華北油田耐溫高密度壓裂液體系研制與性能評價

黃峰 姜華東 趙磊 廖煒 魏鵬 王立偉

1中國石油集團渤海鉆探工程有限公司定向井分公司

2中國石油集團渤海鉆探工程有限公司第二鉆井工程分公司

3中國石油集團渤海鉆探工程有限公司第四鉆井工程分公司

我國作為能源消耗大國，對能源的需求日益增長[1-4]。根據《2020 中國能源化工產業發展報告》，我國2020 年一次煉油能力達9×108t，成品油終端消費量為4.03×108t，成品油出口量達5.9×108t[5-8]。全世界低滲透油田數量眾多，資源豐富，許多石油勘探隊伍都在嘗試開采這類低滲、稠油油氣田。這類油田開發難度大、成本高，因此水力壓裂技術由此誕生，自20 世紀80 年代開始對低滲透油藏進行改造，該技術得到飛速發展[9-13]。高溫、高壓是深井、超深井的顯著特點，這類井壓裂施工時井口承壓過高，除了減小壓裂液摩阻和地層破裂壓力外，還需要通過在壓裂液中添加加重劑來增加壓裂液密度，提高壓裂液靜液柱壓力，從而降低井口施工壓力[14-15]。加重劑種類較多，其鹽溶液密度與加重劑的種類和濃度有關，所以壓裂液的密度在一定范圍內可以通過使用不同的加重劑來進行調節[16]。加重劑的選取應重點考慮加重效果、經濟性以及對地層的影響。目前常見的壓裂液加重劑中氯化鈉和氯化鉀成本較低，但加重效果有限；溴化鉀和溴化鈉加重效果較好，但成本較高，很難廣泛應用。交聯劑在壓裂液交聯反應中發揮關鍵作用，直接影響壓裂液成膠時間、耐溫性和耐剪切性。使用交聯劑可以減少稠化劑的用量，從而節約成本，它具有耐溫耐剪切性、容易破膠、延遲交聯等優點。本文室內合成有機硼交聯劑，并篩選優化，形成針對不同加重體系下的耐高溫交聯劑，配合優選的加重劑、稠化劑等，最終形成一套耐溫高密度壓裂液體系。隨著華北油田繼續向深層勘探，其主力產層儲層增儲穩產能力下降，因此必須加大深層稀油的勘探開發力度。研究區儲層物性差，須進行壓裂改造增產。常規壓裂液耐溫差、密度低，無法滿足其壓裂需求，為保障華北油田的有效勘探開發，必須研究耐高溫、可加重、低成本的壓裂液體系。研究開展了對稠化劑、交聯劑、pH 調節劑、加重劑和破膠劑類型與含量等的優選，開發一套適用于華北油田高溫深層的耐溫高密度壓裂液體系，為深層、高溫、高應力儲層改造提供技術支撐。

1 壓裂液添加劑優選與評價

1.1 稠化劑優選

1.1.1 表觀黏度評價

水基壓裂液稠化劑包括瓜膠及其衍生物、纖維素、人工聚合物等，最常用的是瓜膠、羥丙基瓜膠等。而普通瓜膠耐溫性較差，故高溫壓裂液常使用改性瓜膠作為稠化劑。綜合文獻調研、現場要求以及實驗室實際條件，選擇實驗室使用的羥丙基超級瓜膠JK202 作為稠化劑，其具有良好的抗溫、抗剪切性能，并擁有較好減阻和抗鹽性能。

室內條件下，取多個燒杯分別加入100 g 蒸餾水置于磁力攪拌器上，分別加入不同濃度的稠化劑JK202，攪拌20 min 充分溶脹后，使用六速旋轉黏度計測定不同濃度下瓜膠基液的表觀黏度，結果如表1所示。

表1 不同濃度下基液表觀黏度Tab.1 Apparent viscosity of base fluid at different concentrations

稠化劑濃度較低時，其基液黏度過低，無法滿足壓裂液攜砂性能和耐溫性能要求，而過量的稠化劑會增加破膠后的殘渣含量，并耗費大量成本。故綜合考慮，暫定稠化劑JK202 水溶液濃度為0.4%～0.45%（質量分數，下同）。

1.1.2 耐溫性能評價

室內配制濃度為0.5%的羥丙基瓜膠HPG 水溶液和濃度為0.45%羥丙基超級瓜膠JK202 水溶液，充分溶脹后使用流變儀測定不同溫度下瓜膠基液的表觀黏度，結果如表2所示。

