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(shù)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(guī)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(jìn)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(huán)境中交聯(lián)，因此強(qiáng)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(yīng)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(nèi)可調(diào)。受電性、分子量和分散性的影響，助排劑和黏土穩(wěn)定劑可能與甲酸鹽發(fā)生化學(xué)反應(yīng)或物理作用，出現(xiàn)絮凝、析出或沉淀現(xiàn)象，通過實(shí)驗(yàn)優(yōu)選出ME-1微乳助排劑和FP-2黏土穩(wěn)定劑，結(jié)合流變性、濾失和破膠等實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選了與其配伍的有機(jī)硼交聯(lián)劑等相關(guān)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(yōu)化加重壓裂液（密度為1.2 g/cm3）現(xiàn)場配制工藝，成功地進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用；壓后破膠液黏度小于5 mPa·s，返排率達(dá)100%。該加重壓裂液技術(shù)為下一步的高閉合應(yīng)力油藏的壓裂改造提供了經(jīng)驗(yàn)。

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(fā)過程中，壓裂工藝技術(shù)獲得了廣泛的應(yīng)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?yàn)閮娱]合壓力高，裂縫窄，給地面泵注設(shè)備造成了巨大的負(fù)荷，因而排量難以提高，加劇了脫砂的風(fēng)險；另外，對某些破裂壓力梯度高、巖石塑性強(qiáng)的致密油藏而言，多次發(fā)生在井口限壓內(nèi)壓不開儲層的現(xiàn)象，這也是困擾高溫深層油氣藏開發(fā)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(lián)型壓裂液可降低施工摩阻，其主要機(jī)理是延長交聯(lián)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(nèi)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(nèi)外水基加重壓裂液體系進(jìn)行了系統(tǒng)的性能評價和分析，并在此基礎(chǔ)上開展新型加重壓裂液的研制和實(shí)驗(yàn)工作。首先選擇壓裂液類型，確定稠化劑和交聯(lián)劑組合，通過實(shí)驗(yàn)優(yōu)選加重劑，并進(jìn)行流變性、破膠性等實(shí)驗(yàn)；在此基礎(chǔ)上，優(yōu)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(fā)生顯著變化[1]，不同類型的壓裂液的表現(xiàn)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(lián)劑多采用鋁酸鹽、有機(jī)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(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，在加入大量加重劑后，壓裂液性能迅速變差，主要表現(xiàn)在：①難以挑掛，高速剪切后恢復(fù)性差；②殘?jiān)扛?，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(lián)性能不穩(wěn)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(lián)劑的交聯(lián)屬螯合反應(yīng)，化學(xué)鍵為非極性共價鍵，有機(jī)硼交聯(lián)劑不僅延遲交聯(lián)性能好，還具有優(yōu)良的剪切恢復(fù)特性；加重劑溶于水會電離出大量陰陽離子，但不會與交聯(lián)劑或瓜膠發(fā)生化學(xué)反應(yīng)[4]；此外，該壓裂液還有效克服了稠化劑溶解、交聯(lián)挑掛、殘?jiān)降入y題，因此羥丙基瓜膠與有機(jī)硼交聯(lián)劑組合方式是理想的加重壓裂液類型，但需要通過大量實(shí)驗(yàn)對各種助劑進(jìn)行優(yōu)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(yōu)選

經(jīng)過多年的發(fā)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(jìn)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(huán)境中交聯(lián)，因此強(qiáng)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(yīng)用；近年來，由于原材料供應(yīng)充足，應(yīng)用市場不斷擴(kuò)大，工業(yè)甲酸鹽（甲酸鈉、甲酸鉀）產(chǎn)量逐年提高，且其在酸、堿性條件下性能穩(wěn)定，因此采用甲酸鹽進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，數(shù)據(jù)見表1和表2。實(shí)驗(yàn)表明，在羥丙基瓜膠水溶液中，當(dāng)pH值調(diào)節(jié)到9～11時，按照以上配方配制的加重壓裂液較穩(wěn)定，在-10～30 ℃范圍內(nèi)久置不會發(fā)生沉淀或析出現(xiàn)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(guī)線團(tuán)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(jié)合，抑制了瓜膠分子在水中的伸展，因而影響了表觀黏度。當(dāng)壓裂液密度達(dá)到1.4 g/cm3后，壓裂液的黏度會出現(xiàn)返彈性提高，筆者分析認(rèn)為這不是羥丙基瓜膠進(jìn)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(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)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(jù)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(wěn)定劑組合，在室溫和90 ℃條件下靜置，觀察其配伍性，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。

