王所良，李勇，吳增智

（1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710018；2.川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西西安710018）

高溫油藏用海水基壓裂液研究進(jìn)展

王所良1，2，李勇1，2，吳增智1，2

（1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710018；2.川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西西安710018）

隨著我國海上油氣田開發(fā)的進(jìn)行，壓裂作業(yè)向海洋進(jìn)軍是開發(fā)技術(shù)發(fā)展的趨勢(shì)之一，研究適用于海上高溫油藏的海水基壓裂液是節(jié)約施工成本、縮短施工周期和提高工作效率的關(guān)鍵。國外在胍膠為稠化劑的壓裂液和黏彈性表面活性劑清潔壓裂液研究的最多，但由于其耐溫性不高，限制了其在高溫油藏中的應(yīng)用；國內(nèi)則在合成聚合物類高溫海水基壓裂液方面取得突破。分析認(rèn)為，以速溶聚合物為稠化劑的耐高溫中性-弱酸性海水基壓裂液是研究的重要方向。

海水；海水壓裂液；胍膠；聚合物；清潔壓裂液

水力壓裂技術(shù)早已應(yīng)用多年，在過去的壓裂歷史過程中，一系列的壓裂液體系被開發(fā)出來以滿足高排量、高剪切速率、高溫高壓油藏的壓裂需要。目前常用的壓裂液主要有兩大類，即水基壓裂液和油基壓裂液。其中水基壓裂液主要由稠化水壓裂液、水基凍膠壓裂液、黏彈性表面活性劑壓裂液、水包油壓裂液、水基凍膠包油壓裂液、水基泡沫壓裂液和水基凍膠泡沫壓裂液。在這其中，水基凍膠壓裂液應(yīng)用最為廣泛，黏彈性表面活性劑壓裂液由于具有無殘?jiān)?、低傷害、剪切穩(wěn)定性好等特點(diǎn)，近幾年來成為研究的熱點(diǎn)［1］。我國的海上油氣田的增產(chǎn)措施主要是酸化，壓裂施工作業(yè)相對(duì)較少，但就發(fā)展的趨勢(shì)來看，西方發(fā)達(dá)國家不但在陸上實(shí)施壓裂增產(chǎn)作業(yè)，美國在地層結(jié)構(gòu)松軟的墨西哥海洋油氣田也實(shí)施了壓裂填充作業(yè)，加拿大也在海上實(shí)施了許多壓裂作業(yè)。因此，壓裂作業(yè)向海洋進(jìn)軍也是開發(fā)技術(shù)發(fā)展的必然趨勢(shì)之一［2］。本課題的主要目標(biāo)就是研究適用于海上高溫油藏用的海水基壓裂液體系。

1　海上油田壓裂特點(diǎn)

對(duì)于海上油田增產(chǎn)作業(yè)來說，由于受到海上油田特點(diǎn)、作業(yè)場(chǎng)所、設(shè)備、運(yùn)輸、后勤保障以及海洋環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)規(guī)等各方面的限制，要實(shí)施壓裂施工作業(yè)要比陸上油田困難的多。海上油藏壓裂施工前應(yīng)該考慮的問題：壓裂液、泵的效率和地面管線的承壓能力等因素的影響［3-5］。

海上油田用海水配制壓裂液具有以下優(yōu)點(diǎn)：

（1）節(jié)省淡水運(yùn)輸成本，縮短工作周期，提高工作效率；

（2）海水供應(yīng)充足，不會(huì)受到施工條件的限制；

（3）海水的高礦化度可以抑制儲(chǔ)層中黏土膨脹。

因此，綜合考慮以上各種因素以及本課題研究的目標(biāo)，對(duì)海上油田用壓裂液提出了要求，要求壓裂液用海水配制，具有低摩阻、耐溫性能好、攜砂能力強(qiáng)、破膠徹底、對(duì)地層傷害小等特點(diǎn)。

2　海水基壓裂液研究現(xiàn)狀

考慮施工工藝及施工成本，對(duì)海水進(jìn)行簡單的預(yù)處理或直接采用海水配制壓裂液，是目前海水基壓裂液的研究重點(diǎn)。目前海水基壓裂液主要分為堿性壓裂液和中性及酸性壓裂液。

