耐高温海水基植物胶压裂液性能研究

王所良，陈迎花，许伟星

(中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西 西安710018)

随着陆上油田开发由常规储层转向低渗、超低渗、页岩油气等非常规资源，并且在新理论、新技术不断驱动下，已取得了显著的开发效果。海上油气田中低渗透储层的开发逐渐引起了人们的重视，并且在国外诸多油田实现了经济开发，因此针对国内海上油田低渗透储层的水力压裂增产技术具有良好的开发前景。海上油田的开发由于受到平台条件、作业环境、经济性开发的限制，加之目前大规模压裂、体积压裂等新工艺技术在陆上油田的成功应用，对海上压裂作业流程、工艺以及压裂液体系提出了更高的要求[1]。

针对海上低渗透油藏压裂技术发展的需求，直接采用海水配液的高温海水基压裂液体系可以有效提高施工效率且经济效益明显，已成为目前研究的技术热点与难点。由于海水具有矿化度高且二价离子含量高的特点，会影响稠化剂的溶胀、稠化剂与交联剂交联以及压裂液体系的耐温性能。针对高矿化度难题，Harris等[2]在North Sea海水中加入NaOH使Ca2+、Mg2+完全沉淀后，继续添加pH值调节剂，调整压裂液的pH值以满足压裂施工的需要，当施工结束后，破胶液与低pH值的地层水混合，当液体的pH值降低至9.3时，溶液中的沉淀又会溶解[3]。Le等[4]通过向海水中加入络合剂，屏蔽水中的高价金属离子，以四硼酸钠为交联剂交联形成海水压裂液，在107℃显示出良好的耐温耐剪切性能。针对稠化剂溶胀难题，宋爱莉等[5]研究了植物胶、微聚物、黏弹性表面活性剂及超支化分子在海水中的溶胀性能及残渣含量，综合评价了4种常用稠化剂在海水中性能的优劣[6]。Paul等[7]研发了液体胍胶，以有机钛交联剂交联形成海水压裂液。目前暂未见海水基压裂液技术在国内海上油田的应用，国外的胍胶、VES(viscoelastic surfactant黏弹性表面活性剂)等海水基压裂液体系均已得到应用[8, 9]。

笔者针对我国某海域海水及植物胶稠化剂压裂液体系特点，研究开发适用于海水基压裂液的添加剂，并建立耐高温的海水基压裂液体系。室内详细研究了高矿化度对压裂液性能的影响及技术对策，最终建立了海水基压裂液配方。该压裂液可以解决海上油田压裂施工中对淡水资源的依赖，尤其适用于平台大规模压裂作业的需求，具有极高的经济价值。

1 试验部分

1.1 试验设备与材料

1)试验设备 BROKEFIELD PVS流变仪；ZNN型六速旋转黏度计；101-2型电热鼓风干燥箱；CHANDLER恒速搅拌器；PL303电子天平；TG20-WS台式高速离心机等。

2)试验材料 植物胶稠化剂、调节剂、黏土稳定剂、降水锁处理剂、起泡剂、助排剂、络合剂、有机硼锆复合交联剂，均为工业品，川庆钻探工程有限公司工程技术研究院提供；过硫酸铵APS，工业品，陕西宝化化工有限公司提供。

1.2 试验方法

1)基液黏度测定方法 准确量取一定体积的海水，在3000r/min高速搅拌下，按配比缓慢加入植物胶稠化剂，3min后停止搅拌，每隔一定时间采用六速旋转黏度计测定基液黏度，直至黏度基本稳定。

2)海水基压裂液基液配制方法 准确量取一定体积的海水，首先在低速搅拌条件下按比例添加络合剂 ，然后在3000r/min高速搅拌下，按配比缓慢加入植物胶稠化剂，5min后停止搅拌，将基液放置在30℃水浴中恒温4h，依次按比例添加调节剂、黏土稳定剂、降水锁处理剂、助排剂、起泡剂并搅拌均匀。

3)压裂液性能评价方法 压裂液性能评价方法参照SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》进行。

4)海水离子分析 采用离子色谱法分析海水中各种离子类型及含量，试验配液水均为室内配制的模拟海水。

表1 海水离子分析

表2 络合剂评价结果

2 结果与讨论

2.1 海水离子分析

室内对我国某海域海水进行离子分析，测试结果如表1所示。该海水水样矿化度为35027.98mg/L，pH=7.97，与室内淡水相比，海水中Ca2+、Mg2+质量浓度高，影响稠化剂在海水中的溶胀。此外，常规碱性胍胶压裂液添加剂遇海水时容易生成Ca(OH)2、Mg(OH)2沉淀，因此需要添加络合剂，消除高矿化度离子对压裂液体系性能的影响。

2.2 络合剂评价

络合剂的作用是在海水中发生电离后与海水中的Ca2+、Mg2+等形成可以溶于水的鳌合物，避免离子与水中的OH-发生反应生成沉淀，起到助溶阻垢的作用[10]。向海水中添加一定量的络合剂，用调节剂调节海水的pH值，观察海水中是否有沉淀生产，对络合剂及调节剂用量进行优选，结果如表2所示。

