耐高温高矿化度海水基压裂液体系研究及应用

徐 斌

(国家管网集团北方管道有限责任公司大连输油气分公司，辽宁 大连 116601)

近年来，海上低渗油气资源的勘探与开发受到越来越多的关注，水力压裂技术作为一项重要的增产措施被广泛应用于低渗透油气储层，并取得了显著的效果。而对于海上高温低渗油气田的开发，由于受到平台空间、地层温度、作业环境以及作业成本等因素的影响，导致难以开展大规模的压裂施工作业[1-4]。陆上压裂施工时通常采用淡水配制压裂液，而海上平台淡水资源则比较匮乏。因此，为满足海上高温低渗油气田压裂施工的需要，研究耐高温的海水基压裂液体系就显得十分有必要。

由于海水的矿化度通常较高，并含有较多的二价金属阳离子，严重影响压裂液体系中稠化剂的溶解，容易导致稠化剂分子聚集，无法形成舒展的网状结构，影响稠化剂与交联剂的交联作用，降低压裂液体系的耐温性能[5-9]。目前，用于高温淡水基压裂液体系的稠化剂主要为胍胶、改性胍胶以及合成聚合物等，但应用于海水基压裂液体系时，以上稠化剂大多存在溶胀性差、交联程度低以及耐温性能差等缺点[10-14]。而适用于高温海水基压裂液体系稠化剂大多处于室内研究阶段，现场应用的报道不多[15-20]。为此，笔者以丙烯酰胺、丙烯酸、N-乙烯基吡咯烷酮和长链季铵盐阳离子单体为主要原料，制备了一种新型两性离子型聚合物稠化剂CHY-2，并以此为主要处理剂，研制了一种适合海上油田的耐高温高矿化度海水基压裂液体系，室内评价了其综合性能，成功在渤海湾某油田开展了现场应用试验。

1 实验部分

1.1 主要材料和仪器

丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、长链季铵盐阳离子单体(TES11)、过硫酸铵、亚硫酸氢钠、氢氧化钠，分析纯，国药集团化学试剂有限公司；交联剂JLY-1、黏土稳定剂WDY-2、助排剂ZPY-3、离子稳定剂LZY-1、杀菌剂SJY-11，实验室自制；陶粒(粒径为0.425～0.500 mm)，江西佳利生化高科有限公司；过滤海水，取自渤海湾海域；不同矿化度模拟水，实验室配制(离子组成见表1)；储层天然岩心，取自渤海湾某油田储层段。

哈克RS6000型流变仪，上海力晶科学仪器有限公司；ZNN-D6B型六速旋转黏度计，青岛恒泰达机电设备有限公司；GGS71型高温高压滤失仪，青岛森欣机电设备有限公司；7012S型混合搅拌器，北京中西华大科技有限公司；JYW-200A型全自动表面张力仪，承德鼎盛试验机检测设备有限公司；高温高压岩心流动实验装置，海安县石油科研仪器有限公司。

表1 海水及不同矿化度模拟水的离子组成

1.2 新型稠化剂CHY-2的制备

新型稠化剂CHY-2的制备采用水溶液聚合法，即将单体和引发剂均溶解于水溶液中，在水溶液状态下进行聚合反应。具体步骤为：按一定的质量比称取丙烯酰胺AM、丙烯酸AA、N-乙烯基吡咯烷酮NVP和长链季铵盐阳离子单体TES11溶于蒸馏水中，搅拌使其充分溶解，调节水浴温度至40 ℃，加入氢氧化钠溶液调节pH值至9左右，然后通入氮气除氧，再加入过硫酸铵-亚硫酸氢钠作(质量比为1∶1)为引发剂开始聚合反应，温度控制在40 ℃，在通氮气的情况下反应4 h后，继续升高温度至65 ℃，再继续反应3 h，将产品进行烘干、粉碎即为新型稠化剂CHY-2最终产物。

1.3 压裂液体系配方及实验方法

1.3.1 海水基压裂液体系配方

以制备的新型稠化剂CHY-2为主要处理剂，通过其他处理剂的研制及优选评价，建立了一套耐高温高矿化度海水基压裂液体系，具体配方为：0.8%稠化剂CHY-2+0.5%交联剂JLY-1+0.3%黏土稳定剂WDY-2+0.5%助排剂ZPY-3+0.2%离子稳定剂LZY-1+0.1%杀菌剂SJY-11。

