高溫清潔壓裂液在塔河油田的應用

孟 燕，張士誠

（1.長江大學 地球物理與石油資源學院，湖北 武漢 430100； 2.中國石油大學 石油工程教育部重點實驗室（北京），北京 102249）

0 引言

塔河油田位于天山南麓、塔克拉瑪干沙漠北緣的戈壁荒漠地區，構造位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段阿克庫勒凸起西部.塔河油田碎屑巖儲層具有滲透率低、物性差、非均勻性極強、油氣埋藏深（5 000m左右）、地層溫度高（100～130℃）等特點，儲層改造難度非常大［1-3］.目前，常用的胍膠壓裂液體系在地層中破膠不完全，殘留在裂縫中的聚合物嚴重地降低支撐劑充填層的滲透率，從而降低裂縫的導流能力，導致壓裂效果變差［4］.清潔壓裂液體系可以克服胍膠壓裂液的缺陷，適用于低滲透油氣藏的壓裂，對支撐劑導流能力傷害小，能夠充分發揮支撐劑的增產潛力.清潔壓裂液的施工管柱摩阻只有胍膠壓裂液的一半，可以大幅度地降低壓裂施工管柱摩阻，發揮設備潛力，保證順利加砂.

目前，國外壓裂液體系朝著地層傷害小、環境友好的方向發展，并且不斷提高其耐溫能力［5］，已經形成門類齊全、適用于各種地層和環境條件下的壓裂液體系.國內對清潔壓裂液研究較晚，目前主要應用的壓裂液為CTAB和Schlumberger的J508w型表面活性劑.CTAB的耐溫性能差，當溫度高于60℃時，黏彈性隨之大大降低.Schlumberger的J508w型表面活性劑具有很好的黏彈特性，適用的溫度也較高，但是成本特別高.我國自行研制的清潔壓裂液（如VES-1、FRC-1、VES-80等）的使用溫度主要在100℃以下［5］.根據塔河油田深井高溫的特點，提高清潔壓裂液的耐溫能力，以滿足塔河油田的壓裂需求，為高效開發塔河油田提供一種高性能低傷害壓裂液.

1 壓裂液主劑

高溫清潔壓裂液體系的大部分主劑是表面活性劑［6］，也可以根據壓裂施工的需求添加其他類型的主劑，如防膨劑、阻垢劑、pH調整劑等.

1.1 表面活性劑的優選

表面活性劑由性質不同的兩部分組成：一部分是由碳氫鏈組成的非極性集團；另一部分是由親水基組成的極性集團.因此，表面活性劑分子的結構特征是一種既親油又親水的兩親分子.根據表面活性劑極性基團的解離性質，可以把表面活性劑劃分為陽離子型、陰離子型、兩性型、非離子型表面活性劑［7-8］.考慮儲層滲透率傷害小和耐高溫因素，優選適合塔河油田地層的表面活性劑類型.

1.1.1 低傷害表面活性劑

塔河油田砂巖地層巖石表面呈電負性，陽離子型表面活性劑易吸附到砂巖表面，從而改變地層的表面性質，對地層造成傷害，因此陽離子型表面活性劑不適合塔河油田砂巖地層.為了對比其他3種表面活性劑壓裂液體系對地層的傷害程度，參照SY 5107-2005《水基壓裂液性能評價方法標準》，進行兩性型、非離子型和陰離子型表面活性劑壓裂液體系巖心傷害實驗.實驗結果表明：兩性型表面活性劑壓裂液體系的巖心傷害率為16.0%，非離子型表面活性劑壓裂液體系的巖心傷害率為19.0%，陰離子型表面活性劑壓裂液體系的巖心傷害率為9.7%.陰離子型表面活性劑壓裂液對巖心的傷害率最小，能夠解決由壓裂液吸附導致的基質傷害問題.因此，優選陰離子型表面活性劑作為高溫清潔壓裂液的主劑.

1.1.2 耐高溫表面活性劑

不同表面活性劑的耐溫性能不同.表面活性劑的親油基團碳原子數增加時，在水介質中的膠束聚集數增加，膠束之間的排斥作用也增加，球形膠束開始變形，合并成為占用空間更小的線狀或棒狀膠束；棒狀膠束進一步合并，變成更長的蠕蟲狀膠束，形成的膠束越穩定，溫黏性也越好.清潔壓裂液的耐溫性與表面活性劑分子的親油基團的碳鏈長度有關.選擇18碳油酸陰離子表面活性劑和研制的22碳D2F-AS11陰離子表面活性劑，比較不同碳鏈長度的陰離子表面活性劑的耐溫性.18碳油酸陰離子表面活性劑的耐溫溫度為75℃，當溫度高于75℃后，黏度降至20mPa·s以下；D2F-AS11陰離子表面活性劑在130℃溫度時的黏度為57mPa·s，耐溫性能更好.

