姬塬油田壓裂返排液配制調剖劑的探索研究

孫建新，浦三龍，魏江偉，張進科，李曼平

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安710200）

姬塬油田壓裂返排液配制調剖劑的探索研究

孫建新，浦三龍，魏江偉，張進科，李曼平

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安710200）

隨著長慶油田開發的不斷深入，姬塬油田每年的壓裂工作量不斷增加，大量的壓裂返排液無法直接排放，且處理費用高，給油田開發和環境保護都造成巨大壓力。因此，綜合考慮壓裂返排液的環境保護、處理成本、回收再利用的要求，本文通過國內外調研、室內分析以及姬塬油田儲層適應性評價，對壓裂返排液用于調剖堵水進行了可行性研究，初步建立了基于壓裂返排液的調剖劑配方，并進行了性能評價，形成適合于姬塬油田自身的返排液回收再利用的研究方向和思路。

姬塬油田；壓裂返排液；調剖回收利用

近年來，長慶姬塬油田壓裂酸化等增穩產措施工作量逐年上升，導致措施廢水量逐年增加，僅2015年措施產生廢水超過30×104m3。這些措施廢水若處理、處置不當，廢水中的石油類、重金屬、鹽類等污染物進入環境會產生嚴重危害。目前姬塬油田主要采用集中回注方式解決，處理費用高。同時由于姬塬油田部分油藏平面矛盾突出，見水井逐年增多，注入水沿高滲條帶、大孔道推進，平面、層內矛盾突出，造成水驅效率低的問題。

因此，結合上述兩種問題，若能夠實現利用壓裂返排液配制調剖液，不但有利于解決姬塬油田措施返排液處理難度大、費用高的問題，同時還可以探索出一種適合姬塬油田的經濟、環保型穩產、增產措施方式。

1　國內外現狀

隨著石油工業生產過程中環境保護問題的日益突出，壓裂液返排液再次利用的研究越來越受到重視。目前國內外各研究院所，針對壓裂液返排液處理技術開展了大量的攻關研究和現場試驗，由于壓裂廢液中添加劑種類繁多，處理難度較大，主要采用化學法、生化法、固化法等方法進行處理。目前較經濟和安全的壓裂返排液的主流處理方式主要有兩種：一是經過預處理后回注，二是處理后直接外排。兩種處理方法各有好處，但仍存在處理工藝復雜、利用率低、費用高等問題，限制了其大規模的推廣應用。

長慶油田經過大量的攻關研究及現場試驗，壓裂返排液經沉降、除砂后可重新用于壓裂，已在水平井中重復利用，但其處理后的水質僅能達到壓裂（水平井壓裂中的伴注）的要求。而壓裂返排液的再次利用與油田提高原油采收率技術相結合尚處于探索、攻關階段。

2　水質綜合分析

對姬塬油田5口油井的長8層胍膠壓裂返排液進行了取樣和水質綜合分析。通過觀察分析，在密閉塑料桶存放過程中，水樣顏色不斷加深，且產生強烈的異臭味，表現為厭氧菌不斷繁殖的現象。經實驗測定，密閉存放20 d左右的各水樣中硫酸鹽還原菌（SRB）含量為104～106個/毫升。水樣外觀圖（見圖1）。

2.1離子分析

室內采用離子色譜分析儀對5個水樣進行了離子類型及含量的全分析，實驗結果（見表1）。

從表1可以看出，5個水樣中的總礦化度最高超過10 000 mg/L，其中，二價離子含量超過3 500 mg/L，且種類較多，包括SO42-、Ca2+、Mg2+、Sr2+，這些二價離子對胍膠返排液配制調剖劑的成膠性能有較大影響，對調剖劑組分的抗鹽性能提出更高要求。

2.2固體懸浮物（TSS）分析

固體懸浮物（TSS）即不可濾殘渣，是指不能通過孔徑為0.45 μm濾膜的固體物。室內對水樣的TSS進行了分析測定，實驗結果（見表2）。

圖1　姬塬油田胍膠壓裂返排液水樣外觀

表1　壓裂返排液水樣離子色譜分析結果

表2　水樣固體懸浮物（TSS）含量測定結果

從實驗分析結果可以看出，被測水樣的TSS含量均高于國家三級排放標準。通常，懸浮物會使水體渾濁，往往也是微生物隱蔽的載體，水體中的有機懸浮物沉積后易厭氧發酵，使水質惡化。對于配制調剖劑來說，水中高含量的TSS，不溶物影響調剖劑的注入性能和成膠性能。

2.3化學需氧量、氨氮、總磷及總氮分析

化學需氧量（CODCr）表示在強酸性條件下重鉻酸鉀氧化一升污水中有機物所需的氧量，它反映了有機物、亞硝酸鹽、亞鐵鹽、硫化物等還原性物質對水的污染程度，是評價水體中有機污染物質相對含量的一項重要綜合性指標。