1.3.2 海水基压裂液配制方法

量取一定体积的过滤海水于搅拌器中，在1 000 r/min的搅拌条件下按比例加入新型稠化剂CHY-2，搅拌10 min后继续按比例加入黏土稳定剂WDY-2、助排剂ZPY-3、离子稳定剂LZY-1和杀菌剂SJY-11，继续在1 000 r/min的条件下搅拌10 min即得海水基压裂液基液，然后再按比例加入交联剂JLY-1溶液于压裂液基液中，调整转速至500 r/min继续搅拌5 min，即配制成海水基压裂液。

1.3.3 海水基压裂液体系性能评价方法

室内按照石油天然气行业标准SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》和SY/T 5185—2016《砾石充填防砂水基携砂液性能评价方法》中的规定，对上述海水基压裂液体系的综合性能进行评价，包括耐温耐剪切性能、抗盐性能、静态滤失性能、悬砂性能、破胶性能以及对岩心渗透率的伤害性能。

2 结果与讨论

2.1 耐温耐剪切性能

使用哈克RS6000型流变仪在温度为160 ℃，剪切速率为170 s-1的条件下评价了海水基压裂液体系的耐温耐剪切性能，实验时间为120 min，实验结果见图1。

图1 海水基压裂液体系耐温耐剪切曲线

由图1结果可以看出，当温度升高至160 ℃时，海水基压裂液体系仍具有较高的黏度值，在170 s-1的剪切速率下连续剪切120 min后，压裂液体系的黏度值仍能维持在100 mPa·s以上，满足SY/T 5107—2016的要求(>50 mPa·s)，说明研制的海水基压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能。这是由于耐高温高矿化度海水基压裂液体系属于一种物理缔合型压裂液，新型稠化剂CHY-2和交联剂JLY-1中的部分基团能够通过分子间的疏水缔合作用形成稳定的交联网状结构，这种结构具有良好的可逆性，从而使其具有较好的耐温、耐剪切性能。

2.2 抗盐性能

在1.3.2中海水基压裂液基液配制时将海水替换为蒸馏水和不同矿化度的模拟水(见表1)，然后将压裂液基液160 ℃下老化24 h后，使用六速旋转黏度计测定其表观黏度值，以此考察压裂液基液的抗盐性能，实验结果见图2。

图2 海水基压裂液基液黏度随矿化度的变化关系

由图2可以看出，当矿化度小于35 000 mg/L时，矿化度升高对黏度值的影响不大，当矿化度大于35 000 mg/L时，随着矿化度的升高，海水基压裂液基液的黏度有所下降，但降低幅度不大，当矿化度为105 000 mg/L时，黏度仍能保持在75 mPa·s以上，说明研究的海水基压裂液基液具有良好的抗盐性能。这是由于合成的新型稠化剂CHY-2属于两性离子型聚合物，其分子链上同时具有一定量的阴、阳离子基团，能够减弱溶液中盐离子对聚合物分子的影响，使其分子结构在高矿化度盐水仍能保持较高的舒展程度，从而提高其抗盐性能。

2.3 静态滤失性能

使用高温高压滤失仪评价了海水基压裂液体系的静态滤失系数，实验温度为90～160 ℃，实验压力为3.5 MPa，实验结果见表2。

表2 海水基压裂液体系静态滤失性能

由表2可以看出，随着实验温度的不断升高，海水基压裂液体系的静态滤失系数逐渐增大，当温度为160 ℃时，静态滤失系数为0.51×10-3m/min1/2，满足SY/T 6376—2008《压裂液通用技术条件》的要求，说明研制的耐高温高矿化度海水基压裂液体系的滤失性能较好，能够满足海上油田压裂施工的要求。

2.4 悬砂性能

参照SY/T 5185—2016，分别测定了单颗粒陶粒和不同砂比条件下陶粒支撑剂在不同温度下老化后的海水基压裂液体系中的沉降速度，以此评价压裂液体系的悬砂性能，实验用陶粒粒径为0.425～0.500 mm，海水基压裂液老化温度为90、120、140和160 ℃，实验结果见图3。

