高溫低濃度壓裂液研究與應用

王子毓

摘? ? ? 要：針對改性瓜膠高溫壓裂液增稠劑使用質量分數高、破膠性能低、成本高的問題，制備了可與羥丙基瓜膠交聯且使形成的壓裂液體系具備良好性能的硼交聯劑，得到了適用于深層致密油氣藏的高溫羥丙基瓜膠壓裂液體系。對影響交聯劑的主要因素進行了分析和優選，基于優選結果制備了絡合硼交聯劑，并對其交聯形成的羥丙基瓜膠壓裂液體系進行了綜合性能評價。結果表明：硼酸質量分數20%，交聯促進劑質量分數7%，多元醇混合物質量分數25%～30%，可制備出優良的硼交聯劑，其性能優于國內通常使用的有機硼交聯劑。羥丙基胍膠使用質量分數為0.5%時，形成的高溫低質量分數壓裂液黏度提高74.5%，殘渣質量分數降低48.7%，滿足180 ℃儲層改造的需要。

關? 鍵? 詞：高溫壓裂液;低質量分數;交聯劑改性

中圖分類號：TE 39? ? ? ?文獻標識碼： A? ? ? ?文章編號： 1671-0460（2020）09-1855-04

Abstract： In view of the problems of high dosage of thickener， poor gel breaking performance and high cost of modified guar gum high temperature resistance fracturing fluid， boron crosslinking agent which can cross-link with hydroxypropyl guar gum and make the formed fracturing fluid system have good properties was prepared， and a high temperature resistance hydroxypropyl guar gum fracturing fluid system suitable for deep tight reservoirs was obtained. The main factors affecting the crosslinking agent were analyzed and optimized. Based on the optimized results， the boron complex crosslinking agent was prepared and the comprehensive performance of the hydroxypropyl guar gum fracturing fluid system formed by crosslinking was evaluated. The results showed that，when boric acid content was 20%， crosslinking promoter content was 7%， polyol mixture content was 25% ～30%，the excellent boron crosslinking agent was prepared， and its performance was better than that of organic boron crosslinking agent commonly used in China. When the concentration of hydroxypropyl guanidine gum was 0.5%， the viscosity of high temperature resistance and low concentration fracturing fluid increased by 74.5%， and the residual content decreased by 48.7%， which met the need of reservoir modification at 180 ℃.

Key words： High temperature resistance fracturing fluid;Low concentration;Modification of crosslinking agent

國內高溫深層油氣藏勘探開發領域廣闊，大港油田潛山二疊系油氣藏埋深4 500～5 000 m，孔隙度3.8%～12.4%，滲透率（0.01～0.27）×10-3 um2，地層溫度180 ℃左右，其具有埋藏深、地層溫度高、低滲特低滲的特點，壓裂作為這類儲層最為有效的增產措施，受到日益廣泛的關注。但深井高溫高壓環境下，傳統有機硼交聯壓裂液僅適合150 ℃溫度條件下使用，超高溫（180 ℃以上）性能差[1]，國外有機金屬交聯壓裂液不易發生水解，能夠高溫下保持黏度較長時間，適合200 ℃高溫地層，然而實驗表明該交聯體系對支撐裂縫導流能力及地層均產生極大傷害[2]。醇基胍膠壓裂液耐溫可達180 ℃，具有防水鎖、低傷害的特點，但是存在成本高、施工安全隱患大的問題。為解決現有高溫壓裂液體系存在的技術難點，研制了一種高效硼交聯劑，主要是利用硼酸、多元醇、交聯促進劑之間的絡合反應生成一種含有高質量分數硼酸根離子的混合物，形成一種配制工藝簡單，原材料安全環保，性能穩定的硼交聯劑。通過配方優選，形成的低質量分數耐高溫硼交聯壓裂液，當羥丙基瓜膠使用質量分數為0.5%時，壓裂液耐溫180 ℃;羥丙基瓜膠使用質量分數為0.4%時，壓裂液耐溫150 ℃。

1? 交聯劑合成

在滿足儲層壓裂施工的前提下，盡量降低羥丙基胍膠質量分數可以減少儲層損害程度。胍膠質量分數越小，溶液中聚合物順式鄰位羥基的交聯基團越少，空間間距越大。為促進有限交聯基團進行有效交聯，需增加交聯劑交聯離子體積半徑，從而形成穩固網狀結構。因此，需要研發新型高效硼交聯劑。

