甲酸鹽加重瓜膠壓裂液體系

任占春

甲酸鹽加重瓜膠壓裂液體系

任占春

（勝利油田分公司石油工程技術研究院，山東東營257000）

任占春.甲酸鹽加重瓜膠壓裂液體系[J].鉆井液與完井液，2017，34（1）：122-126.

REN Zhanchun. Guar gum fracturing fl uids weighted with formates[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（1）：122-126.

為解決深層破裂壓力高、常規壓裂液難以壓開的難題，開展了加重壓裂液體系研究。由于壓裂液需要進入到儲層深部，因此要求加重劑具有良好的水溶性，而瓜膠壓裂液需要在弱堿性環境中交聯，因此強酸弱堿鹽類加重劑，如氯化鈣、氯化鋅等不適用，溴酸鹽（溴化鉀、溴化鈣等）雖可用但成本較高，難以應用，因此選擇甲酸鹽，該加重壓裂液密度在1.0～1.5 g/cm3范圍內可調。受電性、分子量和分散性的影響，助排劑和黏土穩定劑可能與甲酸鹽發生化學反應或物理作用，出現絮凝、析出或沉淀現象，通過實驗優選出ME-1微乳助排劑和FP-2黏土穩定劑，結合流變性、濾失和破膠等實驗，優選了與其配伍的有機硼交聯劑等相關助劑，形成綜合性能良好的加重壓裂液體系。董8井壓裂層段5 353.70～5 364.45 m，地層溫度為120 ℃，優化加重壓裂液（密度為1.2 g/cm3）現場配制工藝，成功地進行了現場應用；壓后破膠液黏度小于5 mPa·s，返排率達100%。該加重壓裂液技術為下一步的高閉合應力油藏的壓裂改造提供了經驗。

加重壓裂液；高溫深井；甲酸鈉；甲酸鉀

在深層、高溫、低滲透難動用儲層的開發過程中，壓裂工藝技術獲得了廣泛的應用。在壓裂施工過程中，管柱下深（＞3 000 m）極大地增加了液體的摩阻，又因為儲層閉合壓力高，裂縫窄，給地面泵注設備造成了巨大的負荷，因而排量難以提高，加劇了脫砂的風險；另外，對某些破裂壓力梯度高、巖石塑性強的致密油藏而言，多次發生在井口限壓內壓不開儲層的現象，這也是困擾高溫深層油氣藏開發的重要原因。為此，人們主要從降低液體摩阻和提高靜液柱壓力2方面降低施工壓力。延緩交聯型壓裂液可降低施工摩阻，其主要機理是延長交聯時間和控制壓裂液黏度，能使壓裂液的摩阻降低至清水摩阻的35%～50%，施工排量越高降壓效果越好，但在低排量下效果有限；而使用加重壓裂液可提高井筒液柱壓力和作用在層段上的壓力，是壓開高破裂壓力儲層最直接、有效的方法。多年來，國內外多家石油公司開展了加重壓裂液研究工作，筆者對幾種國內外水基加重壓裂液體系進行了系統的性能評價和分析，并在此基礎上開展新型加重壓裂液的研制和實驗工作。首先選擇壓裂液類型，確定稠化劑和交聯劑組合，通過實驗優選加重劑，并進行流變性、破膠性等實驗；在此基礎上，優選其他助劑并開展綜合性能評價，最終形成完善的加重壓裂液體系。

1 壓裂液類型選擇

加重劑一般是溶解度較高的鹽類，在加入大量可溶性加重劑后，壓裂液的性能將發生顯著變化[1]，不同類型的壓裂液的表現有所不同，耐鹽型壓裂液（按照稠化劑類型劃分）主要有以下3類。

1.1 人工合成聚合物壓裂液

人工合成聚合物壓裂液的稠化劑大都采用丙烯酰胺AM、丙烯酸AC和2-丙烯酰胺基二甲基丙磺酸AMPS共聚物或其他改性PAM，交聯劑多采用鋁酸鹽、有機鈦（鋯）化合物等。提高聚合物的磺化度可以提高抗鹽性能，但實驗發現，在加入大量加重劑后，壓裂液性能迅速變差，主要表現在：①難以挑掛，高速剪切后恢復性差；②殘渣含量高，降解困難，易因吸附滯留造成傷害；③稠化劑溶解分散性差，配液困難；④延遲交聯性能不穩定等[2]。