交聯(lián)凍膠壓裂液以水作為溶劑或分散劑，向其中加入稠化劑、添加劑和交聯(lián)劑配制而成。主要的稠化劑包括植物膠、纖維素衍生物及合成聚合物，以金屬或有機(jī)金屬配合物為交聯(lián)劑，交聯(lián)形成的凍膠體系具有黏度高、攜砂能力強(qiáng)、濾失量低、低摩阻等優(yōu)點(diǎn)［6］。

2.1堿性壓裂液體系

胍膠及改性胍膠分子中鄰位順式羥基與硼、鋯、鈦等高價(jià)金屬離子間的交聯(lián)反應(yīng)為堿性交聯(lián)。對(duì)于溫度低于100℃的油藏，壓裂液的pH值在9左右時(shí)，壓裂液的性能就能滿足施工的需要；但當(dāng)油藏溫度高于110℃后，為了滿足施工要求，需提高壓裂液的耐溫性能，因此要將壓裂液的pH值提高至9.5以上，但是隨著壓裂液pH值的升高，又帶來了一系列的問題。首先，當(dāng)壓裂液的pH值大于9.5時(shí)，海水中含有大量的Ca2+、Mg2+容易在壓裂液中形成氫氧化物沉淀，一方面降低了支撐裂縫的導(dǎo)流能力，最終影響壓裂改造措施效果；另一方面，由于生成氫氧化物沉淀消耗了體系中的OH-，降低了體系的pH值，進(jìn)而影響稠化劑與交聯(lián)劑間的交聯(lián)反應(yīng)，降低壓裂液的耐溫性能。

2.1.1胍膠及改性胍膠Harris［4］向海水中加入NaOH來沉淀其中的Ca2+、Mg2+等離子，但基液的pH值在數(shù)小時(shí)內(nèi)波動(dòng)，導(dǎo)致難以為交聯(lián)反應(yīng)調(diào)整出最佳的pH值。在North Sea海水中加入NaOH使Ca2+、Mg2+完全沉淀后，繼續(xù)添加pH調(diào)節(jié)劑，調(diào)整壓裂液的pH值以滿足壓裂施工的需要，當(dāng)施工結(jié)束后，破膠液與低pH值的地層水混合，當(dāng)液體的pH降低至9.3時(shí)，溶液中的沉淀又會(huì)溶解［7］。此外海水中的SO42-能與地層水中的Ba2+、Si2+等反應(yīng)生成沉淀，因此要加入抑制劑如聚磷酸酯、聚丙烯酸等。

在埃塞俄比亞Calub氣田礦場(chǎng)試驗(yàn)中，配制水中含有高濃度的Ca2+、Mg2+等高價(jià)金屬離子，首先向配制水中加入Na2CO3循環(huán)均勻，然后靜置4 h后，將上層清液轉(zhuǎn)入另一個(gè)儲(chǔ)罐中，再向其中加入EDTA，進(jìn)一步除去水中的Ca2+、Mg2+等高價(jià)金屬離子，向水中加入鹽酸，調(diào)節(jié)水質(zhì)的pH在6.5～7，最后用該工序處理后的水配制壓裂液。采用該堿性化處理的化學(xué)及物理方法，可以有效的改善高礦化度水對(duì)壓裂液體系的影響，能夠滿足配制植物膠壓裂液的需要［8］。

采用該化學(xué)及物理方式，可以消除高礦化度水中的多價(jià)金屬陽離子，但該處理工藝復(fù)雜，且增加額外的處理費(fèi)用。通過向胍膠基液中添加阻垢劑，與海水中的Ca2+、Mg2+等離子形成可溶于水的螯合物，阻止其與OH-發(fā)生反應(yīng)形成沉淀，保持壓裂液有較高的pH值，提高壓裂液的穩(wěn)定性。Le［9］通過向海水中加入阻垢劑DETAPMPA，屏蔽水中的高價(jià)金屬離子，然后用NaOH調(diào)節(jié)基液的pH，以四硼酸鈉為交聯(lián)劑交聯(lián)形成海水壓裂液。該壓裂液107℃、170 s-1下連續(xù)剪切130 min，黏度為360 mPa·s，顯示出良好的耐溫耐剪切性能。馬兵［10］通過試驗(yàn)研究得出，由于水中含有Ca2+、Mg2+等高價(jià)金屬離子濃度大，能與胍膠高分子基團(tuán)相互作用，發(fā)生交聯(lián)而使其難以在水中發(fā)生溶脹或溶解，導(dǎo)致水溶液分層并出現(xiàn)乳白色絮狀物，因此不能形成高分散度的胍膠基液。針對(duì)環(huán)江油田高礦化度水，研發(fā)了螯合助溶劑和螯合穩(wěn)定劑，大大減小了高價(jià)金屬陽離子對(duì)壓裂液性能的影響，提高了壓裂液的抗剪切、攜砂性能，能夠形成有效穩(wěn)定的胍膠交聯(lián)凍膠保證壓裂的順利施工。劉玉婷［11］研究了螯合劑AO-1，有效地解決了胍膠基液在高礦化度水中的分層問題，提高了低濃度胍膠交聯(lián)體系的交聯(lián)性能和耐礦化度、耐溫、耐剪切性能，滿足了現(xiàn)場(chǎng)施工的需要。