1.2 KCl的優選

在壓裂液體系中加入無機鹽時，膠束的擴散雙電層將被壓縮，表面活性劑離子頭之間的相互排斥作用減弱，膠束聚集數隨著濃度的升高而增加［9-10］.陽離子使陰離子表面活性劑CMC（臨界膠束濃度）下降的強度為Na＋＞K＋.選擇加入K＋離子，可以降低陰離子表面活性劑壓裂液的耐溫性.在壓裂過程中，黏土礦物與以水為基液的壓裂液接觸后立即產生膨脹，使流動孔隙減小，需要在高溫清潔壓裂液中添加黏土穩定劑.目前，常使用的無機類黏土穩定劑主要有氯化鉀和氯化鈉.在壓裂液中加入2%～3%（質量分數）的氯化鉀可以暫時控制黏土膨脹，因此需要將KCl加入到高溫清潔壓裂液中.

1.3 阻垢劑EDTA的優選

如果高溫清潔壓裂液與地層液體不配伍，就有沉淀物生成，對地層造成傷害，需要在高溫清潔壓裂液中添加阻垢劑.EDTA是螯合劑的代表性物質，可與多種金屬離子形成穩定的、易溶于水的絡合物，被廣泛應用于以Ca2＋、Mg2＋、Ba2＋、Sr2＋鹽為主要成分的難溶垢的化學處理；還可以提高陰離子表面活性劑壓裂液的成膠性和穩定性［11］.為了確定高溫清潔壓裂液中EDTA的加量，在保持高溫清潔壓裂液中其他成分不變的情況下，測試不同EDTA的加量下高溫清潔壓裂液黏度的變化.隨著EDTA加量的增加，壓裂液體系的黏度也增加.當EDTA的加量增至0.30%后（質量分數，下同），繼續增加EDTA的加量體系黏度變化不大，并且黏度有減小的趨勢.綜合考慮效果因素和經濟因素，選擇加量0.20%的EDTA為阻垢劑.

1.4 pH調整劑KOH的優選

原油中的石油酸可以與堿反應，生成相應的石油酸鹽，即羧酸鹽類陰離子表面活性劑，有利于提高壓裂液的返排能力［12］.因此，在高溫清潔壓裂液體系中加入一定量的強堿，可以降低高溫清潔壓裂液在砂巖表面的吸附和對儲層的傷害.常用的強堿有KOH和NaOH，由于K＋的耐溫性較Na＋的好一些［13］，并且K＋可以起到防止黏土膨脹的作用，所以選擇KOH為pH調節劑.為了確定高溫清潔壓裂液中KOH的加量，在保持壓裂液中其他成分不變情況下，測試不同KOH的加量下壓裂液黏度的變化.當KOH的加量為0.30%時，壓裂液的初始黏度很低，不能滿足施工要求；當KOH的加量為0.35%～0.70%時，壓裂液的初始黏度大于50mPa·s，可以滿足施工要求.綜合考慮效果和經濟因素，選擇加量為0.60%的KOH為pH調節劑.

2 壓裂液配方優化實驗

在篩選高溫清潔壓裂液的主劑后，對主劑的加量進行優化.由于塔河油田碎屑巖儲層地層溫度多在100～130℃之間，因此需要研究一種耐溫達到130℃的高溫清潔壓裂液配方.

2.1 優化D2F－AS11的加量

保持KOH的加量為0.60%，EDTA的加量為0.20%及KCl的加量為3.00%不變，當D2F-AS11的加量分別為3.00%、3.50%、4.00%時，在溶液溫度從室溫升到130℃，剪切速率170s-1條件下剪切25 min；保持130℃溫度，在剪切速率170s-1條件下剪切50min，用高溫流變儀測試黏溫曲線，結果見圖1.

由圖1可以看出：當溶液溫度從室溫升到130℃，D2F-AS11的加量為3.00%或3.50%時，壓裂液最低點的黏度為20mPa·s，不能有效攜沙；當D2F-AS11的加量為4.00%時，壓裂液黏度一直保持在30 mPa·s以上，能夠有效攜沙.當溶液的溫度從室溫升到130℃時，壓裂液的黏度變化分為3個階段：第一階段黏度大幅度下降；第二階段黏度小幅度上升；第三階段黏度小幅度下降.第一階段和第三階段壓裂液黏度下降的原因是在溶液溫度升高時，破壞交聯形成的網狀結構；第二階段壓裂液黏度上升的原因，是D2F-AS11表面活性劑中的羰基在一定溫度區間內促使高溫清潔壓裂液發生二次交聯.溶液中D2FAS11表面活性劑的加量越高，單位體積內表面活性劑膠束的量越多，所形成的蠕蟲狀膠束也越多，膠束的穩定性越強，從而使得壓裂液的溫黏性也越好.因此，選擇D2F-AS11的加量為4.00%.

