速溶海水基压裂液在渤海油田的应用

李 梦，陈 磊，鲍文辉，申金伟，赵 健，孙厚台，许田鹏

（中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459）

渤海海域L油田储层埋深1 500～2 000 m，储层温度55～65 ℃，储层渗透率（50～2 000）×10-3μm2，储层孔隙度25%～35%，地面原油黏度10～10 000 mPa·s，属于典型的高孔、高渗、疏松砂岩油藏，储层非均质性严重。随着注水开发进入中后期，部分老井由于地层出砂、注入水质不合格等因素的影响，造成产液量、产油量大幅度下降，并且常规的解堵措施基本无效。压裂具有穿透距离深、有效时间长、能解决非均质层间矛盾等优点，可作为老井增产的有效手段之一[1-3]。但海上多数生产平台由于平台面积小、储液空间小的问题[4-6]，无法满足大规模压裂施工作业要求[7]，因此提出压裂增产船+连续混配+速溶海水基压裂液的一体化技术，能有效实现海上快速、高效、大规模压裂施工[8-12]。本文针对L油田的储层特征，优化出一套可连续混配速溶海水基压裂液体系，开展速溶性、耐温耐剪切性、滤失性、破胶性能和岩心伤害性能评价，并在L油田得到现场推广应用。

1 实验部分

1.1 材料与设备

材料：速溶型抗盐胍胶（SWF-SRG），工业品；杀菌剂BA-3、助排剂CA-4、调节剂CR-4、交联剂CL-3、破胶剂GB，工业品；无水煤油；天然岩心，取自油田现场。实验用海水取自渤海海域，矿化度为37 104 mg/L。离子质量浓度：Ca2+，392.8 mg/L；Mg2+，1 510.7 mg/L；Na+，10 168.9 mg/L；K+，393.7 mg/L；Cl-，21 602.3 mg/L；，3 036.4 mg/L。

设备：六速旋转黏度计；RS6000高温高压流变仪；电动搅拌器；Texas-500 型旋转滴法界面张力仪；JK-99B 表面张力仪；压裂液动态滤失伤害测试系统；恒温干燥箱，工作温度为室温200 ℃。

1.2 溶胀性

取500 mL海水加入烧杯中，启动搅拌器，调节搅拌器转速至500 r/min。称取1.75 g稠化剂，缓慢加入烧杯中，持续搅拌1 min后，停止搅拌，静置。分别在1、3、5、8、10、20、30和60 min时测试稠化剂溶液黏度，计算不同时间下稠化剂在海水中的溶解率。溶解率计算公式如下：

式中：ηt为时间t时的稠化剂的溶解率，%；μt为时间t时稠化剂溶液黏度，mPa·s；μ60为时间60 min时稠化剂溶液黏度，mPa·s。

1.3 压裂液性能评价

参照SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》，测定压裂液的表观黏度、耐温耐剪切性能、滤失性能、破胶性能及岩心基质渗透率损害率。

2 速溶海水基压裂液配方研究

通过分析渤海现场海水水质可知，矿化度为37 104 mg/L，其Na+浓度为10 168.9 mg/L、Ca2+浓度为392.8 mg/L、Mg2+浓度为 1 510.7 mg/L，海水中含有的大量阳离子会影响水分子向卷曲的瓜胶分子链内渗透、扩散，造成瓜胶分子链在海水中溶胀速度慢。速溶型抗盐胍胶通过在瓜胶分子链上接入强亲水的阴离子基团，不仅提高瓜胶海水中的黏度，并通过阴离子基团吸附阳离子屏蔽对其瓜胶分子溶胀速度的影响，从而提高瓜胶的抗盐性和速溶性。

海水中含有大量的Mg2+，其在碱性条件下，pH值超过9.5时，与OH-结合产生难溶的Mg(OH)2，不仅消耗压裂液中的OH-影响交联性能，沉淀还会造成储层基质和裂缝填充层堵塞[13]。调节剂同时具备螯合二价镁离子和调节pH值的功能，一方面避免二价镁离子与OH-反应生产沉淀，另一方面控制压裂液的pH值在9.5以下，为压裂液交联提供稳定的pH值环境。

3 压裂液性能评价

根据L油田储层特征，通过对关键添加剂的优选，形成可满足连续混配的低温速溶海水基压裂液配方：0.35%SWF-SRG + 0.2%BA-3 + 0.4%CA-4 + 0.4%CR-4 + 0.6%CL-3 + 0.03%～0.05%GB，对压裂液的性能进行了评价。

3.1 速溶性

连续混配设备包括恒压混合器、静态混合器和动态增黏系统，恒压混合器主要用于混合稠化剂和海水；静态混合器主要通过高速流动方式保证稠化剂充分分散和溶胀；动态增黏系统为一个大容积的搅拌罐，主要用于压裂液充分的溶胀、溶解[14]。为了满足压裂液即配即用，要求压裂液在5～10 min完成溶胀，满足交联携砂的要求。

