耐高溫海水基植物膠壓裂液性能研究

王所良，陳迎花，許偉星

(中國石油集團川慶鉆探工程有限公司工程技術研究院 低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室,陜西 西安710018)

隨著陸上油田開發由常規儲層轉向低滲、超低滲、頁巖油氣等非常規資源，并且在新理論、新技術不斷驅動下，已取得了顯著的開發效果。海上油氣田中低滲透儲層的開發逐漸引起了人們的重視，并且在國外諸多油田實現了經濟開發，因此針對國內海上油田低滲透儲層的水力壓裂增產技術具有良好的開發前景。海上油田的開發由于受到平臺條件、作業環境、經濟性開發的限制，加之目前大規模壓裂、體積壓裂等新工藝技術在陸上油田的成功應用，對海上壓裂作業流程、工藝以及壓裂液體系提出了更高的要求[1]。

針對海上低滲透油藏壓裂技術發展的需求，直接采用海水配液的高溫海水基壓裂液體系可以有效提高施工效率且經濟效益明顯，已成為目前研究的技術熱點與難點。由于海水具有礦化度高且二價離子含量高的特點，會影響稠化劑的溶脹、稠化劑與交聯劑交聯以及壓裂液體系的耐溫性能。針對高礦化度難題，Harris等[2]在North Sea海水中加入NaOH使Ca2+、Mg2+完全沉淀后，繼續添加pH值調節劑，調整壓裂液的pH值以滿足壓裂施工的需要，當施工結束后，破膠液與低pH值的地層水混合，當液體的pH值降低至9.3時，溶液中的沉淀又會溶解[3]。Le等[4]通過向海水中加入絡合劑，屏蔽水中的高價金屬離子，以四硼酸鈉為交聯劑交聯形成海水壓裂液，在107℃顯示出良好的耐溫耐剪切性能。針對稠化劑溶脹難題，宋愛莉等[5]研究了植物膠、微聚物、黏彈性表面活性劑及超支化分子在海水中的溶脹性能及殘渣含量，綜合評價了4種常用稠化劑在海水中性能的優劣[6]。Paul等[7]研發了液體胍膠，以有機鈦交聯劑交聯形成海水壓裂液。目前暫未見海水基壓裂液技術在國內海上油田的應用，國外的胍膠、VES(viscoelastic surfactant黏彈性表面活性劑)等海水基壓裂液體系均已得到應用[8, 9]。

筆者針對我國某海域海水及植物膠稠化劑壓裂液體系特點，研究開發適用于海水基壓裂液的添加劑，并建立耐高溫的海水基壓裂液體系。室內詳細研究了高礦化度對壓裂液性能的影響及技術對策，最終建立了海水基壓裂液配方。該壓裂液可以解決海上油田壓裂施工中對淡水資源的依賴，尤其適用于平臺大規模壓裂作業的需求，具有極高的經濟價值。

1 試驗部分

1.1 試驗設備與材料

1)試驗設備 BROKEFIELD PVS流變儀；ZNN型六速旋轉黏度計；101-2型電熱鼓風干燥箱；CHANDLER恒速攪拌器；PL303電子天平；TG20-WS臺式高速離心機等。

2)試驗材料 植物膠稠化劑、調節劑、黏土穩定劑、降水鎖處理劑、起泡劑、助排劑、絡合劑、有機硼鋯復合交聯劑，均為工業品，川慶鉆探工程有限公司工程技術研究院提供；過硫酸銨APS，工業品，陜西寶化化工有限公司提供。

1.2 試驗方法

1)基液黏度測定方法 準確量取一定體積的海水，在3000r/min高速攪拌下，按配比緩慢加入植物膠稠化劑，3min后停止攪拌，每隔一定時間采用六速旋轉黏度計測定基液黏度，直至黏度基本穩定。

2)海水基壓裂液基液配制方法 準確量取一定體積的海水，首先在低速攪拌條件下按比例添加絡合劑 ，然后在3000r/min高速攪拌下，按配比緩慢加入植物膠稠化劑，5min后停止攪拌，將基液放置在30℃水浴中恒溫4h，依次按比例添加調節劑、黏土穩定劑、降水鎖處理劑、助排劑、起泡劑并攪拌均勻。

3)壓裂液性能評價方法 壓裂液性能評價方法參照SY/T 5107—2005《水基壓裂液性能評價方法》進行。

4)海水離子分析 采用離子色譜法分析海水中各種離子類型及含量，試驗配液水均為室內配制的模擬海水。

表1 海水離子分析

表2 絡合劑評價結果

2 結果與討論

2.1 海水離子分析

室內對我國某海域海水進行離子分析，測試結果如表1所示。該海水水樣礦化度為35027.98mg/L，pH=7.97，與室內淡水相比，海水中Ca2+、Mg2+質量濃度高，影響稠化劑在海水中的溶脹。此外，常規堿性胍膠壓裂液添加劑遇海水時容易生成Ca(OH)2、Mg(OH)2沉淀，因此需要添加絡合劑，消除高礦化度離子對壓裂液體系性能的影響。

2.2 絡合劑評價

絡合劑的作用是在海水中發生電離后與海水中的Ca2+、Mg2+等形成可以溶于水的鰲合物，避免離子與水中的OH-發生反應生成沉淀，起到助溶阻垢的作用[10]。向海水中添加一定量的絡合劑，用調節劑調節海水的pH值，觀察海水中是否有沉淀生產，對絡合劑及調節劑用量進行優選，結果如表2所示。

