低摩阻高溫加重壓裂液體系研究及性能評價

趙 瑩

中國石化中原石油工程有限公司鉆井工程技術研究院，河南濮陽 457000

隨著能源需求的日益增長和勘探開發技術的進步，在油氣田開發中所遇到的高溫深井、高應力井或致密油氣藏日益增多，因完井裝備和地面設備的承壓能力限制，采用常規壓裂液已無法滿足施工的要求。如新疆塔河油田、四川元壩探區，儲層埋藏深達7 000 m、溫度高達180 ℃，破裂壓力梯度高達0.035 MPa/m，采用常規壓裂液部分井地面施工壓力甚至超過140 MPa，而國內壓裂機組及地面高壓管匯、井口等設備的額定工作壓力大多為105 MPa[1]。因此受到壓裂施工條件和施工壓力的影響，壓裂成功率降低。

增加井筒壓裂液靜液柱壓力能降低井口施工壓力，由壓裂施工過程中各壓力之間的關系式：p施工=p破裂+p摩阻-p液柱可以看出，降低施工壓力可以通過降低破裂壓力和減小壓裂液摩阻，同時增加液柱的靜壓力的方法，前2種方法實施有限，可通過增加壓裂液的密度從而增加液柱的靜壓力，一定程度上降低井口施工壓力[2]。常規壓裂液的密度較低，一般為(1.0～1.04)×103kg/m3。壓裂液密度每提高0.1 g/m3，井筒中壓裂液的靜液柱壓力每1000 m即可提高近1 MPa[3]。相同井深下壓裂液密度越高，井筒中靜液柱壓力就越高，因此在一定程度上提高壓裂液密度可實現地面安全施工。目前，國內外提高壓裂液密度方法是加入加重劑。因此，針對常規壓裂液已無法滿足高溫深井、高應力井或致密油氣藏勘探開發的施工要求，現通過實驗研制低摩阻耐高溫加重壓裂液，從增加井筒靜液柱壓力和降低流體摩阻兩方面降低地面施工壓力，從而提高壓裂勘探開發效率[4]。

1 低摩阻高溫加重壓裂液體系

1.1 加重劑的篩選

加重劑篩選原則一般包括密度、自身溶解度、與其他外加劑配伍性、安全性及成本等主要因素。壓裂液加重劑的選擇應滿足的要求：可溶性鹽且具有較大溶解度，避免對地層造成顆粒堵塞傷害，利于現場溶解配制；與壓裂液體系及地層配伍性良好；成本低[5]。選取不同種類的加重劑試驗，考察在20 ℃條件下的溶解度，見表1。

表1 加重劑篩選

由表1可見，確定密度調節范圍(1.0～2.0 g/cm3)較大的NaCl、NaBr、NaNO3、CaCl2作為壓裂液體系初選加重劑。加重劑加重效果與其加量有關，加量關系成本，因此，結合溶解性、配伍性、加重效果及成本的綜合因素，最終選擇NaNO3作體系加重劑。另試驗研究了硝酸鈉加量與基液密度關系，壓裂液基礎配方中硝酸鈉含量為41%，密度為1.310 g/cm3。

1.2 稠化劑的篩選

常用的水溶性聚合物作為稠化劑主要有：1)植物膠(田青膠、瓜膠)及其衍生物；2)纖維素衍生物；3)合成聚合物。不同水基壓裂液性能比較見表2。

表2 水基壓裂液性能對比

由表2可以看出，植物膠及其衍生物或聚合物稠化劑與加重劑的配伍性，用聚合物稠化劑的體系整體摩阻最小，且是用于高溫深井，最終選擇聚合物稠化劑作為加重壓裂液用稠化劑。聚合物稠化劑不僅配伍性好，殘渣低，最重要的是適用溫度范圍廣，可用于高溫深井加重壓裂。

優選出一種聚合物稠化劑并測試其增黏性能，用聚合物配制不同濃度的基液置于具塞廣口瓶中，將廣口瓶置于30 ℃水浴中充分溶脹4 h，用六速旋轉黏度儀測定不同質量分數稠化劑的黏度，結果見表3。

表3 稠化劑質量分數-黏度關系表

為降低施工摩阻并保障供液，基液黏度應控制在90 mPa·s以內。基液黏度高，交聯后形成的凍膠耐溫性能好，但會造成壓裂液供液困難，施工過程中排量受到限制；基液黏度低，可能會造成壓裂液耐溫性能差，施工過程中濾失大，難以達到儲層的有效改造[6]。由表3可見，結合施工中基液黏度指標，并考慮到攜砂耐溫與降低儲層傷害等因素，針對180 ℃高溫地層的硝酸鈉加重壓裂液，體系最終選取聚合物質量分數為0.6%。

1.3 交聯劑的篩選

由于改造儲層深、壓力高、溫度高的特點，因此要求壓裂液體系同時具有良好的耐溫耐剪切性能及延緩交聯特性，交聯劑則是實現以上特性的關鍵因素。因此開發了高溫延緩交聯劑，以滿足高溫剪切及延緩交聯的要求[7]。室內試驗優選在復配主配體的基礎上利用分子尺寸大小和空間位阻效應合成了高溫延緩交聯劑WK180，其具有較好的延緩交聯特性，可降低施工管柱摩阻。按照180 ℃恒溫過程，交聯劑WK180加量分別為0.8%，1.2%，進行高溫流變實驗結果見圖1。