何樂等［12］研究了羧甲基胍膠、羥丙基胍膠在海水中的溶脹問題開展了研究，認(rèn)為羧甲基胍膠在海水中的溶脹時(shí)間能控制在10 min內(nèi)，能滿足連續(xù)混配壓裂施工的要求。王杏尊［13］發(fā)明公開了一種海水基壓裂液的制備方法，由改性胍膠衍生物與有機(jī)復(fù)合交聯(lián)劑并配套其他添加劑組成，該海水基壓裂液體系在100℃下具有良好的黏度。

2.1.2液體胍膠Powell［14］在墨西哥灣油田壓裂施工中應(yīng)用了一種新型的OLGB（Optimized Low-gel Borate）海水基壓裂液。低分子量的聚合物破膠徹底，殘?jiān)康?，?duì)地層傷害小。該體系的pH比傳統(tǒng)的硼交聯(lián)體系的要低，但適用的油藏溫度為76℃～93℃。Paul［15］使用海水稀釋高濃度液體胍膠，用NaOH調(diào)節(jié)壓裂液的pH在9.25左右，使用有機(jī)鈦交聯(lián)劑交聯(lián)形成的壓裂液在121℃、40 s-1下剪切132 min，黏度為326 mPa·s。該壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的傷害性試驗(yàn)結(jié)果表明，巖心的滲透率恢復(fù)性能為89%。

植物膠HPG、CMPG或CMPG等在H2O2的存在下，解聚成相對(duì)分子量在100 000～250 000小分子的解聚水合聚合物（Hydrated Depolymerized Polymer）。該小分子的聚合物可以直接配制成一定濃度的基液，也可以以煤油為分散劑分散在海水中，并且該小分子聚合物在水中充分水解，形成一種高濃度的聚合物濃漿，壓裂施工時(shí)，可直接用水稀釋至所需濃度，添加必要的添加劑充分?jǐn)嚢杌旌虾?，即可用于壓裂施工作業(yè)。該解聚水合胍膠添加分散劑后性能穩(wěn)定，可以長時(shí)間儲(chǔ)存?；旱膒H值在9左右，以硼酸鹽為交聯(lián)劑，以潛在酸為破膠劑，形成的壓裂液耐溫性能好，不加溫度穩(wěn)定劑條件下可以在130℃油藏中使用，可以用淡水、鹽水及海水稀釋，具有殘?jiān)?、濾餅易除去、易配制和環(huán)保性能好等特點(diǎn)［16］。Paul［15］使用小相對(duì)分子質(zhì)量的聚合物與交聯(lián)劑反應(yīng)制備了降濾失劑（Low-leakoff Particulate），該小分子量的聚合物可以使C6～C20疏水聚合物或是聚電解質(zhì)，交聯(lián)劑為硼或金屬離子，其中混有緩沖劑調(diào)節(jié)溶液的pH，該體系具有的濾失量小、對(duì)地層的傷害小等優(yōu)點(diǎn)。

2.2中性及酸性壓裂液體系

聚合物分子中的-COO-、-CONH2官能團(tuán)與鋁、鋯、鈦等高價(jià)金屬離子間的交聯(lián)反應(yīng)為酸性交聯(lián)。該體系在酸性的條件下，因此可以避免由于基液pH值升高導(dǎo)致海水中的Ca2+、Mg2+生成沉淀，因此在海水基壓裂液研究中有較高的優(yōu)勢(shì)。