2.2 優化KCl的加量

保持D2F-AS11的加量為4.00%，KOH的加量為0.60%，EDTA的加量為0.20%不變，當KCl的加量分別為2.50%、3.00%、3.50%時的流變曲線見圖2.由圖2可以看出：當KCl的加量為2.50%或3.50%時，剪切30min后溶液黏度降至30mPa·s以下，不能有效攜砂；當KCl的加量為3.00%時，溶液黏度一直保持在30mPa·s以上，能有效攜砂.因此，選擇KCl的加量為3.00%.

因此，高溫清潔壓裂液的優化配方為D2F-AS11（4.00%）＋KCl（3.00%）＋EDTA（0.20%）＋KOH（0.60%）.

3 壓裂液性能評價實驗

確定高溫清潔壓裂液的優化配方后，取塔河油田配液現場水（即配液站的水）配置高溫清潔壓裂液，評價壓裂液性能.

3.1 抗剪切性能

隨著溶液溫度升高，表面活性劑膠束結構的穩定性降低.當溫度從室溫升至130℃，在剪切速率170 s-1條件下剪切25min；保持130℃溫度，在剪切速率170s-1條件下剪切50min，用高溫流變儀測試黏溫曲線，結果見圖3.由圖3可以看出，高溫清潔壓裂液體系在130℃高溫下黏度始終保持在30mPa·s以上，抗剪切性能很好.

3.2 攜砂性能

壓裂液攜砂性能是指壓裂液對支撐劑的懸浮能力.如果壓裂液的攜砂性能好，就能將支撐劑全部均勻地帶入裂縫中.壓裂液靜態懸浮能力通常用支撐劑顆粒在壓裂液中的自由沉降速度表示，允許沉降速度為0.08～0.80mm／s.將粒徑為0.45～0.90mm的陶粒均勻地分散在壓裂液表面，測定砂粒的沉降速度在0.10～0.15mm／s之間，可以有效攜砂.

3.3 破膠性能

壓裂液破膠性能直接影響壓裂液的返排及壓裂效果［14-15］.高溫清潔壓裂液可以通過與地層水混合的方法破膠.當高溫清潔壓裂液被地層水沖洗稀釋后，表面活性劑之間的斥力變小，蠕蟲狀膠束破壞成為小球形膠束，球形膠束彼此不纏結，具有與水相似的黏度.

將高溫清潔壓裂液與地層水按不同的比例混合，高速攪拌1min后恒溫放置.當壓裂液與地層水混合比例為1∶3（體積比），破膠2h后，壓裂液黏度為5mPa·s，破膠完全.壓裂液與地層水體積比越小，破膠時間越短，破膠后黏度也越小；溫度越高，破膠后黏度越小（見表1）.

3.4 滲透率傷害實驗

在壓裂施工過程中，壓裂液的濾餅和破膠后的殘渣將對儲層基質滲透率造成傷害.通過考察高溫清潔壓裂液對儲層基質滲透率的影響，評價高溫清潔壓裂液對儲層的傷害.高溫清潔壓裂液對塔河油田不同巖心滲透率的影響結果見表2.由表2可以看出：高溫清潔壓裂液對巖心滲透率的平均傷害率為8.1%，遠低于普通壓裂液對巖心滲透率的傷害率（30%左右）［16-17］.該高溫清潔壓裂液體系對儲層傷害非常低，與它不含高分子添加劑有關.

表1 地層水稀釋高溫清潔壓裂液破膠性能Table 1 The gel breaking ability of high temperature clean fracturing fluid after diluted by formation water

表2 高溫清潔壓裂液的巖心傷害數據Table 2 The reservoir harm data caused by high temperature clean fracturing fluid

4 現場應用

2013 年，在塔河油田T813（k）井使用優化配方的高溫清潔壓裂液，對4 952～4 977m井段進行壓裂.目標層段溫度為125.4℃，平均滲透率為35.8×10-3μm2.在壓裂施工過程中注入地層加液量301.7m3，加入40～60目陶粒2.01m3、20～40目陶粒37.93m3.在壓裂施工結束后，根據壓裂施工參數，用Fracpro PT軟件擬合分析動態縫長為125.20m，支撐劑縫高為27.15m，人工裂縫導流能力為10 μm2·cm.

壓裂后返排317.7m3液體見油，返排率為105.3%，返排效果良好.壓裂后初期日增油28.9t，截至2014年2月累計增油6 460.5t，遠高于鄰井壓裂后年均增油量2 716.8t，高溫清潔壓裂液的應用效果良好.

5 結論

（1）針對塔河油田所研制的高溫清潔壓裂液體系具有高溫抗剪切能力強、懸砂能力好、對地層滲透率傷害低等特點.

（2）高溫清潔壓裂液體系能適應塔河油田碎屑巖儲層滲透率低、油氣埋藏深和地層溫度高等特點，在油田現場增油效果良好.

（3）高溫清潔壓裂液體系的耐溫性能和耐剪切性能較其他類型的清潔壓裂液有較大幅度的提升，但是成本要比普通壓裂液的高，需要開展降低高溫清潔壓裂液成本的研究.

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