表2 不同溫度下基液表觀黏度測試Tab.2 Apparent viscosity test of base fluid at different temperatures

從表2 可知，稠化劑JK202 在常溫下表觀黏度為59.1 mPa·s，具有足夠的黏度保證壓裂液攜砂性能，而且在120 ℃溫度下仍能保持較高的表觀黏度，說明其耐溫性能較好。

1.1.3 最佳溶脹pH值

配制0.45%的JK202水溶液，使用pH 調節劑調節水溶液至不同的pH 值，置于磁力攪拌器上攪拌約20 min 至充分溶脹。量取300 mL 瓜膠基液，使用六速旋轉黏度計測定室溫20 ℃、轉速300 r/min條件下，不同pH值的瓜膠液表觀黏度（表3）。

由表3可知，羥丙基超級瓜膠JK202在pH值超過10 時，基液黏度下降較為明顯，主要原因在于強堿性環境下高分子鏈中液晶結構較為穩定，表現出溶脹現象不明顯。因此可以確定，羥丙基超級瓜膠JK202最佳溶脹pH值為7～10。

表3 不同pH值條件下基液黏度Tab.3 Base fluid viscosity under different pH values

1.2 交聯劑的優選

主要從壓裂液體系交聯挑掛性和耐溫抗剪切性等方面對有機硼交聯劑進行優選。配置5 份100 g羥丙基超級瓜膠JK202 基液，其中JK202 濃度為0.45%，在磁力攪拌器上攪拌約20 min，使瓜膠粉充分溶脹，分別向其中添加等量的堿性pH 調節劑，調節基液pH 值在10 左右，每份樣品分別添加不同的有機硼交聯劑，質量分數暫定為0.6%，使用玻璃棒攪拌，觀察壓裂液交聯情況，并進行挑掛性試驗，結果見表4所示。

表4 有機硼交聯劑壓裂液交聯挑掛情況Tab.4 Fracturing fluid crosslinking and hanging of organic boron crosslinking agents

實驗結果表明：有機硼交聯劑XM-4 交聯挑掛性能較其他4 種有機硼交聯劑更優。實驗初步確定XM-4 作為本研究的新型耐高溫有機硼交聯劑，對其性能做進一步評價。

1.2.1 交聯挑掛實驗評價

配置100 g 羥丙基超級瓜膠JK202 基液，JK202濃度為0.45%，在磁力攪拌器上攪拌約20 min，使瓜膠粉充分溶脹，再分別向其中添加不等量的堿性pH 調節劑（1 mol/L NaOH 溶液）；之后向每個樣品中添加0.6%的XM-4，使用玻璃棒再次攪拌，形成交聯壓裂液體系，觀察并記錄交聯情況（表5）。

表5 pH值正交挑掛實驗情況Tab.5 pH value orthogonal hanging test

結果表明：有機硼交聯劑XM-4 在pH 值為9～12 范圍內交聯增稠效果較好。隨著pH 值的升高，壓裂液耐溫性增強，但過度提高pH 值會出現碎膠現象，破壞壓裂液穩定性，導致其無法挑掛。故本次實驗優選的pH值為12。

1.2.2 交聯劑加量4優化

為保證交聯劑的交聯效果，同時節約使用成本，需要開展對交聯劑加量的優化實驗。本實驗在基液pH 值為12 的條件下，分別加入不同濃度的有機硼交聯劑XM-4，觀察并記錄體系交聯與挑掛情況（表6）。

表6 體系交聯挑掛實驗Tab.6 System crosslinking and hanging test

從實驗結果可以看出，當XM-4濃度達到0.6%時，壓裂液體系的交聯挑掛性相對較好。繼續增加XM-4 濃度，其交聯挑掛性能依舊很好，但從成本經濟性考慮，優選XM-4濃度為0.6%～0.65%。

1.3 加重劑的優選

1.3.1 常見加重劑基本性質

綜合國內外常見的壓裂液加重材料，本研究的加重劑初步選擇有CaCl2、NaCl、NaNO3、HCOONa、KCl、HCOOK、NaBr、KBr。其中NaNO3是有強烈腐蝕性的危險品，對人體有危害；而且NaNO3是強氧化劑，可助燃，與可燃物一起容易引起火災、爆炸。基于現場施工安全性以及人員健康考慮，NaNO3不作為本次研究所使用的加重劑。而NaBr和KBr 等溴化物成本較高，若單純使用溴化物作為加重材料會導致壓裂液成本過高，因此不考慮單獨使用。常溫下將常見的幾種鹽溶解于水中，待溫度穩定后使用密度計測量不同鹽水的密度，結果如表7所示。

