高密度瓜膠壓裂液體系的研究與應(yīng)用

崔會(huì)杰 余東合 李建平 車 航 李玉濤 周 漢

（1.中國(guó)石油華北油田公司，河北任丘 062552；2.中國(guó)石油渤海鉆探井下作業(yè)公司，河北任丘 062552）

高密度瓜膠壓裂液體系的研究與應(yīng)用

崔會(huì)杰1余東合1李建平1車 航1李玉濤1周 漢2

（1.中國(guó)石油華北油田公司，河北任丘 062552；2.中國(guó)石油渤海鉆探井下作業(yè)公司，河北任丘 062552）

針對(duì)華北油田家29斷塊與岔71斷塊高壓油氣層壓裂改造難度大的問(wèn)題，室內(nèi)優(yōu)選出溴化鈉與硝酸鈉復(fù)配加重劑，研發(fā)了高密度壓裂液體系。研究結(jié)果表明，該壓裂液體系的密度1.20～1.55 g/cm3可調(diào)，160 ℃、170 s-1條件下剪切90 min后黏度大于100 mPa·s。在華北油田進(jìn)行了4口井的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，與普通壓裂液相比，施工排量提高了1.0～1.5 m3/min，砂比提高了5～16個(gè)百分點(diǎn)，井口壓力降低了7～15 MPa，壓裂效果較同區(qū)塊鄰井顯著提高。

高壓油氣層；高密度壓裂液；加重劑；現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

異常高壓油氣層壓裂改造時(shí)不僅對(duì)設(shè)備與管柱性能要求較高，而且施工排量與砂比也受到限制，致使難以達(dá)到理想的壓裂效果。目前異常高壓油氣層壓裂時(shí)常使用加重劑來(lái)增加壓裂液密度，通過(guò)提高液柱壓力來(lái)降低井口施工壓力。常用的溴化鈉加重壓裂液價(jià)格較高，而氯化鉀加重壓裂液最大密度僅為1.15 g/cm3，液柱壓力增加有限［1-4］，都不宜大范圍推廣應(yīng)用。為此，研發(fā)出一種成本低、密度高、耐溫抗剪切性能好的新型加重壓裂液體系，能夠滿足高溫高壓油氣層改造對(duì)壓裂液密度和耐溫性的需求。

1 高密度壓裂液配方的優(yōu)選

1.1 加重劑

高密度壓裂液常用的加重劑為可溶性無(wú)機(jī)鹽，要求溶解度高、鹽水密度高、與壓裂液及地層流體配伍性好。常用無(wú)機(jī)鹽在不同溫度下的溶解度測(cè)定結(jié)果見(jiàn)圖1。可以看出在0～30 ℃時(shí)，溴化鈉與硝酸鈉的溶解度最高，二者均屬?gòu)?qiáng)酸鹽，溶解后呈中性，與壓裂液和地層流體的配伍性也較好。溴化鈉價(jià)格較高，單獨(dú)使用成本較高，因此提出將溴化鈉與硝酸鈉按一定比例復(fù)配使用。圖2是30 ℃下硝酸鈉與溴化鈉按一定比例復(fù)配后飽和水溶液的密度，隨溴化鈉比例增加，其水溶液的密度逐漸升高，考慮成本因素，確定將硝酸鈉與溴化鈉以2∶1比例復(fù)配，此時(shí)其飽和水溶液密度為1.52 g/cm3，既能提高壓裂液的密度，又能降低成本。

圖1 常用鹽類物質(zhì)在不同溫度下的溶解度

圖2 30 ℃時(shí)硝酸鈉與溴化鈉復(fù)配后飽和水溶液的密度及成本對(duì)比

1.2 稠化劑

瓜膠粉增稠能力強(qiáng)，水溶脹性好，抗鹽能力強(qiáng)，被廣泛用作壓裂液的稠化劑。選用羥丙基瓜膠一級(jí)粉作為加重壓裂液的稠化劑。稠化劑的濃度與凍膠的性能有很大的關(guān)系，濃度過(guò)小，達(dá)不到所需黏度，影響壓裂液的攜砂和造縫能力；濃度過(guò)大，黏度過(guò)高，不僅成本高，而且壓裂液的摩阻與殘?jiān)摺？疾炝顺叵赂呙芏葔毫岩涸z液的黏度，結(jié)果見(jiàn)圖3。