室內采用國家HJ-T399-2007標準所述的快速消解分光光度法，對水樣的CODCr、氨氮、總磷及總氮進行了分析測定，實驗結果（見表3）。

表3　壓裂返排液水樣化學需氧量、氨氮、總磷及總氮測定結果

根據實驗測定分析結果，被測水樣的CODCr、氨氮、總磷及總氮值總體上遠高于國家最低排放標準。其中化學需氧量（CODCr）遠遠高于國家排放標準，說明壓裂返排液中含有大量的有機物，這些有機物的存在，不僅產生有毒氣體，使返排液毒性大，同時導致水質差且不穩定，嚴重影響調剖劑的成膠強度和穩定性。

通過上述分析，壓裂返排液具有以下主要特點：（1）外觀呈土黃色至黑色，具有惡臭氣味；（2）固體懸浮物含量較高，硫酸鹽還原菌（SRB）含量達到104～106個/毫升；（3）總礦化度6 500 mg/L～10 000 mg/L，其中二價成垢離子含量超過3 500 mg/L；（4）有機物含量高，化學需氧量（CODCr）含量介于600 mg/L～5 500 mg/L，氨氮、總氮及總磷總體含量超過國家標準。以上特點使得壓裂返排液不能直接排放，處理難度大，壓裂返排液對調剖劑成膠性能和穩定性能可能具有較大影響，因此對壓裂返排液配制調剖劑進行相關可行性分析，包括調剖劑配方研究和性能評價。

3　基于壓裂返排液的調剖劑配方研究

3.1配伍性對比

通過對壓裂返排液水質分析，選擇具有較強耐鹽、耐溫和污水適應能力的聚合物作為主劑配制調剖劑，室內利用胍膠壓裂返排液與自來水配制聚合物溶液對比（見圖2），并考察其黏度穩定性能。實驗結果（見表4）。

圖2　自來水與胍膠壓裂返排液配制調剖劑外觀對比圖

表4　不同聚合物在自來水和壓裂返排液中老化時間與黏度關系對比表

從表4可以看出，胍膠壓裂返排液配制的3種聚合物溶液化學降解嚴重，黏度下降明顯。其中，聚合物FH12在胍膠壓裂返排液中配制的溶液老化48 h后，黏度18.5 mPa·s，黏度保持率相對較高，再通過添加穩定劑，可以使其滿足調剖劑基液性能要求。

3.2聚合物主劑類型的確定

聚合物是調剖劑的主要成分，其性能關系到調剖劑體系的性能。選擇五種國內現有的不同相對分子質量和水解度的聚丙烯酰胺商業品作為主劑，對其進行篩選，考察聚合物濃度與黏度的關系（見表5）。

表5　不同聚合物濃度與黏度關系對比表

從表5可以看出，5 000 mg/L～6 000 mg/L的AP-4和6 000 mg/L的FH12配制的溶液能滿足調剖劑基液性能要求，AP-4配制溶液的溶解時間大于2 h，現場應用困難。FH12為五元共聚物，具有速溶和良好的耐溫抗鹽性能，因此初步選擇FH12作為聚合物主劑。

3.3聚合物濃度的確定

采用姬塬油田長8層壓裂返排液配制，聚合物濃度5 000 mg/L，黏度穩定劑N濃度1 000 mg/L，交聯劑A濃度800 mg/L，B濃度400 mg/L，反應溫度80℃（見表6）。

表6　不同聚合物濃度對成膠性能的影響

從表6可以看出，隨聚合物濃度增大，基液黏度增大，成膠時間縮短，凝膠黏度增大，當聚合物大于5000mg/L時，成膠后凝膠性能滿足現場需要，綜合考慮成膠時間和成本，選擇FH12濃度范圍為5 000 mg/L～6 000 mg/L。3.4黏度穩定劑優選

由于壓裂返排液配制的聚合物溶液黏度低，且下降明顯，因此需要添加黏度穩定劑，達到減少聚合物用量和保持溶液黏度長期穩定性的目的。采用長8層壓裂返排液配制，聚合物濃度6 000 mg/L，實驗結果（見表7）。

表7　不同黏度穩定劑對聚合物溶液黏度的影響

從表7可以看出，3種黏度穩定劑效果相差較大，其中FH12+0.2%N的黏度穩定效果最好，在胍膠壓裂返排液中配制的溶液老化48 h后，黏度27 mPa·s，較未添加穩定劑的溶液增加8.5 mPa·s，選擇N作為穩定劑，進一步優化其用量為0.08%～0.1%。

3.5交聯劑優選

采用長8層壓裂返排液配制，黏度穩定劑N濃度1 000 mg/L，交聯助劑C濃度400 mg/L，交聯穩定劑QL-C濃度2 000 mg/L，反應溫度80℃。在此條件下，對交聯劑各組分濃度進行優選（見表8）。

表8　不同交聯劑濃度對聚合物溶液黏度的影響

從表8可以看出，隨交聯劑濃度增大，成膠時間縮短，凝膠黏度增大，當交聯劑A濃度大于800 mg/L和B濃度大于400 mg/L時，成膠后凝膠性能滿足現場需要，綜合考慮成膠時間和成本，選擇交聯劑A濃度范圍為800 mg/L～1 000 mg/L，交聯劑B濃度范圍為400 mg/L～500 mg/L。