由表7可知，KCl飽和溶液密度無法達到1.2 g/cm3，無法滿足本次研究加重要求：而CaCl2與地層水易產生沉淀，堵塞地層，也不能作為本項目研究的加重劑。NaC1飽和溶液密度為1.2 g/cm3，可以滿足本次研究的加重要求。綜上，基于經濟性和有效性兩方面考慮，加重密度在1.0～1.2 g/cm3時，選擇NaCl作為加重劑，形成經濟有效的密度可調體系。

表7 常見加重劑性質情況Tab.7 Properties of common weighting agents

1.3.2 NaCl加重劑評價

室溫下，取100 mL 蒸餾水于燒杯中，向其逐步加入NaCl，并使用密度計測量其密度（圖1）。

圖1 NaCl加重劑濃度與密度的關系Fig.1 Relationship between concentration and density of NaCl weighting agent

配制濃度為26.8%的NaCl 水溶液，密度為1.2 g/cm3，取100 gNaCl水溶液放入燒杯中，并將燒杯置于磁力攪拌器上高速攪拌；取0.4 g 羥丙基超級瓜膠JK202 緩慢加入，避免產生“魚眼”，攪拌20 min 后瓜膠充分溶脹；加入0.3 g 堿性pH 調節劑將體系pH 值調節至12；再加入0.6 g 有機硼交聯劑XM-4。使用玻璃棒攪拌，記錄交聯時間，觀察壓裂液體系交聯挑掛情況，并使用HAAKE 流變儀做耐溫測試，實驗結果如圖2所示。

圖2 NaCl加重壓裂液耐溫性測試情況Fig.2 Temperature resistance test of NaCl weighting fracturing fluid

從圖2可以看出，NaCl作為加重材料時，高密度壓裂液具有很好的交聯和挑掛性能，雖然耐溫性測試中NaCl 壓裂液最終黏度在22 mPa·s 左右，無法滿足現場施工壓裂液對耐溫性（需大于110 ℃）的要求，但該體系稠化劑和交聯劑用量較低，進行配方的優化后，可以滿足現場施工要求。根據經濟性和施工有效性要求，當加重密度低于1.2 g/cm3時選擇NaCl 作為本次高溫高密度壓裂液體系研究所用加重劑。

2 配方選取及性能評價

2.1 高溫高密度壓裂液配方優選

根據前文對稠化劑、交聯劑和加重劑的優選實驗，當JK202 濃度＜0.4%時，加重壓裂液均無法滿足耐溫性要求（150 ℃、170 s-1下剪切60 min 后黏度大于50 mPa·s），針對耐溫性和經濟性的要求，最終確定JK202 濃度為0.4%～0.45%，相應的交聯劑XM-4濃度為0.65%～0.7%，并確定了加重密度為1.2 g/cm3時兩種壓裂液基礎配方。

配方1：26.8%NaCl+0.4%JK202+0.3%NaOH+0.65%XM-4

配方2：26.8%NaCl+0.45%JK202+0.3%NaOH+0.6%XM-4

按以上兩種配方配制的壓裂液體系交聯性能均佳，挑掛性能優異。使用HAAKE 流變儀將上述壓裂液在150 ℃，170 s-1下剪切60 min，耐溫性測試結果如圖3所示。

由圖3 可以看出，當NaCl 體系加重密度為1.2 g/cm3時配方1 和配方2 壓裂液最終黏度分別穩定在260 mPa·s 和100 mPa·s 以上，均滿足華北油田現場施工要求。考慮到經濟性因素，NaCl 加重壓裂液體系確定的基礎配方為：26.8%NaCl+0.45%JK202+0.3%NaOH+0.6%XM-4。

圖3 兩種NaCl加重壓裂液體系耐溫性測試情況Fig.3 Temperature resistance tests of two NaCl weighting fracturing fluid systems

2.2 配伍性測試

使用實驗室內現有的添加劑對壓裂液進行配伍性評價，壓裂液體系配方如下：26.8%NaCl+0.45%JK202+0.3%NaOH(1 mol/L)+0.6%XM-4+0.3%破乳劑CS114+0.3%助排劑BS12+0.1%防膨劑PEA。室溫下，將配制好的壓裂液體系靜置24 h后，觀察到該壓裂液體系無雜質、無分層現象，NaCl 加重壓裂液各添加劑之間配伍性良好。為測試添加劑是否會對壓裂液耐溫耐剪切性造成影響，將按照配方配制的高溫高密度壓裂液在150 ℃，170 s-1下剪切60 min，實驗結果如圖4所示。