受電性、分子量和分散性的影響，助排劑和黏土穩(wěn)定劑可能與甲酸鹽發(fā)生化學(xué)反應(yīng)或物理作用，出現(xiàn)絮凝、析出或沉淀現(xiàn)象。通過實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選出ME-1和FP-2，在室溫和90 ℃下均保持均勻透明狀態(tài)，配伍性良好。

2.2 壓裂液配方優(yōu)化

通過大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，優(yōu)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(wěn)定劑HTC-S+0.3%微乳助排劑ME-1+0.3%黏土穩(wěn)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(lián)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(jìn)行流變性實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選最佳交聯(lián)比，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。

圖1 加重壓裂液（1.2 g/cm3）在不同交聯(lián)比時的剪切穩(wěn)定性

由圖1可知，隨著交聯(lián)比的提高，壓裂液的抗溫耐剪切性能增強(qiáng)，當(dāng)交聯(lián)比為100∶0.4時，連續(xù)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(lián)形成的螯合化學(xué)鍵是可逆的，說明在120 ℃下經(jīng)過一段時間的剪切，化學(xué)鍵的生成與破壞達(dá)到了平衡，黏度也基本穩(wěn)定；但當(dāng)交聯(lián)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(lián)劑的過量，壓裂液出現(xiàn)過交聯(lián)現(xiàn)象，即高溫下發(fā)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(lián)比為100∶0.40；挑掛性實(shí)驗(yàn)表明，此時的交聯(lián)時間約為160 s，符合延遲交聯(lián)的要求。

3.2 濾失性能

在120 ℃下，該壓裂液凍膠濾失系數(shù)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(yè)標(biāo)準(zhǔn)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(shí)驗(yàn)溫度和靜態(tài)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(guān)系，其斜率即為該支撐劑的靜態(tài)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(guī)律，說明其攜砂性能較好，在深層裂縫中運(yùn)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?jǐn)嚲?。將交?lián)凍膠液置于恒溫油浴中。當(dāng)破膠時間達(dá)4 h，取破膠液上層清液，用品氏毛細(xì)管黏度計(jì)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?jiān)奈綔魧τ蛯拥膫Α?/p>

3.5 壓裂液殘?jiān)繙y定

在壓裂液中加入微膠囊破膠劑，可使羥丙基瓜膠降解，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表5。由表5可知，在壓裂液密度不高于1.4 g/cm3時，殘?jiān)烤桓?，其主要原因是有機(jī)硼交聯(lián)的壓裂液破膠化水較為徹底，基本不含難破膠殘?jiān)?；但是?dāng)密度提高到1.5 g/cm3以后，破膠化學(xué)作用對加重劑的溶解造成了不利的影響，因此在離心實(shí)驗(yàn)后，有極少量的加重劑析出[7]。

表5 不同密度的壓裂液殘?jiān)繉?shí)驗(yàn)

4 現(xiàn)場應(yīng)用

4.1 董8井壓裂層段物性

董8井位于準(zhǔn)噶爾盆地中部坳陷阜康凹陷東部北斜坡中部4區(qū)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(zhì)含量介于17.37%～7.04%之間；目的層閉合壓力高達(dá)103.9 MPa，屬高壓異常、特低滲、敏感性強(qiáng)儲層，加砂難度大，壓裂液返排困難，壓后自然產(chǎn)能低。壓裂前該井日產(chǎn)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(yōu)化射孔技術(shù)。模擬計(jì)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(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見圖3。

2）壓裂管柱優(yōu)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(guī)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(lián)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(guān)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(qiáng)陶粒，23 m3粒徑為0.3～0.6 mm高強(qiáng)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(jì)算表明：采用延遲交聯(lián)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(nèi)，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(wěn)定產(chǎn)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(huán)節(jié)沒有出現(xiàn)任何問題，施工曲線見圖4。

圖4 董8井壓裂施工曲線

4 結(jié)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(nèi)實(shí)驗(yàn)評價優(yōu)選相關(guān)助劑，優(yōu)選出一套密度為1.2 g/cm3的加重壓裂液體系，各項(xiàng)指標(biāo)均符合行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)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(xué)（華東）采油工程專業(yè)，現(xiàn)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。