圖3 不同溫度下稠化劑濃度與基液黏度的關(guān)系

在加重壓裂液中加入0.4%～0.5%羥丙基瓜膠，在5～30 ℃時(shí)基液黏度可滿足配液與壓裂施工要求。

1.3 交聯(lián)劑和pH值調(diào)節(jié)劑

可選擇的交聯(lián)物質(zhì)有硼砂、硼酸、有機(jī)硼、有機(jī)鈦和有機(jī)鋯。有機(jī)鋯交聯(lián)劑不僅具有較好的耐溫與耐鹽能力，而且鋯離子對(duì)黏土還具有較好的防膨脹作用，可用作高密度壓裂液的交聯(lián)劑。

壓裂液最佳交聯(lián)時(shí)間應(yīng)與壓裂液流經(jīng)壓裂管柱的時(shí)間相一致（2.5～5 min）。交聯(lián)時(shí)間過(guò)長(zhǎng)，易造成脫砂，使施工失敗；交聯(lián)過(guò)快，使壓裂液摩阻增大，也會(huì)影響壓裂施工。基液pH值對(duì)壓裂液的交聯(lián)性能與耐溫性能影響很大。在45%加重劑+0.4%稠化劑的基液中加入不同量的pH值調(diào)節(jié)劑和0.3%有機(jī)鋯交聯(lián)劑，測(cè)定壓裂液的交聯(lián)時(shí)間與120 ℃時(shí)的黏度，結(jié)果見(jiàn)表1。可以看出，當(dāng)基液pH值在10.5～11.5時(shí)，壓裂液不僅具有一定的延遲交聯(lián)時(shí)間，還具有較好的耐溫性能。

表1 pH值對(duì)壓裂液交聯(lián)性能與耐溫性能的影響

1.4 破膠劑

破膠劑種類很多，對(duì)于高溫油氣層壓裂，一般選用膠囊破膠劑+過(guò)硫酸銨復(fù)合破膠體系，即攜砂液前期錐形加入膠囊破膠劑，后期錐形加入過(guò)硫酸銨，使其半小時(shí)破膠。隨著施工的進(jìn)行，地層被壓裂液冷卻，溫度逐漸降低，離施工結(jié)束時(shí)間越短，加入破膠劑量越大。因此，根據(jù)施工時(shí)間與裂縫中壓裂液溫度剖面，按錐形追加破膠劑，使壓裂液的破膠時(shí)間與施工時(shí)間相一致，既能保證壓裂液的造縫與攜砂能力，又能使壓裂液在施工結(jié)束后快速破膠、水化返排，減少壓裂液對(duì)地層的傷害。經(jīng)過(guò)實(shí)驗(yàn)，確定出了高密度壓裂液在不同溫度下、不同時(shí)間內(nèi)（0.5～4 h）破膠所需破膠劑的用量，見(jiàn)表2。

表2 不同溫度、時(shí)間下快速破膠所需破膠劑用量 %

1.5 高密度壓裂液配方的確定

經(jīng)過(guò)以上優(yōu)選結(jié)果，確定高密度壓裂液體系配方為：0.4%～0.5%羥丙基瓜膠+0.3%～0.45%有機(jī)鋯交聯(lián)劑+0.4%pH值調(diào)節(jié)劑+0.05%～0.3%過(guò)硫酸銨+0.4%耐溫劑+30%～50%加重劑+0.5%助排劑+0.5%破乳劑+0.05%殺菌劑JA-1。

2 高密度壓裂液性能評(píng)價(jià)

2.1 流變性能

采用HAAK流變儀，在溫度160 ℃、剪切速率170 s-1條件下對(duì)壓裂液的流變性能進(jìn)行了測(cè)定，連續(xù)剪切90 min后，黏度大于100 mPa·s，可完全滿足高溫深井壓裂施工的要求（圖4）。

圖4 高密度壓裂液流變曲線

2.2 破膠實(shí)驗(yàn)

按配方配制壓裂液，密封后在一定溫度下恒溫靜置16 h，測(cè)定破膠液黏度、表面張力、對(duì)黏土的防膨率。由表3可看出，在不同溫度下破膠后破膠液黏度小于5 mPa·s，表面張力小于26 mN/m，對(duì)黏土的防膨率大于86%，可保證壓后順利返排。