1.1? 實驗材料及儀器

實驗材料主要包括：硼酸，工業品;丙三醇，甘露醇，乙二醇，工業品;羥丙基胍膠，一級品;油田常用添加劑，工業品。

RS6000流變儀與配套溫控系統（德國HAAKE公司），表界面張力儀（承德金和儀器公司），高溫高壓巖心流動試驗儀（中石大石儀科技有限公司），高溫高壓濾失儀（美國），電熱恒溫干燥箱（上海光學精密機械研究所）。

1.2? 實驗方法

1.2.1? 交聯劑制備

三頸燒瓶置于90 ℃水浴鍋中，攪拌時加入 200 g自來水，再加入45 g硼砂，反應20 min后加入60 g丙三醇和70 g乙二醇，用10%氫氧化鈉水溶液調節pH值為6～8，反應2 h后得到交聯劑。

1.2.2? 交聯劑性能評價

依據《壓裂用交聯劑性能試驗方法》[3]評價交聯劑外觀、pH值、交聯時間。

1.2.3? 壓裂液性能評價

依據《水基壓裂液性能評價方法標準》[4]評價研發的高溫低質量分數壓裂液的黏溫、破膠、靜態濾失、防膨助排等性能及儲層配伍性實驗性能。

2? 新型高效硼交聯劑研發

2.1? 新型高效硼交聯劑制備

取一定量的水，常溫攪拌狀態下，依次加入硼酸、多元醇混合物、交聯促進劑，待其形成均一透明的液體，停止攪拌，制得新型低傷害交聯劑。

2.2? 新型高效硼交聯劑性能主要影響因素及優選

硼酸使用質量分數直接影響交聯劑的性能。硼酸30 ℃水中溶解度是6.77 g，10 ℃水中溶解度僅有3.65 g，遠遠不能滿足交聯劑的性能需要。

為進一步提高硼酸的溶解能力，形成高效的交聯劑體系，加入一定比例的多元醇絡合劑和弱堿性交聯促進劑，常溫下大幅度提高溶液中硼酸溶解度至20 g，使溶液pH保持中性，制成穩定的交聯劑體系，此交聯劑以硼（B）原子為中心，氧（O）原子環聚于四周，B—O鍵連接四面體網狀結構，同時該交聯劑在常溫常壓下合成，所需原材料均為常用化工材料，來源廣泛，是一種生產工藝簡單、性能優良的交聯劑。

2.2.1? 多元醇絡合劑優選

常用多元醇絡合劑有乙二醇、丙三醇及甘露醇，優選適用的絡合劑將對交聯劑的性能和配制工藝產生大的影響。表1是不同的多元醇絡合劑相同加入量時形成的壓裂液的黏溫數據，表中改性瓜膠使用質量分數為0.4%，可看出，當乙二醇與丙三醇混合比例為1∶1時壓裂液的黏度最高，這將有益于降低交聯劑用量，從而降低壓裂液成本，所以優化多元醇絡合劑為乙二醇和丙三醇混合比為1∶1的混合物。

室內實驗結果表明，多元醇絡合劑加量越高，形成的交聯劑在低溫下越穩定，形成的壓裂液耐溫性能越好，但相應的配制交聯劑成本越高，因此，綜合經濟因素，優選多元醇絡合劑的加入量，形成最優配比為25%～30%。

2.2.2? 交聯促進劑優選

交聯促進劑為弱堿性添加劑，主要作用是使硼酸與多元醇的反應盡可能徹底，同時使制得的交聯劑保持中性，提高整個交聯劑體系的穩定性及運輸儲存安全性，并減少配制壓裂液時堿性pH調節劑的加入量，簡化現場配制工藝，降低壓裂液費用。

表2是交聯促進劑不同質量分數時交聯劑的性能數據。表2數據顯示，低pH值條件下，交聯劑穩定性差;中性條件時交聯劑具有較好的穩定性，綜合經濟、配制工藝等因素，選擇交聯促進劑使用質量分數7%。