圖1 交聯劑加量篩選

由圖1可見，1.2%交聯劑效果更好，確定為壓裂液交聯劑使用比例，該交聯劑可隨溫度升高逐級釋放，因此在施工過程中，既可滿足攜砂需要，又可降低管柱摩阻。

1.4 溫度穩定劑的優選

溫度穩定劑能與溶解氧反應，也可與聚合物降解產生的自由基作用，從而延長聚合物穩定存在的時間，減緩高溫對稠化劑分子的熱降解作用，提高壓裂液的耐溫性[7]。試驗選取4種溫度穩定劑，按照標準Q/SH 10250580—2008檢測其黏度提高值見表4。選擇黏度提高值較高的0.3% wd-3為體系用溫度穩定劑。

表4 溫度穩定劑檢測結果

1.5 助排劑優選

在壓裂液中加入適量的助排劑可降低返排液的表界面張力，能有效地降低地層流體在流動中的毛細管阻力，提高液體返排速度，減少對地層傷害[8]。選了常用助排劑進行實驗，對其性能進行檢測結果見表5，結合配伍性實驗選擇性能較好的助排劑zp-2。

表5 助排劑檢測結果

對助排劑zp-2進行加量優化,試驗,結果見表6。助排劑表面張力隨加量增加呈增長趨勢，但是當加量大于0.5%時表面張力增長變緩。綜合考慮最終確定助排劑zp-2加量為0.5%。

表6 助排劑zp-2加量優化

1.6 防膨劑

加重壓裂液由于加入的加重劑一般為無機鹽，具有一定的防膨效果，有時可不需添加防膨劑[9]。經過試驗發現不加防膨劑體系防膨效果不穩定，防膨劑篩選見圖2。因此篩選高溫長效防膨劑BFC-200，經優選加量為0.5%。

圖2 防膨劑篩選

經過加重劑、稠化劑、交聯劑、溫度穩定劑、防膨劑及助排劑的篩選最終確定了低摩阻高溫加重壓裂液的配方：41% NaNO3+0.6%聚合物稠化劑+1.2%高溫延緩交聯劑WK180+0.3%高溫穩定劑+0.5%助排劑+0.5%防膨劑，并對壓裂液進行性能評價。

2 加重壓裂液性能評價

2.1 耐溫耐剪切性

耐溫耐剪切性可檢測液體的黏度受高溫剪切作用影響程度。壓裂液在通過管匯、井筒、炮眼時或在地層中推進都會受到很大的剪切作用，所以耐溫耐剪切性能是考察壓裂液性能好壞的首要參數[10]。用德國HAKKE RS6000流變儀對加重壓裂液進行180 ℃的耐溫耐剪切性能測試。測試升溫至180 ℃后恒溫，剪切速率170 s-1條件下測試該高溫交聯體系的流變性能見圖3。

圖3 加重壓裂液耐溫耐剪切性

由圖3可以看出，該壓裂液連續剪切2 h后黏度始終≥50 mPa·s，甚至達到100 mPa·s以上。說明該體系在壓裂施工中，不僅滿足井筒攜砂性能要求，具有良好的耐溫耐剪切性能，且降低管柱摩阻，可滿足長井段、高溫儲層加砂壓裂改造需求。

2.2 摩阻性能

使用SY-MZ管路摩阻測試儀，通過測量不同流體在一定剪切速率下，流經一定長度和直徑的管路時產生的壓差(測試溫度：25 ℃)，對清水和180 ℃高溫加重壓裂液配方體系降阻性能進行對比測試，結果見圖4。

圖4 加重壓裂液摩阻性能評價

由圖4可以看出，剪切速率為12 000 s-1時，清水摩阻(P水)為171.36 kPa/m，180 ℃配方體系摩阻(P樣)為76.528 kPa/m，根據降阻率η=(P水-P樣)/P水，計算得出180 ℃配方體系的降阻率為55.34%，高于標準《SY/T 6376—2008 壓裂液通用技術條件》中水基壓裂液降阻率≥50%指標。表明加重壓裂液有低摩阻性能。

2.3 破膠性能

在180 ℃按配方配制壓裂液并加入0.05%的破膠劑，攪拌均勻并移至老化罐中，密閉狀態下200 ℃恒溫2 h，冷卻后取出破膠液，用毛細管黏度計測定黏度，并按《SY/T 5107—2005水基壓裂液性能評價方法》進一步測定破膠液的表面張力及界面張力，結果表7。

表7 破膠液性能

從表7可以看出，所開發的低摩阻高溫加重壓裂液破膠后性能指標遠低于《SY/T 6376—2008 壓裂液通用技術條件》標準指標。

3 結 論

1)選擇聚合物壓裂液體系，經對比加重劑選擇硝酸鈉。經過篩選確定了稠化劑、交聯劑、溫度穩定劑、助排劑、防膨劑的種類及加量，確定180 ℃低摩阻加重壓裂液的配方為:41% NaNO3+0.6%聚合物稠化劑+1.2%高溫延緩交聯劑+0.3%高溫穩定劑+0.5%助排劑+0.5%防膨劑。

2)對低摩阻高溫加重壓裂液進行性能評價，NaNO3加量為41%時，溶液密度為1.33 g/cm3。加重壓裂液耐溫耐剪切性能良好，在高溫180 ℃、170 s-1連續剪切100 min黏度仍≥50 mPa·s，該體系破膠性能良好，低摩阻，可有效緩解地面設備施工壓力。