图1 稠化剂在海水中的溶胀性能

由于该压裂液体系属于碱性交联体系，在较高的pH值条件下，该压裂液体系交联时间延迟，且具有更高的耐温性能[11]。因此综合考虑，优选4号配方为络合剂与调节剂的最佳用量。

2.3 稠化剂溶胀性能

按照基液黏度测定方法，评价了0.6%的植物胶稠化剂在添加络合剂的海水中的黏度与溶胀时间的关系，并与空白海水进行对比，结果如图1所示。

在海水中提前添加络合剂后，植物胶稠化剂在海水中的溶胀速率明显提高，且稳定后的基液黏度更高。络合剂可以有效屏蔽海水中的Ca2+、Mg2+对稠化剂溶胀性的影响，提高基液性能[12]。

2.4 压裂液体系性能评价

室内建立耐高温海水基压裂液体系基液配方：0.6%植物胶稠化剂+1.0%络合剂 +1.0%调节剂+0.5%黏土稳定剂+1.0%降水锁处理剂+1.0%起泡剂+0.1%杀菌剂+0.5%助排剂，并按照行业标准对该压裂液体系的性能进行详细评价。

2.4.1耐温耐剪切性能

图2 海水基压裂液130℃耐温耐剪切性能

图3 海水基压裂液耐温耐剪切性能

按配方配制压裂液基液，按100∶0.6的体积比与有机硼锆复合交联剂混合，搅拌1min后即可形成可完全挑挂冻胶，采用流变仪评价压裂液的耐温耐剪切性能，结果如图2所示。该海水基压裂液初始黏度为600mPa·s左右，温度升高黏度逐渐降低，温度稳定后，压裂液黏度降低速率减慢，连续剪切60min后，压裂液黏度大于100mPa·s，在130℃条件下表现出良好的耐温耐剪切性能。

由于海上平台作业空间有限，实现海水基压裂液的连续混配，可以有效节约作业空间，提高措施规模，增大储层改造规模，更好地改善储层开发效果。室内将配制压裂液的时间控制在5min以内，模拟现场连续混配施工流程，评价了该压裂液的耐温耐剪切性能，与基液充分溶胀后的压裂液进行对比。

对比图2与图3的结果可知，未经过充分溶胀的压裂液在133℃连续剪切90min后，黏度大于80mPa·s，与图2所评价的压裂液相比，压裂液体系耐温耐剪切性能相当。证明该海水基压裂液在连续混配过程中，其耐温耐剪切性能可以满足现场施工的要求。

2.4.2静态滤失性能

室内按照标准，使用GGS71-A高温高压滤失仪评价了海水基压裂液体系在的静态滤失性能。在120℃条件下，静态滤失系数为1.27×10-4m/min1/2；在130℃条件下，静态滤失系数为1.49×10-4m/min1/2。该压裂液体系的滤失性能较小，满足行业标准要求。

2.4.3压裂液破胶性能

按配方配制压裂液，在95℃水浴中静置破胶，每隔一段时间取出少量，冷却至30℃后用毛细管黏度计测定黏度，不同质量分数的过硫酸铵APS在不同时间下对应的破胶液黏度如表3所示。

表3 破胶液黏度与时间的关系

由破胶性能评价结果可知，与传统的压裂液相比，该高温海水基压裂液体系所需的破胶剂用量高，破胶时间长。在95℃条件下，最终压裂液可彻底破胶，破胶液黏度低于10mPa·s。在30℃件下，测定破胶液的表面张力为24.6mN/m，压裂液破胶后，黏度降低、表面张力小，有利于克服水锁及贾敏效应对破胶液返排过程中的不利影响，提高破胶液的返排效率，提高改造效果。

表4 压裂液体系残渣质量浓度

2.4.4残渣含量测定

室内按配方比例分别采用自来水及海水配制压裂液，测定压裂液残渣质量浓度，评价结果如表4所示。

2.4.5岩心伤害性能测定

室内用高温高压岩心流动试验仪评价了在130℃条件下，海水压裂液破胶液对岩心渗透率的静态损害率，测试流体为氮气。其试验结果如表5所示。

表5 破胶液对岩心渗透率的损害

由试验数据可知，该压裂液体系的岩心伤害率小，岩心渗透率的平均损害率为22.38%。试验中，压裂液体系虽经过高温破胶，但是其中仍含有部分水不溶物以及小的分子链，因此该海水基压裂液破胶液对岩心渗透率的损害，主要是为破胶液中的微小胶体粒子对孔隙的堵塞造成的[13]。

3 结论

1)优选出络合剂，兼顾螯合性能及压裂液的耐温抗剪切性能，建立了适用于海上平台压裂的耐高温海水基压裂液配方。

2)植物胶稠化剂在添加络合剂的海水中溶解速率快，压裂液体系配伍性好，在130℃、170s-1连续剪切60min，黏度大于80mPa·s，静态滤失系数为1.49×10-4m/min1/2，残渣质量浓度为490.0mg/L，破胶液表面张力24.6mN/m，岩心渗透率的平均损害率为22.38%，各项性能均优于行业标准要求。

[参考文献]

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