圖1 稠化劑在海水中的溶脹性能

由于該壓裂液體系屬于堿性交聯體系，在較高的pH值條件下，該壓裂液體系交聯時間延遲，且具有更高的耐溫性能[11]。因此綜合考慮，優選4號配方為絡合劑與調節劑的最佳用量。

2.3 稠化劑溶脹性能

按照基液黏度測定方法，評價了0.6%的植物膠稠化劑在添加絡合劑的海水中的黏度與溶脹時間的關系，并與空白海水進行對比，結果如圖1所示。

在海水中提前添加絡合劑后，植物膠稠化劑在海水中的溶脹速率明顯提高，且穩定后的基液黏度更高。絡合劑可以有效屏蔽海水中的Ca2+、Mg2+對稠化劑溶脹性的影響，提高基液性能[12]。

2.4 壓裂液體系性能評價

室內建立耐高溫海水基壓裂液體系基液配方：0.6%植物膠稠化劑+1.0%絡合劑 +1.0%調節劑+0.5%黏土穩定劑+1.0%降水鎖處理劑+1.0%起泡劑+0.1%殺菌劑+0.5%助排劑，并按照行業標準對該壓裂液體系的性能進行詳細評價。

2.4.1耐溫耐剪切性能

圖2 海水基壓裂液130℃耐溫耐剪切性能

圖3 海水基壓裂液耐溫耐剪切性能

按配方配制壓裂液基液，按100∶0.6的體積比與有機硼鋯復合交聯劑混合，攪拌1min后即可形成可完全挑掛凍膠，采用流變儀評價壓裂液的耐溫耐剪切性能，結果如圖2所示。該海水基壓裂液初始黏度為600mPa·s左右，溫度升高黏度逐漸降低，溫度穩定后，壓裂液黏度降低速率減慢，連續剪切60min后，壓裂液黏度大于100mPa·s，在130℃條件下表現出良好的耐溫耐剪切性能。

由于海上平臺作業空間有限，實現海水基壓裂液的連續混配，可以有效節約作業空間，提高措施規模，增大儲層改造規模，更好地改善儲層開發效果。室內將配制壓裂液的時間控制在5min以內，模擬現場連續混配施工流程，評價了該壓裂液的耐溫耐剪切性能，與基液充分溶脹后的壓裂液進行對比。

對比圖2與圖3的結果可知，未經過充分溶脹的壓裂液在133℃連續剪切90min后，黏度大于80mPa·s，與圖2所評價的壓裂液相比，壓裂液體系耐溫耐剪切性能相當。證明該海水基壓裂液在連續混配過程中，其耐溫耐剪切性能可以滿足現場施工的要求。

2.4.2靜態濾失性能

室內按照標準，使用GGS71-A高溫高壓濾失儀評價了海水基壓裂液體系在的靜態濾失性能。在120℃條件下，靜態濾失系數為1.27×10-4m/min1/2；在130℃條件下，靜態濾失系數為1.49×10-4m/min1/2。該壓裂液體系的濾失性能較小，滿足行業標準要求。

2.4.3壓裂液破膠性能

按配方配制壓裂液，在95℃水浴中靜置破膠，每隔一段時間取出少量，冷卻至30℃后用毛細管黏度計測定黏度，不同質量分數的過硫酸銨APS在不同時間下對應的破膠液黏度如表3所示。

表3 破膠液黏度與時間的關系

由破膠性能評價結果可知，與傳統的壓裂液相比，該高溫海水基壓裂液體系所需的破膠劑用量高，破膠時間長。在95℃條件下，最終壓裂液可徹底破膠，破膠液黏度低于10mPa·s。在30℃件下，測定破膠液的表面張力為24.6mN/m，壓裂液破膠后，黏度降低、表面張力小，有利于克服水鎖及賈敏效應對破膠液返排過程中的不利影響，提高破膠液的返排效率，提高改造效果。

表4 壓裂液體系殘渣質量濃度

2.4.4殘渣含量測定

室內按配方比例分別采用自來水及海水配制壓裂液，測定壓裂液殘渣質量濃度，評價結果如表4所示。

2.4.5巖心傷害性能測定

室內用高溫高壓巖心流動試驗儀評價了在130℃條件下，海水壓裂液破膠液對巖心滲透率的靜態損害率，測試流體為氮氣。其試驗結果如表5所示。

表5 破膠液對巖心滲透率的損害

由試驗數據可知，該壓裂液體系的巖心傷害率小，巖心滲透率的平均損害率為22.38%。試驗中，壓裂液體系雖經過高溫破膠，但是其中仍含有部分水不溶物以及小的分子鏈，因此該海水基壓裂液破膠液對巖心滲透率的損害，主要是為破膠液中的微小膠體粒子對孔隙的堵塞造成的[13]。

3 結論

1)優選出絡合劑，兼顧螯合性能及壓裂液的耐溫抗剪切性能，建立了適用于海上平臺壓裂的耐高溫海水基壓裂液配方。

2)植物膠稠化劑在添加絡合劑的海水中溶解速率快，壓裂液體系配伍性好，在130℃、170s-1連續剪切60min，黏度大于80mPa·s，靜態濾失系數為1.49×10-4m/min1/2，殘渣質量濃度為490.0mg/L，破膠液表面張力24.6mN/m，巖心滲透率的平均損害率為22.38%，各項性能均優于行業標準要求。

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