表3 壓裂液破膠液性能

2.3 巖心傷害實(shí)驗(yàn)

用高密度壓裂液和常規(guī)羥丙基瓜膠壓裂液進(jìn)行了巖心傷害率對(duì)比實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表4，兩種壓裂液對(duì)家29斷塊巖心的傷害率相似，平均傷害率＜30%。

表4 不同壓裂液對(duì)家29斷塊巖心的傷害試驗(yàn)數(shù)據(jù)

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2012年在華北油田冀中地區(qū)使用加重壓裂液施工4口井，成功率100%，與使用普通壓裂液相比較，施工排量提高了1.0～1.5 m3/min，井口壓力降低了7～15 MPa，壓后投產(chǎn)效果較好（表 5）。

表5 不同壓裂液施工情況對(duì)比

4 結(jié)論

（1）優(yōu)選出的新型加重劑——硝酸鈉與溴化鈉的復(fù)配物，具有價(jià)格便宜、加重效果好、與壓裂液和地層流體配伍性能好等特點(diǎn)。

（2）優(yōu)選出耐溫抗剪切性能好的高密度壓裂液體系，密度在 1.20～1.55 g/cm3可調(diào)，耐溫 160 ℃。

（3）使用高密度壓裂液對(duì)深層、異常高壓油氣層壓裂施工，能有效地降低施工壓力，提高施工排量與砂比，提高壓裂施工的成功率與效果。

［1］ 姚俊蘭，車航，崔會(huì)杰，等.壓裂液延遲交聯(lián)與快速破膠技術(shù)［J］.鉆井液與完井液，2003，20（4）：24-26.

［2］ 段志英.高壓深井壓裂液加重技術(shù)研究進(jìn)展［J］.斷塊油氣田，2010，17（4）：500-502.

［3］ 段志英.國(guó)外高密度壓裂液技術(shù)研究進(jìn)展［J］.國(guó)外油田工程，2010，26（6）：32-33，37.

［4］ 程興生，張福祥，徐敏杰，等.低成本加重瓜膠壓裂液的性能與應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2011，33（2）：91-93.

（修改稿收到日期 2013-06-10）

Research and application of high density guar gum fracturing fluid system

CUI Huijie1, YU Donghe1, LI Jianping1, CHE Hang1, LI Yutao1, ZHOU Han2
（1. Huabei Oilfield Co., PetroChina,Renqiu062552,China; 2. Down Hole Operation Co.,Bohai Drilling and Exploitation Company,Renqiu062552,China）

High pressure oil and gas reservoir hydraulic fracturing is a difficult problem in Blocks J29 and C71 in Huabei oilfield.Aiming at this, a high density fracturing fluid system was developed by choosing sodium bromide and sodium nitrate as mixed weighting agent. Research showed that the density of this fracturing fluid can adjust between 1.20～1.55 g/cm3; And its viscosity is more than 100 mPa·s after 90 minites shearing under the conditions of temperature 160 ℃ and shear rate 170 s-1. 4 wells field application in Huabei oilfield has showed that, compared with common fracturing fluid, the construction output increases 1.0～1.5 m3/min with the high density fluid, and proppant concentration climbs 5～16 percentage point with the decresing of well head pressure in 7～15 MPa. The fracturing effect significantly improves compared with wells in adjacent block.

high pressure oil and gas reservoirs; high density fracturing fluid; weighting agent; field application

崔會(huì)杰，余東合，李建平，等. 高密度瓜膠壓裂液體系的研究與應(yīng)用［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（5）：64-66.

TE357.1

：A

1000–7393（2013） 05–0064–03

華北油田公司科研項(xiàng)目“高密度壓裂液加重劑與配制技術(shù)的研究”（編號(hào)：2012-HB-G26）部分研究?jī)?nèi)容。

崔會(huì)杰，1958年生。1990年畢業(yè)于華北石油職工大學(xué)，現(xiàn)從事壓裂液的研究與應(yīng)用工作，工程師。電話：0317-2728489。E-mail：cyy_cuihj@petrochina.com.cn。

〔編輯 朱 偉〕