楊新新，王偉鋒，姜帥，楊浩瓏

（1.中國石油大學（華東）地球科學與技術學院，山東 青島 266580；2.重慶科技學院石油與天然氣工程學院，重慶 401331）

抗高溫高密度低傷害壓裂液體系

楊新新1，王偉鋒1，姜帥1，楊浩瓏2

（1.中國石油大學（華東）地球科學與技術學院，山東 青島 266580；2.重慶科技學院石油與天然氣工程學院，重慶 401331）

深井高溫高壓地層進行壓裂作業(yè)時對壓裂液提出了更高的要求，為此，通過抗高溫稠化劑、抗高溫剪切交聯劑的合成以及其他主要處理劑的優(yōu)選，研制出了一種新型抗高溫高密度低傷害壓裂液體系。室內對壓裂液體系進行了性能評價。結果表明：該壓裂液體系具有良好的耐高溫剪切性能，在180℃，170 s-1條件下剪切140 min后黏度仍可維持在140 mPa·s左右；該體系在加入0.02%破膠劑后，黏度降低至1.3 mPa·s，說明破膠徹底，有利于壓裂后的返排；壓裂液體系對儲層巖心的傷害率低，具有低傷害特性?，F場應用結果顯示，壓裂后油井產量提高明顯，進一步證明了該壓裂液體系能夠滿足深井地層壓裂的要求。

深井；高溫；高密度；壓裂液；低傷害

0 引言

水力壓裂技術是低滲透、特低滲透油氣藏增產開發(fā)的重要手段［1-3］。從20世紀70年代以來，該技術得到了較為全面的應用。目前國內外經常使用的壓裂液包括油基壓裂液、水基壓裂液、泡沫壓裂液和乳化壓裂液等，其中水基壓裂液因其配液方便、成本低而得到最廣泛的應用［4-6］。

常規(guī)地層壓裂作業(yè)時，采用常規(guī)水基聚合物壓裂液就可以滿足施工要求［7］；而深井高溫高壓地層壓裂作業(yè)時，不僅對施工設備和地下管柱的性能要求較高，也對壓裂液提出了更高要求［8-11］。要順利完成壓裂增產作業(yè)，不僅要求壓裂液具有良好的抗高溫剪切性能，還要求壓裂液的密度能夠滿足井底施工要求，并且能夠快速破膠、返排，不對地層造成傷害［12-17］。

為此，通過抗高溫稠化劑、抗高溫剪切交聯劑及加重劑等主要處理劑的研制與優(yōu)選，研究出一種新型的抗高溫高密度低傷害壓裂液體系。室內評價了壓裂液體系的耐溫抗剪切性能、破膠性能以及對巖心的傷害率，并在遼河油田某區(qū)塊S2-18井進行了現場應用。試驗結果表明，該體系能夠滿足深井高溫高壓地層對壓裂液抗溫性和高密度的要求。

1 主要處理劑

1.1 抗高溫稠化劑

稠化劑的耐高溫剪切能力，會對整個壓裂液體系的綜合性能產生直接影響。在綜合考慮稠化劑各項性能指標的基礎上，應盡可能減少稠化劑加量以滿足壓裂液懸浮攜砂的能力，為后續(xù)壓裂液的徹底破膠提供有利條件。室內針對目前常用的聚丙烯酰胺進行改性，利用連續(xù)水溶液共聚法研制出一種抗高溫稠化劑CTPES。

實驗步驟為：

1）取一定量的N-三（羥甲基）甲氨基-2-羥基丙磺酸（TAPSO）溶解于水中，調節(jié)pH值在8左右。

2）接著加入丙烯酰胺（AM）和二甲基二烯丙基氯化銨（DMDAAC），攪拌溶解后，再繼續(xù)加入一定量的水，升高溫度并通入氮氣，加入引發(fā)劑后恒溫反應一定時間。

3）將得到的產品使用無水乙醇洗滌幾次，置于烘箱中烘干，粉碎，即得抗高溫稠化劑CTPES。

1.2 抗高溫剪切交聯劑

交聯劑是水基壓裂液中必不可少的一種組分，能夠在一定條件下將單體或者高分子聚合物轉變?yōu)橐欢ǖ木W狀結構，形成黏度較高的凍膠，使壓裂液體系具有一定的懸浮攜砂能力。常用的無機金屬化合物不抗溫，且具有較高的污染性。有機硼交聯劑的抗溫能力也一般，而有機鋯雖然抗溫性能好，但抗剪切能力稍差［18］。為此，室內以氯氧化鋯與硼砂為主要成分，在一定有機配位體存在的條件下，通過絡合反應研制出一種抗高溫剪切能力強的有機硼鋯交聯劑BG-12。