2.2.1改性胍膠及纖維素胍膠及纖維素衍生物包括羧甲基胍膠、羥丙基羧甲基胍膠、羧甲基纖維素羥乙基纖維素等。張海龍［17］研制了AC-m酸性交聯(lián)劑，以羥丙基瓜爾膠為增稠劑，形成酸性凍膠壓裂液體系，該壓裂液體系具有交聯(lián)速率塊、耐溫能力可達(dá)110℃、流變性好。使用于堿敏性地層的壓裂改造。王博濤［18］針對(duì)安塞油田堿敏儲(chǔ)層壓裂需要，研制的羧甲基酸性壓裂液，該壓裂液體系具有很好的耐剪切性能、低殘?jiān)?、低傷害等特點(diǎn)。郭吉清［19］評(píng)價(jià)了一種酸性壓裂液，改性胍膠MGG與金屬交聯(lián)劑在pH值2.5～5.5范圍內(nèi)交聯(lián)形成穩(wěn)定凍膠壓裂液，凍膠可由過硫酸銨破膠，破膠殘?jiān)鼭舛瓤梢越档椭?80 mg/L，但是沒有指出該體系使用的油藏溫度。

酸性壓裂液體系又存在一些缺點(diǎn)，如溶解緩慢、難交聯(lián)形成足夠強(qiáng)度的凍膠、不耐高溫、耐鹽性能及增稠能力差等缺點(diǎn)［20］。目前未見文獻(xiàn)報(bào)道胍膠及纖維素類的酸性壓裂液體系應(yīng)用于海上油田壓裂施工中。

2.2.2合成聚合物植物膠壓裂液高溫穩(wěn)定性不理想，破膠后殘?jiān)^多，對(duì)儲(chǔ)層造成傷害，影響壓裂效果，因此開發(fā)了一系列合成聚合物壓裂液。與天然高分子材料相比，合成聚合物壓裂液破膠后無殘?jiān)?、?duì)地層不造成傷害［6］。合成聚合物在中性及酸性條件下交聯(lián)，可以避免高pH值條件下引起海水中Ca2+、Mg2+沉淀。但是合成聚合物在高礦化度水中溶脹性能差，因此要通過引入特殊的官能團(tuán)，提高聚合物的耐溫耐鹽性能。宋愛莉等［21］對(duì)植物膠、微聚物、VES以及超支化分子類四種海水基稠化劑進(jìn)行了篩選，認(rèn)為超支化分子類稠化劑可以作為海水配制壓裂液的目標(biāo)稠化劑。

唐浩等［22］以AMPS、AM及DMDAAC為單體，采用水溶液自由基共聚法形成了一種抗溫耐鹽壓裂液稠化劑，通過實(shí)驗(yàn)研究表明，在pH值在4～5時(shí)，以Zr3+為交聯(lián)劑，該壓裂液體系在100℃時(shí)黏度仍為337 mPa·s，當(dāng)鹽濃度大于0.5%后，體系的黏度基本穩(wěn)定，該體系表現(xiàn)出良好的耐溫抗鹽能力。Holtsclaw［23］研發(fā)了一種新型的耐高溫壓裂液體系，該共聚物交聯(lián)基液以金屬離子為交聯(lián)劑，溫度高于175℃時(shí)，該壓裂液仍具有較好的穩(wěn)定性。海水基聚合物以鋯酸鹽為交聯(lián)劑的壓裂液可以在148℃的油藏中使用［24］。

謝志海［25］公開發(fā)明了一種直接利用海水配制的壓裂體系，由聚合物稠化劑與有機(jī)金屬復(fù)合交聯(lián)劑組成，該壓裂液體系在140℃條件下具有良好的耐溫耐剪切性能。張春雨［26］公開發(fā)明了一種可連續(xù)混配的海水壓裂液，具有良好的抗溫、抗鹽、抗剪切和快速溶解的優(yōu)點(diǎn)。

2.2.3黏彈性表面活性劑VES（Viscoelastic Surfactant）溶液作為一種新型的壓裂液由于其清潔性逐漸引起了人們的重視。VES溶液主要分為陽離子型、陰離子型、非離子型以及兩性離子型等［27］。