图3 陶粒在海水基压裂液中的沉降速度

由图3可以看出，海水基压裂液体系的老化温度越高，支撑剂陶粒在其中的沉降速度越大，当老化温度为160 ℃时，单颗粒陶粒的沉降速度为0.068 mm/s，而10%砂比、20%砂比和30%砂比条件下沉降速度分别为0.016、0.023和0.029 mm/s。根据文献[21]报道，单颗支撑剂在压裂液体系中的沉降速度小于0.08 mm/s时，压裂液即具有良好的悬砂能力。由此可以看出，研制的耐高温高矿化度海水基压裂液体系具有较好的悬砂性能，能够满足海上油田压裂施工的需要。

2.5 破胶性能

在海水基压裂液体系中加入不同加量的破胶剂过硫酸铵，将压裂液体系置于不同温度下进行破胶实验，测定不同破胶时间后压裂液的黏度值、破胶液的表面张力以及残渣含量，以此评价压裂液体系的破胶性能，实验结果见表3。

由表3可以看出，在160 ℃和140 ℃实验条件下，当破胶剂加量为0.03%时，压裂液体系2 h就可以达到完全破胶。而在120 ℃和90 ℃实验条件下，当破胶剂加量为0.03%时，压裂液体系完全破胶则需要3 h，破胶时间均能满足行业标准的要求。不同温度下压裂液体系完全破胶后的表面张力和残渣含量变化不大，表面张力均在25 mN/m以下，这有助于压裂液破胶后的快速返排，残渣含量均在50 mg/L以下，远远低于行业标准要求的600 mg/L，能够有效降低压裂液残渣对地层带来的堵塞损害。

表3 海水基压裂液体系破胶性能

2.6 对岩心的伤害性能

室内采用高温高压岩心流动实验装置评价了海水基压裂液破胶液对目标储层基质岩心渗透率的伤害情况，储层岩心岩性主要为细砂岩，岩石矿物组分主要以石英和长石为主，其中石英含量在50%～75%，长石包括钾长石和斜长石，含量在10%～25%，黏土矿物含量在10%左右(具体组成见表4)。实验流体为2.5中破胶温度为160 ℃、破胶剂加量为0.03%、破胶时间为2 h时的破胶液，实验结果见表5。

表4 储层岩心黏土矿物含量分析结果

表5 海水基压裂液破胶液对岩心的伤害性能

由表5可见，海水基压裂液破胶液对储层岩心的渗透率伤害率小于10%，伤害率较低，这是由于压裂液体系破胶后的残渣含量较小，并且使用海水配制压裂液不会与储层流体产生不配伍现象，从而避免对储层造成严重的伤害。

3 现场应用

使用耐高温高矿化度海水基压裂液体系在渤海湾某油田X-11井进行了现场压裂施工试验，X-11井压裂施工井段为3 901.2～3 910.1 m，储层温度达到155 ℃左右。其中压裂液配制用水为过滤海水，压裂液基液黏度为96 mPa·s，交联时间为130 s，交联状态较好。该井压裂施工过程中共计注入压裂液402.3 m3，平均施工排量为4.6 m3/min，最高施工压力为61.3 MPa，累计加砂41.5 m3，平均砂比为23.6%，压裂液降阻率为72.6%，X-11井的具体施工曲线见图4。该井整体压裂施工过程顺利，开井正常返排，返排液破胶性能较好，返排率达到75%以上，返排液黏度为1.92 mPa·s，表面张力为26.1 mN/m，残渣含量为75.6 mg/L。生产初期实现了自喷排液，目前日产液量达到35.8 m3，日产油量18.3 t，取得了较为明显的压裂增产效果。

图4 X-11井压裂施工曲线

4 结 论

通过水溶液聚合法合成了一种新型稠化剂CHY-2，并以此为主要处理剂，配合交联剂等其他处理剂构建了一套耐高温高矿化度海水基压裂液体系。该体系具有良好耐温耐剪切性能、抗盐性能、悬砂性能、滤失性能以及破胶性能，并且破胶液对储层天然岩心的基质渗透率伤害程度较小，能够满足海上油田压裂施工的需求。该海水基压裂液现场配制状态较好，X-11井压裂施工过程顺利，压后实现了自喷排液，取得了良好的压裂增产效果。