适用于低渗透储层的有机硼胍胶压裂液体系的制备与性能评价*

2020-07-08乔红军马春晓高志亮刘安邦

油田化学 2020年2期

乔红军，马春晓，高志亮，刘安邦

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710065）

低渗透储层喉道细小，孔喉结构复杂，无自产能力。目前国内外均采用大规模体积压裂的方式改造低渗透储层［1-3］。压裂液是压裂工艺的重要组成部分。压裂液在压裂工作中起着至关重要作用，其性能将直接影响压裂施工成败和增产效果［4］。压裂液的携砂性能、减阻性能、破胶性能、残渣含量等对压裂效果具有重要的影响［5-6］。残渣封堵储层孔隙，影响储层的渗流能力，残渣含量对储层的影响在低渗透储层尤其明显。目前多采用胍胶压裂体系和胍胶压裂液与滑溜水压裂液混合压裂液体系［7-10］。胍胶残渣量高一直制约着胍胶压裂液体系的应用与发展。为降低胍胶残渣含量已开展了大量的工作，主要通过改进胍胶和交联剂的性能以降低胍胶含量。胍胶是从天然产物中提取的，改进其性能的难度较大，研究较少，更多的研究工作集中在改进交联剂的性能［11-12］。有机硼类交联剂是胍胶压裂液体系常用的交联剂体系［13］。目前，国内主流有机硼交联剂交联效率差，胍胶分子所提供的顺式邻位羟基没有得到充分的应用，因此合成一种适用于低浓度胍胶的有机硼交联剂就显得尤为重要［14-18］。笔者用硼酸、葡萄糖酸钠、三乙醇胺等制得有机硼交联剂JS-8，研究了JS-8、改性胍胶HPG-1 和非离子型助排剂ZA-07组成的低浓度胍胶压裂液的各项性能。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

硼酸，工业一级品，上海宜鑫化工有限公司；丙三醇、乙二醇、三乙醇胺，分析纯，天津富宇化学试剂厂；葡萄糖酸钠，分析纯，天津大茂试剂厂；氢氧化钠，分析纯，天津天力试剂厂；低浓度羟丙基胍胶（HPG-1）、过硫酸铵、小阳离子季铵盐黏土稳定剂、聚合胍类杀菌剂、碱类pH 调节剂，工业级，长庆化工集团；助排剂ZA-07（非离子型表面活性剂）、助排剂QZ-10（两性离子表面活性剂）、常规助排剂（阳离子表面活性剂），自制；岩心YC-1、YC-2、YC-3、YC-4，延长油田富县采油厂长6层。

ZNN-D6 型旋转黏度计，青岛海通达专用仪器有限公司；Fann50SL 高温高压流变仪，美国FANN仪器公司；LBJB-300 混合搅拌机，无锡成铭干燥设备有限公司；HH-WO数显恒温水浴锅，上海一凯仪器设备有限公司；JK99C全自动张力仪，上海中晨数字技术设备有限公司。

1.2 实验方法

（1）反应机理

无机硼酸盐在溶液中水解出的B（OH）4-与溶液中的有机配位体络合形成有机硼交联剂。有机硼交联剂水解后产生的B（OH）4-与羟丙基瓜尔胶分子链上的邻位顺式羟基发生交联反应，形成三维网状冻胶。通过改变实验条件（如温度、pH值、反应时间等）以及选择多样化的有机配体都可使合成的有机硼交联剂具有不同的络合强度及络合效率。

（2）有机硼交联剂JS-8的制备

在三口烧瓶中加入蒸馏水、丙三醇及乙二醇，升温至40℃，待反应溶剂充分混合后，加入催化剂氢氧化钠及硼酸，充分搅拌至硼酸完全溶解后升温至60℃，然后加入配位体葡萄糖酸钠、三乙醇胺，升温至80℃，络合反应4 h 后，将反应产物（JS-8）冷却至室温，装瓶待用。

（3）压裂液性能评价

①按照石油天然气行业标准SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》测定压裂液的交联时间。制备100 mL压裂液基液，用秒表记录交联剂加入混调器中直至漩涡消失液面微微突起的时间。②在80℃、170 s-1的剪切速率下，用高温高压流变仪考察压裂液黏度随剪切时间的变化，评价压裂液的热剪切稳定性。③按配方0.20% HPG-1 稠化剂+0.1%聚合胍类杀菌剂+0.3%小阳离子季铵盐黏土稳定剂+0.3%ZA-07+0.14%碱类pH调节剂+0.6%过硫酸铵破胶剂，交联剂JS-8，交联比100∶0.3 配制压裂液，在60℃水浴锅中静置2 h 后破胶得到压裂液破胶液，按照标准SY/T 5107—2005 评价压裂液的破胶性能，计算残渣含量。④将压裂液配方中的ZA-07 替换为0.3% QZ-10 或常规助排剂，在室温（25℃）下用全自动张力仪测定不同破胶液的表界面张力。⑤配制500 mL 压裂液，在60℃下依据标准SY/T 5107—2005中压裂液滤液对岩心基质渗透率损害率测定方法评价压裂液对地层岩心的伤害程度。