1.2 黏彈性表面活性劑壓裂液

采用長鏈烷基C20-C26磺化甜菜堿型兩性表面活性劑作為VES壓裂液的主劑，具有良好的抗鹽能力，但是作為加重壓裂液還是具有明顯的不足之處：①抗溫能力不超過120 ℃[3]；②主劑合成工藝繁瑣，加量大，成本極高；③黏度不高，濾失大；④溶解困難，配制周期長。

1.3 瓜膠壓裂液

瓜膠和羥丙基瓜膠分子不顯電性，與硼酸鹽類交聯劑的交聯屬螯合反應，化學鍵為非極性共價鍵，有機硼交聯劑不僅延遲交聯性能好，還具有優良的剪切恢復特性；加重劑溶于水會電離出大量陰陽離子，但不會與交聯劑或瓜膠發生化學反應[4]；此外，該壓裂液還有效克服了稠化劑溶解、交聯挑掛、殘渣吸附等難題，因此羥丙基瓜膠與有機硼交聯劑組合方式是理想的加重壓裂液類型，但需要通過大量實驗對各種助劑進行優化。

2 新型加重壓裂液研制

2.1 基液的配制

2.1.1 加重劑的優選

經過多年的發展，鉆井液、水泥漿等的加重體系已較為完善；但由于壓裂液需要進入到儲層深部，因此只能選擇無固相體系，要求加重劑具有良好的水溶性。瓜膠壓裂液需要在弱堿性環境中交聯，因此強酸弱堿鹽類加重劑（如氯化鈣、氯化鋅等）并不適用；溴酸鹽（溴化鉀、溴化鈣等）也是良好的加重材料，但由于其成本較高難以應用；近年來，由于原材料供應充足，應用市場不斷擴大，工業甲酸鹽（甲酸鈉、甲酸鉀）產量逐年提高，且其在酸、堿性條件下性能穩定，因此采用甲酸鹽進行實驗，數據見表1和表2。實驗表明，在羥丙基瓜膠水溶液中，當pH值調節到9～11時，按照以上配方配制的加重壓裂液較穩定，在-10～30 ℃范圍內久置不會發生沉淀或析出現象。

2.1.2 甲酸鹽加重劑對黏度的影響

配制不同密度的壓裂液，考察了加重劑對羥丙基瓜膠基液黏度的影響。由于羥丙基瓜膠分子在水中不斷分散并溶脹，最終呈無規線團狀，此時黏度值最高；但由于水中溶解了大量的甲酸鈉和甲酸鉀，2者在水中完全電離并與水分子結合，抑制了瓜膠分子在水中的伸展，因而影響了表觀黏度。當壓裂液密度達到1.4 g/cm3后，壓裂液的黏度會出現返彈性提高，筆者分析認為這不是羥丙基瓜膠進一步溶脹造成的，而是由于加重劑含量過大，本身會提高水溶液的黏度使得表觀黏度有所增加[5]，實驗數據見表3。

表1 不同類型的加重劑與瓜膠的配伍性

表2 不同密度的壓裂液的甲酸鹽加重劑組成

表3 不同密度的壓裂液（0.6%HPG）表觀黏度

2.1.3 甲酸鹽加重劑與助劑的配伍性

根據表2的比例配制密度為1.2 g/cm3的壓裂液，選取目前油田常用的幾套助排劑和黏土穩定劑組合，在室溫和90 ℃條件下靜置，觀察其配伍性，實驗結果見表4。

受電性、分子量和分散性的影響，助排劑和黏土穩定劑可能與甲酸鹽發生化學反應或物理作用，出現絮凝、析出或沉淀現象。通過實驗，優選出ME-1和FP-2，在室溫和90 ℃下均保持均勻透明狀態，配伍性良好。

2.2 壓裂液配方優化

通過大量室內實驗，優化加重壓裂液基液配方為：0.6%羥丙基瓜膠HPG+20.6%甲酸鈉+11.2%甲酸鉀+0.2%高溫穩定劑HTC-S+0.3%微乳助排劑ME-1+0.3%黏土穩定劑FP-2+0.05%消泡劑SJ-10 +0.1%甲醛+0.1%純堿+0.03%微膠囊破膠劑EB-1交聯劑為（0.30%～0.45%）HTC-160。

