熊波， 徐敏杰， 王麗偉， 車明光， 劉玉婷（1.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京1049；.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊065007）

熊波等.清潔自生熱壓裂液技術(shù)與實驗方法[J].鉆井液與完井液，2016，33（1）：118-121.

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清潔自生熱壓裂液技術(shù)與實驗方法

熊波1，2， 徐敏杰2， 王麗偉2， 車明光2， 劉玉婷2
（1.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京102249；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊065007）

熊波等.清潔自生熱壓裂液技術(shù)與實驗方法[J].鉆井液與完井液，2016，33（1）：118-121.

摘要目前已有的多種自生熱壓裂液體系，通常需要加入活化劑，配制過程復雜。研究了一種采用疏水聚合物作為稠化劑的清潔自生熱壓裂液體系，該稠化劑在合成過程中添加了耐鹽單體，保證其在鹽水中有高溶解性；采用有機鋯酸性交聯(lián)劑，提供酸性交聯(lián)環(huán)境，無需加入生熱反應所需要的活化劑和交聯(lián)反應所需要的調(diào)節(jié)劑。稠化劑使用濃度為0.6%，具有良好的耐溫耐剪切性能、黏彈性能及破膠性能，在100 ℃、170 s-1下剪切60 min后黏度為140 mPa·s左右，黏彈性與常規(guī)瓜膠壓裂液相當，殘渣含量為11.9 mg/L，殘渣傷害小，適用于中低溫儲層。采用高溫高壓動態(tài)酸化腐蝕儀，通過監(jiān)測壓力變化，計算了生熱劑的反應程度，該操作簡單，計量準確，可用于自生熱壓裂液體系配方優(yōu)化及反應程度的估算。研究結(jié)果表明，在40 ℃時，基液中生熱劑之間不發(fā)生反應，80 ℃時反應程度約為55%，120 ℃時反應完全，因此該體系適合提前配制，實施方法與常規(guī)壓裂液相同。

關鍵詞自生熱壓裂液；清潔壓裂液；疏水聚合物稠化劑；有機鋯酸性交聯(lián)劑；高溫高壓動態(tài)酸化腐蝕儀

Clear Autogenetic Heat Fracturing Fluid and Its Experiment

XIONG Bo1,2, XU Minjie2, WANG Liwei2, CHE Mingguang2, LIU Yuting2
(1. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China; 2. Langfang Branch of Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Langfang Hebei 065007, China)

Abstract Several autogenetic heat fracturing fluids find their use in reservoir fracturing. In autogenetic heat fracturing, activating agent is added into the fracturing fluid for heat generation, and this makes the process much less efficient. A clear autogenetic fracturing fluid was prepared using a hydrophobic polymer as the thickening agent. The thickening agent has a salt-resistant component added during its synthesis, enabling the thickening agent to be readily dissolving in saltwater. Using organo-zirconiumacidic crosslinking agent, activating agent using for heat generation and modifying agent for crosslinking reaction are not necessary anymore. Fracturing fluid treated with 0.6% of the thickening agent has good heat-resistance and shear-resistance, good elasticity and gel breaking capacity. After shearing for 60 min at 100 ℃ and 170 s-1, the fracturing fluid retains a viscosity of about 140 mPa·s, and its visco-elasticity equivalent to that of conventional guar gum fracturing fluids. Residue of the fracturing fluid is 11.9 mg/L. This fracturing fluid is suitable for use in fracturing medium- to low-temperature reservoirs. By monitoring pressure changes of the reaction, the extent of reaction of heat generators is measured on a HTHP dynamic acidizing corrosion tester, and this measurement is both simple and accurate, suitable for the optimization of the formulation of autogenetic heat fracturing fluids, and the assessment of the extent of reaction of heat generators. The study shows that no reaction has ever taken place between heat generators in base fluid at 40 ℃, and 55% of the heat generators react at 80 ℃, while at 120 ℃, all heat generators react with each other, indicating that the fracturing fluid should be prepared in advance, and the operation process is the same as that of conventional fracturing fluids.

Key words Autogenetic heat fracturing fluid; Clear fracturing fluid; Hydrophobic polymer thickening agent; Organo-zirconium acidic crosslinking agent; HTHP dynamic acidizing corrosion tester

常規(guī)水基壓裂是目前最主要的壓裂增產(chǎn)措施，但對于高凝油氣藏、 低壓低溫油氣藏卻達不到理想的壓裂效果， 原因是冷流體的注入造成原油析蠟、凝固、黏度增大或壓后返排效果差。對于這種儲層，通常采取化學溶劑處理法和蒸汽熱處理法，遼河、長慶等油田采用化學溶劑處理井下結(jié)蠟效果一般，熱處理有一定效果，熱能浪費大[1]。國外利用化學生熱方法取得較好的效果[2-3]，利用的是將生熱劑亞硝酸鈉和氯化銨反應釋放的熱量和氣體加熱油氣藏，提高原油的析蠟和凝固溫度，加快壓后返排速率[4-6]。常規(guī)瓜膠壓裂液通常在堿性條件下交聯(lián)， 生熱劑反應需要酸性環(huán)境， 因此需要加入引發(fā)劑， 壓裂液耐溫受到影響， 現(xiàn)場配制程序復雜。研發(fā)的清潔自生熱壓裂液， 采用疏水聚合物作為稠化劑， 生熱劑為亞硝酸鈉與氯化銨， 與常規(guī)瓜膠生熱體系相比， 使用更加方便， 加入交聯(lián)劑后， 在溫度的作用下緩慢產(chǎn)生氣體，該體系也可用于易水鎖儲層， 實現(xiàn)儲層快排。