浓度为0.35%的SWF-SRG在海水中的溶解率测试结果见表1。SWF-SRG在海水中溶胀5 min和10 min时，基液黏度分别达到33 mPa·s和36 mPa·s，溶解率分别为81.3%和92.3%。说明SWF-SRG在海水中5～10 min内能充分溶胀，满足连续混配配液的要求。

表1 SWF-SRG溶胀性测试Table 1 Swelling of SWF-SRG

3.2 耐温耐剪切性

使用搅拌器配制基液，转速为500 r/min，按照配方比例依次加入SWF-SRG、杀菌剂、助排剂、调节剂后，继续搅拌1 min，然后静置5 min，加入交联剂搅拌形成冻胶。用HAAKE RS6000流变仪在剪切速率为170 s-1、温度为60 ℃条件下对压裂液冻胶进行耐温耐剪切性能评价，实验结果见图1。压裂液经过120 min剪切后，黏度保持在110 mPa·s以上，表明速溶海水基压裂液满足现场压裂施工携砂的需求。

图1 速溶海水基压裂液耐温耐剪切性Fig. 1 Temperature and shear resistance of instant seawater based fracturing fluids

3.3 滤失性能

取L油田储层岩心在60 ℃进行静态滤失参数的测试。岩心长度3.3 cm，直径2.54 cm，测得孔隙度为28%，渗透率为118×10-3μm2。低温速溶海水基压裂液的滤失属于受造壁性控制的滤失，计算得到造壁滤失系数Cw=0.223×10-3m/s1/2、初滤失量SL=0.484×10-2m3/m2，满足行业标准的要求。经过静态滤失测试后，在岩心端面形成了一层滤饼（图2），表明该压裂液在储层裂缝壁面形成滤饼后，能降低压裂液向储层基质滤失，提高压裂液造缝性能，确保了高渗储层压裂施工的成功率。

图2 滤失后岩心端面Fig. 2 Core end face after filtration

3.4 破胶性能

在60 ℃下分别测试速溶海水基压裂液在不同破胶剂浓度、不同时间下的破胶液黏度和残渣含量，测试结果见表2。从表中看出，破胶剂浓度在0.03%和0.05%下，4 h时破胶液黏度均小于5 mPa·s，彻底破胶。在0.05%破胶剂浓度下，破胶液黏度和残渣含量小于0.03%破胶剂，并且随着破胶时间延长，破胶液黏度和残渣含量进一步降低，表明提高破胶剂浓度和延长关井时间有助于彻底破胶和降低固相物含量，减小储层伤害。

表2 速溶海水基压裂液破胶性能Table 2 Gel breaking performance of instant seawater based fracturing fluids

速溶海水基压裂液破胶液表面张力 27 mN/m，煤油的界面张力0.5 mN/m 左右，满足行业标准要求。

3.5 岩心伤害评价

以煤油为流动介质，测试速溶海水基压裂液破胶液对渤海油田L井岩心基质渗透率损害率，实验结果见表3。可以看出，该速溶海水基压裂液岩心基质渗透率平均损害为5.05%，远小于行业标准≤30% 的要求。

表3 岩心基质渗透率损害率Table 3 Damage rate of core matrix permeability

4 现场应用

渤海海域海水矿化度为35 000～37 000 mg/L，pH值为7.0～7.5，现场压裂液用海水直接配制。连续混配装置最大配液速率8.0 m3/min，瓜儿胶干粉最大下料速度56 kg/min。速溶海水基压裂液连续混配压裂在渤海油田应用超过10井次，最大配液速度4.3 m3/min，最高砂比60%，最大加砂量51.1 m3，现场施工均顺利完成（表4）。从现场施工效果看，海上压裂采用了压裂增产船+连续混配设备+速溶海水基压裂液的作业模式，节省了压裂设备吊装、摆放、备水、配液等过程的作业时间，单井压裂作业时间由7天缩短到2天，大幅度提高了作业效率，对海上大规模压裂作业具有借鉴意义。

表4 速溶海水基压裂液现场应用Table 4 Field application of instant seawater-based fracturing fluids

5 结论

（1）SWF-SRG在海水中溶胀5 min和10 min时，溶解率分别为81.3%和92.3%，表明SWFSRG满足连续混配配液的要求。

（2）形成一套低温速溶海水基压裂液，在60 ℃下剪切120 min后黏度大于110 mPa·s，造壁滤失系数Cw=0.223×10-3m/s0.5，在0.05%破胶剂浓度下4 h内完全破胶，破胶液黏度3.2 mPa·s，残渣含量260 mg/L，对储层岩心基质渗透率平均损害率为5.05%，具有良好耐温耐剪切、造壁性、破胶性和储层保护性。

（3）低温速溶海水基压裂液连续混配压裂在L油田应用了12井次，现场5 min溶解率均超过80%，实现了最大配液速度4.3 m3/min，最高砂比60%，最大加砂量51.1 m3，施工成功率100%，大幅提高了海上压裂施工效率和施工规模。