110油管×3 800 m+变径+φ89 mm P110外加厚新油管+RTTS封隔器（耐压差为70 MPa）×4 092 m+φ89 mm P110外加厚新油管1根+喇叭口，与常规φ88.9 mm管柱相比，摩阻可降低11～13 MPa。

3）采用加重压裂液（密度1.2 g/cm3），由于密度高，可有效增加静液柱压力，使井口压力降低10 MPa左右；延迟交联约3 min，摩阻降低5～8 MPa。

图3 破裂压力与方位角、孔隙密度的关系

4.3 施工概况

注入井筒总液量为409.8 m3，加2 m3粒径为0.212～0.425 mm高强陶粒，23 m3粒径为0.3～0.6 mm高强陶粒，252 kg纤维、50 kg纤维降解剂。井底破裂压力118 MPa，在压裂施工中，排量为4.5 m3/min，正常泵注压力为80～93 MPa，模拟计算表明：采用延迟交联加重压裂液降压效果显著，其中由于密度较高（1.2 g/cm3），提高静液柱压力10.6 MPa。由于泵压控制在一定范围内，整个施工更为安全，有效提高了排量，使压裂施工圆满完成。

压裂后自喷排液453 m3，自喷返排率100%，返排效果提高；稳定产液量13 t/d，其中含油0.3 m3，压裂施工增液效果显著。施工和返排的各个环节没有出现任何问题，施工曲线见图4。

图4 董8井压裂施工曲线

4 结论

1.采用甲酸钠+甲酸钾组合的方式可将羟丙基瓜胶压裂液的密度提高到1.5 g/cm3。

2.通过充分的室内实验评价优选相关助剂，优选出一套密度为1.2 g/cm3的加重压裂液体系，各项指标均符合行业标准要求。董8井的压裂施工表明，该体系配制方便、摩阻低、可快速破胶和返排，能够满足高温深井压裂施工要求。

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Guar Gum Fracturing Fluids Weighted with Formates

REN Zhanchun
(Research Institute of Petroleum Engineering, Sinopec Shengli Oilf i eld Company, Dongying, Shandong 257000)

In fracturing formations with higher fracture pressures, high-density fracturing fl uids should be used because low-density ones have diff i culties fracturing these formations. Weighting agents for use in fracturing fl uids should have good water solubility because the fracturing fl uids will go deep into the reservoirs. Guar gum fl uids, which will crosslink in weak alkaline conditions, cannot be weighted with salts of strong acids and weak bases, such as CaCl2, ZnCl2. Bromide salts, such as potassium bromide, calcium bromide, can be used but are expensive. By balancing the cost and performance, formates were selected to weight fracturing fl uids. The density of the fracturing fl uid can be adjusted between 1.0 g/cm3-1.5 g/cm3. The performance of formates was affected by the factors such as electrophicility, molecular weight, and dispersity. The tendency of reaction (both chemical and physical) between cleanup additives, clay stabilizers and formates, may lead to fl occulation, separation and precipitation of the fracturing fl uids. To avoid these unfavorable factors, a micro emulsion cleanup fl uid ME-1 and a clay stabilizer FP-2 were selected for use in the fracturing fl uid formulation. An organo-boron crosslinking agent was selected through rheology, fi ltration and gel-breaking experiments. This fracturing fl uid, with density of 1.2 g/cm3, has been successfully applied on the well Dong-8 to fracture the formation between 5,353.70 m and 5 364.45 m, with formation temperature of 120 ℃. The fracturing fl uid, after gel breaking, had viscosity of less than 5 mPa·s, and was 100% fl owed back. This weighted fracturing fl uid technology has provided valuable experiences for fracturing high closure-stress reservoirs in the future.

Weighted fracturing fl uid; High temperature deep well; Sodium formate; Potassium formate

TE357.12

A

1001-5620（2017）01-0122-05

2016-12-9；HGF=1701F5；编辑 付玥颖）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.023

任占春，高级工程师，1963年生，石油大学（华东）采油工程专业，现在从事压裂酸化研究及科研管理工作。电话13905466337；E-mail：renzhuanchun.slyt@sinopec.com。