由于VES與地層水及原油的配伍性好，且對(duì)儲(chǔ)層無傷害且頁巖穩(wěn)定性好。此外由于VES組分單一、添加劑少，因此需要的設(shè)備小，適用于海上油田狹小性作用空間的需要。目前研究最多的主要是長鏈烷基季銨鹽和長鏈烷基吡啶，該壓裂液以陽離子季銨鹽型表面活性劑為稠化劑，以水楊酸、對(duì)甲基苯磺酸鹽、氯化銨做穩(wěn)定劑，可以在高溫油藏中應(yīng)用［28］。試驗(yàn)表明該體系具有良好的增黏性能和攜砂能力，當(dāng)與地層流體接觸時(shí)即可破膠，破膠徹底，返排效率高，對(duì)地層沒有傷害。但是該壓裂液體系也存在問題，由于是該壓裂液體系屬陽離子表面活性劑，陽離子表面活性劑容易吸附在帶有負(fù)電的巖石表面，使巖石表面的親水性轉(zhuǎn)變?yōu)橛H油性，從而增加了油氣在裂縫孔隙中的流動(dòng)阻力，不利于油井生產(chǎn)［29］。Samuel［30］研究了一種用做壓裂液的陽離子季銨鹽型高分子表面活性劑，雖然通過提高配制水中有機(jī)陰離子的濃度可以提高該體系的流變性和使用溫度，但提高幅度有限，該表面活性劑與海水配伍，在80℃以下時(shí)有較高的黏度，不易在高溫下使用。盧擁軍［31］、張勁［32］、丁昊明等［33］也研究了具有一定耐溫性的清潔壓裂液體系，但均未測(cè)試其在高礦化度海水中的性能。

張福銘［34］為降低海上油田壓裂成本，開發(fā)了海水配制的清潔壓裂液體系PA-VES90，在90℃、170 s-1下剪切1.5 h，黏度大于40 mPa·s，對(duì)巖心基質(zhì)滲透率損害低。Whalen［35］利用陰離子、非離子和親水性的表面活性劑中的一種或幾種的混合物與疏水有機(jī)醇構(gòu)成了清潔壓裂液體系。通過添加一種或幾種疏水有機(jī)醇，從而提高了黏彈性表面活性劑體系的穩(wěn)定性和黏度。該體系使用的表面活性劑濃度較高，最高耐溫性能可達(dá)到110℃。McElfresh［36］研究指出，海水中的金屬離子在低溫條件下可以提高VES溶液的黏度，10%的非離子-陰離子VES在含有12 ppg CaCl2/CaBr2水溶液中仍具有較高的黏度。從2000年以來，非離子-陰離子VES已經(jīng)在Adriatic Sea和墨西哥灣應(yīng)用30余次。

3　結(jié)論

（1）通過文獻(xiàn)調(diào)研認(rèn)為，目前以胍膠及改性胍膠為增稠劑的堿性水基壓裂液研究較多，主要方式是向海水中加入螯合劑，降低海水中的高價(jià)金屬離子濃度，或是降低交聯(lián)反應(yīng)的pH，以提高壓裂液與海水的配伍性。

（2）由于液體胍膠與黏彈性表面活性劑可實(shí)現(xiàn)在線混合，不需要預(yù)先溶脹，所占用的作業(yè)空間及所用設(shè)備相對(duì)較少，因此在海上油田壓裂中占有優(yōu)勢(shì)。

（3）黏彈性表面活性劑清潔壓裂液耐溫性不高，限制了其在高溫油藏中的應(yīng)用，而以速溶聚合物為稠化劑的耐高溫中性-弱酸性海水基壓裂液是研究的重要方向。

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Review on seawater based fracturing fluids for high temperature reservoirs

WANG Suoliang1，2，LI Yong1，2，WU Zengzhi1，2
（1.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil&Gas Fields，Xi'an Shanxi 710018，China；2.Drilling&Production Engineering Technology Institute，Chuanqing Drilling Engineering Company Limited，CNPC，Xi'an Shanxi 710018，China）

With the hydraulic fracturing development of offshore oil field，the research of sea water based fracturing fluid can save construction cost，shorten construction time and raise working efficiency.The research of sea water based fracturing fluid home and abroad was summarized.The guar based fracturing fluids and viscoelastic surfactant fracturing fluids were mostly studied，but the use of them for high temperature reservoirs were limited due to its poor temperature stability in abroad，but some high temperature tolerance sea water polymer fracturing fluid were shown at home.It can be seen that the high temperature resistance，quick-dissolved seawater based neutral-week acidic fracturing fluid will be an important research direction in the future.

sea water；sea water based fracturing fluid；guar；polymer；clean fracturing fluid

TE357.12

A

1673-5285（2016）10-0005-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.002

2016－06-29

王所良，男（1985-），工程師，2011年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東），現(xiàn)從事壓裂酸化方面的研究工作，郵箱：wangsl_gcy@cnpc.com.cn。