2.2.3? 交聯劑性能評價

評價合成的交聯劑性能[5]，表3數據顯示，合成的交聯劑無色，基本不含刺激性氣味，pH為中性，便于運輸和儲存，交聯性能良好。

3? 高溫低質量分數壓裂液性能

利用研制的新型高效硼交聯劑，評價合成的高溫低質量分數壓裂液黏溫、破膠、靜態濾失、防膨助排性能和儲層的配伍性[6]。

3.1? 壓裂液黏溫性能

高溫低質量分數壓裂液黏溫性能結果見表4。與原有壓裂液相比，改性瓜膠使用質量分數降低20%，黏度提高74.5%，黏度高，攜砂性能好;延遲交聯時間長，更有利于降低施工摩阻，黏溫性能滿足180 ℃儲層壓裂改造的需要。

3.2? 壓裂液破膠性能

對黏溫性能滿足要求的壓裂液開展破膠性能試驗，表5實驗結果顯示，壓裂液破膠時間為6 h，破膠液黏度為1.87 mPa·s，殘渣質量濃度為199.5 mg·L-1，殘渣質量濃度低，具有較高的清潔程度。

3.3? 靜態濾失性測定

測試受濾餅控制的濾失系數C，以此測定壓裂液靜態濾失性。數據顯示，與原有壓裂液相比，高溫低質量分數壓裂液改性瓜膠用量低，殘渣量低，形成濾餅的通過性不同，因此濾失系數比原壓裂液高，如表6所示。

3.4? 與儲層配伍性評價

3.4.1? 巖心基質滲透率損害實驗

分別取不同區塊、層位天然巖心，進行巖心基質滲透率損害實驗，結果顯示，巖心基質滲透率損害率19.2%～25.3%。

3.4.2? 與儲層流體配伍性評價

分別取不同區塊、不同層位的原油，進行壓裂液破膠液和原油配伍性實驗，結果顯示，破膠液與原油破乳率大于99%，配伍性好。

不同區塊1 271口井顯示水型以碳酸氫鈉水型為主，CaCl2水型次之。地層水水樣與壓裂液按? ?1∶2、1∶1、2∶1混合后，均未發生沉淀，表明壓裂液與地層水配伍性好。

4? 現場實施情況

高溫低質量分數壓裂液現場應用23井次，施工成功率100%，充分驗證了高溫低質量分數壓裂液性能，取得了較好的壓裂改造效果。

4.1? YG1井基本情況

研制的壓裂液體系在潛山YG1井進行了成功應用。YG1井構造圖見圖2，該井位于大港油田烏馬營潛山西側逆沖褶皺帶。待壓裂井段? ? ? ? ? ?4 959.4～4 987.7 m。壓裂目的層數據見表7。

4.2? YG1井壓裂難點分析

1）為提高儲層的改造程度，縫網帶采用? 70 / 140目（0.212 / 0.109 mm）粉陶造縫，主縫帶采用40 / 70目（0.380 / 0.212 mm）陶粒進行支撐。

2）壓裂目的層物性較差，采用前置支撐劑段塞技術，對近井孔眼進行有效打磨，減小孔眼摩阻;采用套管進液方式進行壓裂，使用較大的排量進行施工，提高壓裂施工形成的人工裂縫長度。

3）壓裂目的層溫度177 ℃，對壓裂液耐溫性能要求高，因此采用高溫低質量分數壓裂液進行施工。

4.3? YG1井壓裂施工情況

本井壓裂總液量1 888 m3，加砂量80 m3，施工排量5～9.1 m3·min-1，施工壓力55～67 MPa。順利按照壓裂設計完成了施工。

4.4? YG1井壓裂效果

壓后采用6 mm油嘴進行生產，折最高日產氣80 121 m3，日產凝析油30.2 m3，儲層經壓裂改造取得了顯著的增產效果。

5? 結 論

1）研制的新型高效硼交聯劑形成以硼（B）原子為中心，氧（O）原子環聚于四周，B—O鍵連接四面體的網狀結構，該交聯劑常溫常壓下合成，所需原材料均為常用化工材料，來源廣泛，是一種生產工藝簡單、性能優良的交聯劑。

2）由新型高效硼交聯劑制得的高溫低質量分數改性瓜膠壓裂液耐溫180 ℃，改性瓜膠使用質量分數低，殘渣質量分數低，與儲層和儲層流體配伍性好，各項性能指標優于原高溫壓裂液。

3）現場實施表明，高溫低質量分數壓裂液交聯性能、攜砂性能優良。

參考文獻：

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