1　清潔自生熱壓裂液組成及生熱原理

清潔自生熱壓裂液體系采用疏水聚合物作為稠化劑，該聚合物在合成過程中添加耐鹽單體[7-9]，不但有效提高其耐鹽能力，同時保證其在鹽水中的高溶解性，因此在加入大量生熱劑后仍能夠保持良好的增黏能力及耐溫能力。

該體系采用的交聯(lián)劑為有機鋯酸性交聯(lián)劑，一方面與聚合物形成凍膠，增加其黏彈性及耐溫性；另一方面提供該體系的酸性交聯(lián)環(huán)境，無需加入生熱反應所需要的活化劑和交聯(lián)反應所需要的調(diào)節(jié)劑，優(yōu)化體系配方，現(xiàn)場應用方便可行。

壓裂液配制方法：將一定量亞硝酸鈉、氯化銨按順序加入水中，然后按照質(zhì)量分數(shù)加入0.6%稠化劑、0.3%助排劑、0.1%消泡劑，按總體積的0.6%～0.8%加入交聯(lián)劑，制成凍膠，待用。

亞硝酸鈉和氯化銨在一定條件下，發(fā)生化學反應[1]，可見，1 mol亞硝酸鈉和氯化銨可以釋放332.58 kJ熱量和1 mol即0.0224 m3（0.1 MPa，25 ℃）的氮氣。產(chǎn)生的熱量可以降低原油的凝固點及壓后破膠液的返排。

2　自生熱壓裂液體系性能評價

0.6%稠化劑的壓裂液基液的黏度為15 mPa·s，黏度較低，有利于現(xiàn)場配制和泵注。依據(jù)石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5107—2005《水基壓裂液性能評價方法》，測定壓裂液的耐溫耐剪切性能、黏彈性和攜砂能力、破膠及殘渣含量。利用自組裝簡易裝置（見圖1）和高溫高壓動態(tài)酸化腐蝕儀測試自生熱壓裂液的產(chǎn)氣量。

圖1　產(chǎn)氣量測試裝置

2.1 耐溫耐剪切性能

利用RS600高溫高壓流變儀，在100 ℃、170 s-1下，測試加入0.6%交聯(lián)劑時形成的凍膠耐溫耐剪切性能，結(jié)果如圖2所示?？梢?，經(jīng)過60 min剪切，黏度在140 mPa·s左右，并且在實驗初期黏度較低，具有很好的延遲交聯(lián)作用?，F(xiàn)場作業(yè)時，液體在井筒僅發(fā)生弱交聯(lián)，有利于降低摩阻，進入地層后黏度升高，保證支撐劑輸送到位，避免脫砂造成砂堵。

圖2　自生熱壓裂液的黏溫特性

2.2 破膠性能和殘渣含量

施工結(jié)束后，壓裂液中高分子聚合物是否能夠快速徹底降解成小分子，返排至地面，是壓裂液性能的一項重要指標。該自生熱壓裂液在90 ℃水浴中，加入0.01%過硫酸銨，恒溫2 h后，黏度為1.53 mPa·s，破膠徹底。根據(jù)井溫不同，通過改變破膠劑加量，可以控制壓裂液的破膠時間。破膠后殘渣僅為11.9 mg/L，對儲層的殘渣傷害低，聚合物破膠不形成殘渣，這部分殘渣應是藥品中的不溶雜質(zhì)。

2.3 黏彈性和攜砂能力

利用高溫高壓流變儀測得該自生熱壓裂液凍膠的儲能模量G'和耗能模量G''分別為5.97 Pa和1.31 Pa（20 ℃），與0.5%的羥丙基瓜膠有機硼壓裂液凍膠相當（G'為6.02 Pa，G''為1.05 Pa）[10]。將30%支撐劑陶粒加入該壓裂液中，在20 ℃下放置24 h，無沉砂現(xiàn)象，攜砂性能良好。

3　產(chǎn)氣量實驗

該自生熱壓裂液體系配液過程簡單，先將生熱劑亞硝酸鈉和氯化銨加入水中，然后依次加入稠化劑、消泡劑和助排劑，形成基液，施工時泵入交聯(lián)劑。在下面實驗中，亞硝酸鈉與氯化銨等量加入，原因如下：①實驗證明氯化銨過量能夠得到最大產(chǎn)氣量；②如果二者按照反應物質(zhì)的量比加入，則有可能出現(xiàn)亞硝酸鈉反應不完全，亞硝酸鈉是污染物，對環(huán)境不利，過量的氯化銨能夠保證亞硝酸鈉反應完全，且能夠起到防膨作用。