表4 甲酸鹽加重劑與助劑的配伍性

3 綜合性能評價

采用甲酸鈉和甲酸鉀作為加重劑配制密度為1.2 g/cm3的壓裂液，綜合性能評價。

3.1 抗溫耐剪切性能

在120 ℃，170 s-1使用MARS-Ⅲ高溫高壓流變儀進行流變性實驗，優選最佳交聯比，實驗結果見圖1。

圖1 加重壓裂液（1.2 g/cm3）在不同交聯比時的剪切穩定性

由圖1可知，隨著交聯比的提高，壓裂液的抗溫耐剪切性能增強，當交聯比為100∶0.4時，連續剪切120 min后，黏度仍在230 mPa·s以上，由于硼酸鹽離子與羥丙基瓜膠的交聯形成的螯合化學鍵是可逆的，說明在120 ℃下經過一段時間的剪切，化學鍵的生成與破壞達到了平衡，黏度也基本穩定；但當交聯比提高到100∶0.45時，壓裂液的初始黏度和最終的黏度均明顯降低，說明由于交聯劑的過量，壓裂液出現過交聯現象，即高溫下發生“脫水收縮”而降低了壓裂液的黏度[6]，該密度壓裂液的

最佳交聯比為100∶0.40；挑掛性實驗表明，此時的交聯時間約為160 s，符合延遲交聯的要求。

3.2 濾失性能

在120 ℃下，該壓裂液凍膠濾失系數為6.11×10-4m/min0.5，濾失性測試時間30 min的濾失速度為1.12×10-4m/min，完全滿足行業標準要求，具有較好的降濾失效果；說明其中的加重劑未對濾餅的生成造成不良影響。

3.3 攜砂性能

支撐劑沉降是考察在實驗溫度和靜態條件下，支撐劑的沉降速率，支撐劑的沉降高度與沉降時間具有線性關系，其斜率即為該支撐劑的靜態沉降速率。如圖2所示，陶粒的沉降速度稍高于石英砂，線性擬合表明，陶粒和石英砂的沉降速度分別為0.005 9 cm/s和0.005 0 cm/s，沉降速度較慢，符合斯托克斯沉降規律，說明其攜砂性能較好，在深層裂縫中運移時不易脫砂。

圖2 石英砂與陶粒沉降速度測試

3.4 破膠性能

量取500 mL壓裂液基液，按0.03%的比例加入EB-1破膠劑，并充分攪均。將交聯凍膠液置于恒溫油浴中。當破膠時間達4 h，取破膠液上層清液，用品氏毛細管黏度計測定在30 ℃時的破膠液黏度，以破膠液黏度表征破膠性能。測得在80、100、120 ℃下加重壓裂液的黏度分別為3.9、3.1和2.9 mPa·s。由此可知，該加重壓裂液在過硫酸銨的作用下可徹底破膠化水，從而大大地降低因返排不徹底和殘渣的吸附滯留對油層的傷害。

3.5 壓裂液殘渣含量測定

在壓裂液中加入微膠囊破膠劑，可使羥丙基瓜膠降解，實驗數據見表5。由表5可知，在壓裂液密度不高于1.4 g/cm3時，殘渣含量均不高，其主要原因是有機硼交聯的壓裂液破膠化水較為徹底，基本不含難破膠殘渣；但是當密度提高到1.5 g/cm3以后，破膠化學作用對加重劑的溶解造成了不利的影響，因此在離心實驗后，有極少量的加重劑析出[7]。

表5 不同密度的壓裂液殘渣含量實驗

4 現場應用

4.1 董8井壓裂層段物性

董8井位于準噶爾盆地中部坳陷阜康凹陷東部北斜坡中部4區塊，目的層段為5 353.70～5 364.45m，巖性為灰色熒光粉砂巖，孔隙度范圍6.55%～9.37%，滲透率范圍0.52 ～2.18 mD，泥質含量介于17.37%～7.04%之間；目的層閉合壓力高達103.9 MPa，屬高壓異常、特低滲、敏感性強儲層，加砂難度大，壓裂液返排困難，壓后自然產能低。壓裂前該井日產液1.32 m3，其中含油量為0.017 m3。