2 结果与讨论

2.1 压裂液组成

针对低渗透储层的主要伤害特征，比较系统地研究了国内多种新型低残渣羟丙基胍胶，选择增稠能力强的HPG-1 作为稠化剂。在60℃下，0.5%HPG-1基液与0.3%JS-8组成的溶液黏度为315 mPa·s。此外，优质的助排剂能大幅降低储层水锁伤害。经室内研究，优选出具有超低界面张力的非离子型助排剂ZA-07，形成了可用于低渗储层的有机硼胍胶压裂液体系，配方如下：0.20%HPG-1+0.1%聚合胍类杀菌剂+0.3%小阳离子季铵盐黏土稳定剂+0.3%ZA-07+0.14%碱类pH 调节剂，交联剂JS-8，交联比（压裂液与交联剂的质量比）100∶0.3。

2.2 交联性能评价

通过调节交联比及压裂液的pH 值，交联时间可在一定范围内调整（见图1、图2）。增大交联剂加量可缩短交联时间，提高pH 值可延长交联时间。在40数120℃的温度下，压裂液上限交联时间为30数120 s，下限交联时间为30数100 s（见图3）。其中，通过调节交联比和pH值，不同温度下最长的交联时间为上限交联时间，最短的交联时间为下限交联时间。压裂液的交联时间可控，将有利于降低施工过程中的泵送摩阻，并能保持较高的携砂能力。

图1 交联比与交联时间的关系曲线

图2 pH值与交联时间的关系曲线

图3 温度与交联时间的关系曲线

当HPG-1加量仅为0.2%时，在交联剂JS-8的协同作用下，压裂液可形成黏弹性较好的交联凝胶（可吐舌、可挑挂），黏度为210 mPa·s。在实现了降低胍胶加量目的的同时，又保证了压裂液具有良好的携砂性能。

2.3 热剪切稳定性

目前低渗透储层开发主要采用体积压裂的方式。体积压裂具有大排量、大液量、高砂比的施工特点，因此对于压裂液体系的热剪切稳定性具有较高的要求。由压裂液黏度随剪切时间的变化曲线（图4）可见，在170 s-1的剪切速率下，当达到80℃后，压裂液黏度变化幅度较小；剪切持续90 min 的黏度一直保持在218 mPa·s 左右，说明压裂液抗温抗剪切性能较好。压裂液具有稳定的抗温抗剪切性能，既保证了施工安全，同时说明其具有良好的悬砂性能。

图4 80℃、170 s-1下压裂液黏度随剪切时间的变化

2.4 破胶性能及残渣含量

该压裂液体系可在48 h内实现自动破胶，且破胶液黏度低于2 mPa·s。破胶剂（强氧化剂）可产生游离氧，使植物胶及其衍生物的缩醛键氧化降解［19］，破坏聚合物的高分子链，使黏度降低。为了方便现场施工，通过调整过硫酸铵的加量可以实现2 h 内破胶，破胶时间可控，且破胶液黏度小于5 mPa·s（表1）。

因压裂液中的水不溶性残渣及其他材料中存在的固体微粒对地层空隙喉道的堵塞作用以及对支撑裂缝有效空隙空间的充填作用，使得地层伤害和裂缝导流能力下降。压裂液中的残渣主要来源于两个方面：（1）压裂液中的稠化剂、化学添加剂、配液流体含有的不溶性固体粒子，（2）压裂液破胶不彻底残留的高分子聚合物，其中稠化剂的纯度与压裂液的水化程度对残渣含量影响最为严重，是影响压裂效果的重要因素之一［18］。按照标准SY/T 5107—2005 测得破胶液中的残渣含量为150数170 mg/L，比石油天然气行业标准SY/T 6376—2008《压裂液通用技术条件》中的值低69.1%数72.7%，可以极大地降低对低渗透储层的伤害。

表1 不同温度下压裂液的破胶时间和破胶后的黏度

2.5 破胶液表/界面张力

低渗油藏中油水的流动空间为细小的孔隙和喉道，直径一般小于几十微米，大部分甚至小于1 μm。孔隙中的表面性质非常复杂，表面张力较大。流体的流动速度很小，流动阻力非常大。一般采收率主要受流体流动中的毛细管力和界面张力的影响。通过降低油水界面张力，使油滴容易变形，易于从孔道中驱出，从而提高原油采收率。在25℃下，添加不同助排剂的压裂液破胶液的表面活性见表2。不同类型助排剂对压裂液破胶液的表面活性影响较大。当应用助排剂ZA-07 时，表面张力仅为21.40 mN/m，界面张力仅为1.07 mN/m，可以极大地降低水锁效应，从而提高原油的采收率。