考慮到現(xiàn)場提前配制液體，因此考察在40 ℃、未加入交聯(lián)劑條件下生熱劑是否開始反應，另外，考察在不同溫度條件下，生熱劑的反應程度。因此實驗分3個溫度完成，分別為40、80、120 ℃。

3.1 實驗方法

40 ℃實驗利用自組裝簡易裝置（見圖1）。配制500 mL基液，放置在40 ℃水浴中，恒溫放置48 h，未發(fā)現(xiàn)有水流出，說明亞硝酸鈉和氯化銨在該溫度下未發(fā)生反應，沒有產(chǎn)生氣體，即可以滿足現(xiàn)場提前配制需求。

80和120 ℃實驗采用高溫高壓動態(tài)酸化腐蝕儀，利用該設備的密閉容器，監(jiān)測壓力變化，計算生熱劑的反應程度。120 ℃實驗預先向密閉容器加壓2 MPa，防止液體沸騰。密閉容器體積為1 000 mL，管線體積約為50 mL，每次實驗加入液體量為750 mL，最終氣體充滿的體積應為300 mL。液體配方：每100 g水中加入4 g亞硝酸鈉和4 g氯化銨，其他添加劑按比例加入，實驗結(jié)果見圖3和圖4；每100 g水中加入6 g亞硝酸鈉和6 g氯化銨，其它添加劑按比例加入，實驗結(jié)果見圖3和圖4。

3.2 結(jié)果與討論

1）理論產(chǎn)氣量計算。當生熱劑總量為8 g時，750 mL液體中含有亞硝酸鈉28.75 g，即生成的氮氣為0.416 7 mol；當生熱劑總量為12 g時，750 mL液體中含有亞硝酸鈉42.23 g，即生成的氮氣為0.612 0 mol。

2）80 ℃時實際產(chǎn)氣量計算。利用公式n=PV/RT計算實際產(chǎn)氣量。當生熱劑總量為8 g時，由圖3可知，水帶來的壓力0.08 MPa，生熱劑帶來的壓力為2.36 MPa，經(jīng)過計算，生成的氮氣為0.233 0 mol，反應程度為55.9%；當生熱劑總量為12 g時，生熱劑帶來的壓力為3.36 MPa，生成的氮氣為 0.335 1 mol，反應程度為54.8%。

3）120 ℃時實際產(chǎn)氣量計算。當生熱劑總量為8 g時，由圖4可知，水帶來的壓力為1.06 MPa，生熱劑帶來的壓力為5.6 MPa，生成的氮氣為0.416 7 mol，反應程度100%；當生熱劑總量為12 g時，生熱劑帶來的壓力為8.1 MPa，生成的氮氣為0.646 1 mol，考慮實驗過程中存在誤差，反應程度應為100%。

通過本部分實驗可知，在40 ℃時，體系放置穩(wěn)定，適合用于提前配制方式進行施工；在80 ℃時，反應程度在55%左右，120 ℃時，反應完全。由此可見，該體系操作方便，反應除了受pH值控制，還受溫度控制，在低溫時反應緩慢，高溫反應加快，因此主要產(chǎn)氣增能過程在儲層中完成。

圖3　80 ℃時產(chǎn)氣量對比圖

圖4　120 ℃時產(chǎn)氣量對比圖

4　結(jié)論

1.該自生熱壓裂液體系操作方便，配液和施工過程與常規(guī)壓裂液相同，無需加入反應活化劑，適合中低溫稠油儲層、低壓油氣藏及易水鎖儲層。

2.該自生熱壓裂液具有良好的耐溫耐剪切性能和黏彈性能，破膠后殘渣含量低，對儲層的殘渣傷害小。

3.采用高溫高壓動態(tài)酸化腐蝕儀作為產(chǎn)氣量測試的主要設備，操作簡單，計量準確，可用于自生熱壓裂液體系配方優(yōu)化及反應程度的估算，指導現(xiàn)場壓裂作業(yè)實施。

參 考 文 獻

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收稿日期（2015-11-9；HGF=1506F2；編輯 付玥穎）

作者簡介：第一熊波，男，高級工程師，博士后，1979年生，研究方向為油氣田開發(fā)研究。電話 （010）69213252；E-mail：xiongb69@petrochina.com.cn。

基金項目：國家科技重大專項“低滲特低滲油氣儲層高效改造技術(shù)”（2011ZX05013-003）；股份公司課題“特低、超低滲油藏高效改造關鍵技術(shù)”（2011B-1202）。

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.01.024

中圖分類號：TE357.12

文獻標識碼：A

文章編號：1001-5620（2016）01-0118-04