3.6配方的確定

通過配方優化及性能評價，確定了壓裂返排液配制聚合物凝膠調剖劑配方中各組分最佳濃度，配方（見表9）?，F場可根據現場壓裂返排液情況及段塞設計選擇適合現場的最優濃度。

表9　調剖劑配方

4　性能評價

4.1耐溫性能

采用長8層壓裂返排液配制，黏度穩定劑N濃度1 000 mg/L，交聯助劑C濃度400 mg/L。考察溫度對調剖劑成膠性能的影響，實驗結果（見表10）。

表10　溫度對調剖劑成膠性能的影響

從表10可以看出，在50℃～90℃范圍內，溫度對成膠時間影響較大，溫度升高，成膠時間縮短，凝膠黏度先增后降，體系在70℃時凝膠黏度最大，90℃時黏度下降明顯，因此不適宜90℃以上地層調剖。

4.2熱穩定性能

采用長8層壓裂返排液配制，黏度穩定劑N濃度1 000 mg/L，交聯劑A濃度800 mg/L，交聯劑B濃度400 mg/L，交聯助劑C濃度400 mg/L（見表11）。

表11　調剖劑凝膠長期熱穩定性能

可以看出，熱穩定性能是凝膠有效期的重要指標，在60℃～90℃范圍內，聚合物充分交聯10 d左右時間，此時凝膠黏度達到最大，黏度隨考察時間增加略有下降，但凝膠黏度整體性能穩定，僅90℃時有少量脫水。

4.3耐鹽性能

采用長8層壓裂返排液配制，黏度穩定劑N濃度1 000 mg/L，黏度穩定劑NS濃度1 000 mg/L，交聯劑A濃度800 mg/L，交聯劑B濃度400 mg/L，交聯助劑C濃度400 mg/L（見表12）。

表12　礦化度對成膠性能的影響

從表12可以看出，調剖劑體系在不同水中均能交聯成膠，隨礦化度增加，成膠時間增加，在長8地層水中凝膠黏度與壓裂返排液相差不大，說明壓裂返排液配制的調剖劑與地層水配伍性能良好，均能滿足現場施工對調剖劑的要求。

5　結論與認識

通過對現場取樣進行室內分析，了解了姬塬油田壓裂返排液的水質特點及配制調剖劑的影響因素，開展了基于返排液的調剖劑配方研究和性能評價，并取得以下結論與認識：

（1）壓裂返排液具有顏色深、帶惡臭氣味，固體懸浮物含量較高，硫酸鹽還原菌（SRB）含量達到104～106個/毫升；總礦化度6 500 mg/L～10 000 mg/L，其中二價成垢離子含量超過3 500 mg/L；有機物含量高，化學需氧量（CODCr）含量介于600 mg/L～5 500 mg/L，氨氮、總氮及總磷總體含量超過國家標準的特點。

（2）室內對壓裂返排液配制調剖劑進行了配方研究和性能評價，壓裂返排液用于調剖劑可行，其配方為：5 000 mg/L～6 000 mg/L聚合物FH12+800 mg/L～1 000 mg/L黏度穩定劑N+800 mg/L～1 000 mg/L交聯劑A+400 mg/L～500 mg/L交聯劑B+400 mg/L交聯助劑C+1 000 mg/L～2 000 mg/L交聯穩定劑QL-C。

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［3］王海蒙.預處理+生物法處理壓裂廢水的實驗研究［D］.西安：西安建筑科技大學，2013.

［4］陳文婷.油田采出水處理技術綜合評價［D］.北京：中國石油大學，2011.

［5］嚴志虎，戴彩麗.壓裂返排液處理技術研究與應用進展［J］.油田化學，2015，32（3）：444-448.

Exploratory study on the preparation of profile control agent for fracturing flow-back fluid in Jiyuan oilfield

SUN Jianxin，PU Sanlong，WEI Jiangwei，ZHANG Jinke，LI Manping
（Oil Production Plant 5 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710200，China）

With the deep-going of the development of Changqing oilfield，the fracturing workload of Jiyuan oilfield annual increase，a large number of fracturing flow-back fluid can not be discharged directly，and the high cost of oilfield development and environmental protection have caused tremendous pressure.Therefore，the comprehensive consideration of the environmental protection，treatment costs，recovery and reuse of fracturing flow-back fluid，through the domestic and foreign research，laboratory analysis and Jiyuan oilfield reservoir layer adaptability evaluation and the fracturing back drainage for profile control and water shutoff carried out a feasibility study.The formula of profile control agent based on fracturing flow-back fluid is established and the performance evaluation form，return to the direction of research and ideas of drainage recycling for Jiyuan oilfield itself.

Jiyuan oilfield；fracturing flow-back fluid；profile control recycleing

TE357.12

A

1673-5285（2016）10-0050-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.013

2016－08-10