圖4 NaCl加重壓裂液流變圖Fig.4 Rheological diagram of NaCl weighting fracturing fluid

由圖4可知，NaCl加重壓裂液在150 ℃，170 s-1下剪切60 min，黏度始終保持在100 mPa·s 以上。這說明NaCl 加重壓裂液各添加劑對壓裂液的耐溫性能幾乎無影響。綜上所述，該高溫高密度壓裂液體系可實現加重密度在1.0～1.21 g/cm3范圍內可調節、耐150 ℃高溫的性能要求。在低加重密度時使用NaC1 加重劑，在保證壓裂施工有效性的同時，可降低成本，對儲層傷害小，環保無害，滿足高溫、深井壓裂施工要求。

3 高溫高密度壓裂液綜合性能評價

3.1 耐溫耐剪切性能評價

按配方配制好壓裂液，使用HAAKE 流變儀，剪切速率設置為170 s-l，升溫程序設置為30 min 從20 ℃至150 ℃，150 ℃條件下剪切60 min。通過計算機專業分析軟件，繪制黏溫曲線，確定壓裂液耐溫耐剪切性能，實驗結果如圖5所示。

從圖5 可以看出，NaCl 加重壓裂液在150 ℃，170 s-1條件下剪切60 min，黏度在100 mPa·s 以上，說明該壓裂液具有較好的耐溫耐剪切性能，滿足華北油田現場對壓裂液體系黏度（50 mPa·s 以上）的要求。

圖5 NaCl加重壓裂液耐溫耐剪切測試情況Fig.5 Temperature and shear resistance test of NaCl weighting fracturing fluid

3.2 摩阻性能評價

按配方26.8%NaCl+0.45%JK202+0.3%NaOH+0.6%XM-4 配制成壓裂液基液，使用摩阻測試儀，在常溫下進行減阻性能評價。NaCl 加重壓裂液結果見表8。

從表8 可以看出，NaCl 加重壓裂液排量大于2 250 kg/h、線速度大于10.35 m/s 時，該體系減阻率大于65%，現場常用5 m3/min 排量下線速度16.8 m/s，減阻率一定大于65%，滿足華北油田現場對壓裂液體系減阻率大于60%的要求。

表8 NaCl加重壓裂液減阻率隨排量變化情況Tab.8 Variation of drag reduction rate of NaCl weighting fracturing fluid with displacement

3.3 延遲交聯可控評價

通過對該配方壓裂液基液pH 值調節，得到實驗結果如圖6所示。

圖6 壓裂液交聯時間與基液pH值變化情況曲線Fig.6 Variation curve of fracturing fluid crosslinking time and base fluid pH value changes

由圖6 可知，該壓裂液體系可通過調節基液pH 值實現壓裂液交聯時間可控。其中，NaCl 加重壓裂液基液pH 值在9～12 之間，交聯時間可控制在2.7～10.3 min 之間，符合華北油田現場對壓裂液延遲交聯時間3～10 min可控的需求。

4 結論

（1）耐溫高密度壓裂液體系稠化劑選擇華北油田現場使用的羥丙基瓜膠HPG 以及實驗室使用的羥丙基超級瓜膠JK202，其水不溶物含量均較低，且耐溫耐剪切性能良好。其中JK202 各項性能更為優異，在實驗中表現出高pH 值時能充分溶脹，耐溫性相對普通羥丙基瓜膠要更好。

（2）綜合考慮現場施工成本和效果，結合添加劑優選結果，實驗研究確定的加重密度為1.2 g/cm3下的NaCl 體系壓裂液配方為26.8%NaCl+0.45%JK202+0.3%NaOH+0.6%XM-4，該壓裂液體系在150 ℃和170 s-1的條件下剪切60 min，壓裂液體系最終黏度穩定在100 mPa·s以上，表明該壓裂液體系耐溫性能優良，滿足華北油田高溫深井壓裂施工需求。

（3）該壓裂液體系可采用過硫酸銨或甲酸乙酯破膠，破膠后黏度均低于5 mPa·s，殘渣濃度均低于600 mg/L，滿足壓裂施工要求；通過摩阻測試儀對壓裂液體系進行減阻性能評價，結果表明該壓裂液體系在現場常用5 m3/min 排量下減阻率大于60%，具有良好的減阻性能；通過調節基液pH 值可實現壓裂液交聯時間可控，NaCl 加重壓裂液調節pH 值范圍在9～12 之間，交聯時間可控制在2.7～10.3 min，其效果滿足華北油田現場需求。