4.2 降低施工壓力措施

采用脈沖纖維加砂壓裂工藝,為降低施工壓力采取以下3方面措施。

1）優化射孔技術。模擬計算表明：采用高孔密（16～20孔/m）定向射孔,破裂壓力可降低4.0～5.0 MPa，實驗數據見圖3。

2）壓裂管柱優化采用組合管柱：φ114.3 mm壁厚9.65 mmP110油管×3 800 m+變徑+φ89 mm P110外加厚新油管+RTTS封隔器（耐壓差為70 MPa）×4 092 m+φ89 mm P110外加厚新油管1根+喇叭口，與常規φ88.9 mm管柱相比，摩阻可降低11～13 MPa。

3）采用加重壓裂液（密度1.2 g/cm3），由于密度高，可有效增加靜液柱壓力，使井口壓力降低10 MPa左右；延遲交聯約3 min，摩阻降低5～8 MPa。

圖3 破裂壓力與方位角、孔隙密度的關系

4.3 施工概況

注入井筒總液量為409.8 m3，加2 m3粒徑為0.212～0.425 mm高強陶粒，23 m3粒徑為0.3～0.6 mm高強陶粒，252 kg纖維、50 kg纖維降解劑。井底破裂壓力118 MPa，在壓裂施工中，排量為4.5 m3/min，正常泵注壓力為80～93 MPa，模擬計算表明：采用延遲交聯加重壓裂液降壓效果顯著，其中由于密度較高（1.2 g/cm3），提高靜液柱壓力10.6 MPa。由于泵壓控制在一定范圍內，整個施工更為安全，有效提高了排量，使壓裂施工圓滿完成。

壓裂后自噴排液453 m3，自噴返排率100%，返排效果提高；穩定產液量13 t/d，其中含油0.3 m3，壓裂施工增液效果顯著。施工和返排的各個環節沒有出現任何問題，施工曲線見圖4。

圖4 董8井壓裂施工曲線

4 結論

1.采用甲酸鈉+甲酸鉀組合的方式可將羥丙基瓜膠壓裂液的密度提高到1.5 g/cm3。

2.通過充分的室內實驗評價優選相關助劑，優選出一套密度為1.2 g/cm3的加重壓裂液體系，各項指標均符合行業標準要求。董8井的壓裂施工表明，該體系配制方便、摩阻低、可快速破膠和返排，能夠滿足高溫深井壓裂施工要求。

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Guar Gum Fracturing Fluids Weighted with Formates

REN Zhanchun
(Research Institute of Petroleum Engineering, Sinopec Shengli Oilf i eld Company, Dongying, Shandong 257000)

In fracturing formations with higher fracture pressures, high-density fracturing fl uids should be used because low-density ones have diff i culties fracturing these formations. Weighting agents for use in fracturing fl uids should have good water solubility because the fracturing fl uids will go deep into the reservoirs. Guar gum fl uids, which will crosslink in weak alkaline conditions, cannot be weighted with salts of strong acids and weak bases, such as CaCl2, ZnCl2. Bromide salts, such as potassium bromide, calcium bromide, can be used but are expensive. By balancing the cost and performance, formates were selected to weight fracturing fl uids. The density of the fracturing fl uid can be adjusted between 1.0 g/cm3-1.5 g/cm3. The performance of formates was affected by the factors such as electrophicility, molecular weight, and dispersity. The tendency of reaction (both chemical and physical) between cleanup additives, clay stabilizers and formates, may lead to fl occulation, separation and precipitation of the fracturing fl uids. To avoid these unfavorable factors, a micro emulsion cleanup fl uid ME-1 and a clay stabilizer FP-2 were selected for use in the fracturing fl uid formulation. An organo-boron crosslinking agent was selected through rheology, fi ltration and gel-breaking experiments. This fracturing fl uid, with density of 1.2 g/cm3, has been successfully applied on the well Dong-8 to fracture the formation between 5,353.70 m and 5 364.45 m, with formation temperature of 120 ℃. The fracturing fl uid, after gel breaking, had viscosity of less than 5 mPa·s, and was 100% fl owed back. This weighted fracturing fl uid technology has provided valuable experiences for fracturing high closure-stress reservoirs in the future.

Weighted fracturing fl uid; High temperature deep well; Sodium formate; Potassium formate

TE357.12

A

1001-5620（2017）01-0122-05

2016-12-9；HGF=1701F5；編輯 付玥穎）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.023

任占春，高級工程師，1963年生，石油大學（華東）采油工程專業，現在從事壓裂酸化研究及科研管理工作。電話13905466337；E-mail：renzhuanchun.slyt@sinopec.com。