實驗步驟為：在三口燒瓶中加入質量比為1∶1的氯氧化鋯和硼砂，水浴升溫至60℃后，依次加入氫氧化鈉和一定量的助劑，攪拌水解反應30 min，再加入一定量異丙醇、甲醛和三乙醇胺，繼續(xù)攪拌反應3 h，即可得到抗高溫剪切有機硼鋯交聯劑BG-12。

1.3 溫度穩(wěn)定劑

為了提高壓裂液體系的耐高溫性能，通常在壓裂液體系中加入一定量的溫度穩(wěn)定劑［19］。室內對幾種常用的溫度穩(wěn)定劑（硫代硫酸鈉、三乙醇胺和有機胺縮合物）進行抗高溫剪切性能評價，篩選出了性能優(yōu)良的有機胺縮合物溫度穩(wěn)定劑WD-2，可以滿足高溫地層壓裂作業(yè)的施工要求。

實驗步驟為：在500 mL自來水中加入0.5%抗高溫稠化劑CTPES，攪拌溶解后放置5 min，取100 mL基液，加入0.3%不同的溫度穩(wěn)定劑，攪拌至完全溶解后，加入0.4%交聯劑BG-12，繼續(xù)攪拌3 min，在溫度180℃、剪切速率170 s-1、剪切時間140 min下進行性能評價，實驗結果見圖1。

圖1 溫度穩(wěn)定劑性能評價結果

從圖1可以看出，當加入WD-2后，在溫度180℃、剪切速率170 s-1的條件下，剪切到140 min時黏度仍然可以維持在80 mPa·s左右，比其他溫度穩(wěn)定劑的效果要好，所以選擇WD-2作為壓裂液體系的溫度穩(wěn)定劑。

1.4 加重劑

壓裂液體系的加重劑一般為可溶性鹽類，對加重劑的一般要求為密度大、溶解度高、與其他處理劑和儲層流體的配伍性要好［20］。 常用的鹽類有 KCl，NaCl，NaBr，KBr，CaCl2，NaNO3等。 其中，KCl，NaCl飽和水溶液的密度較低，CaCl2與其他處理劑和儲層流體的配伍性較差，而KBr的價格較高。

NaNO3，NaBr在0～30℃的溶解度最高，NaBr在30℃時的飽和水溶液密度可以達到1.53 g/cm3以上，NaNO3的價格又相對便宜，所以考慮使用NaBr/NaNO3按一定質量比復配后進行加重。表1為NaBr/NaNO3按不同質量比復配后在30℃時飽和水溶液的密度。當NaBr與NaNO3質量比為1∶2時，成本相對較低，飽和水溶液的密度也較高。所以選擇NaBr與NaNO3質量比為1∶2作為壓裂液體系的加重劑。

表1 NaBr/NaNO3復配后飽和水溶液的密度

1.5 助排劑

對于高密度壓裂液體系來說，提高破膠后的返排效率尤其關鍵，所以要優(yōu)選出性能良好的助排劑來降低破膠后壓裂液體系的界面張力。室內實驗方法為：在自來水和飽和鹽水（NaBr與NaNO3質量比為1∶2）中分別加入0.2%不同的助排劑，在180℃下老化后測定表面/界面張力的大小。實驗結果見表2。

表2 助排劑老化后的表面/界面張力 mN·m-1

由表2可知，無論是在自來水還是在飽和鹽水中，助排劑ZPJ-2的表面/界面張力均最低，所以選擇ZPJ-2作為壓裂液體系的助排劑。

2 壓裂液體系性能評價

根據以上優(yōu)選實驗結果，確定抗高溫高密度低傷害壓裂液體系的配方：0.5%抗高溫稠化劑CTPES+0.4%抗高溫有機硼鋯交聯劑BG-12+0.3%溫度穩(wěn)定劑WD-2+0.1%殺菌劑JS-3+1.0%黏土穩(wěn)定劑HWD-1+0.2%助排劑ZPJ-2+加重劑（NaBr與NaNO3質量比為1∶2，加重至 1.45 g·cm-3）。

2.1 耐高溫剪切性能

在溫度180℃、剪切速率170 s-1、剪切時間140 min的條件下，進行壓裂液體系的耐高溫剪切性能評價實驗（見圖2）。從圖2可以看出：抗高溫高密度低傷害壓裂液體系開始黏度較高，在180℃，170 s-1條件下剪切60 min后，黏度降至350 mPa·s左右；繼續(xù)剪切至90 min后，黏度降至200 mPa·s左右；此后逐漸趨于穩(wěn)定，剪切時間為140 min后，黏度仍可維持在140 mPa·s左右。剪切過程中，部分時間段黏度出現反彈，即出現了所謂的二次交聯現象。這說明體系的耐高溫剪切性能很穩(wěn)定，可以滿足壓裂作業(yè)現場的施工要求。

圖2 壓裂液體系耐高溫剪切性能實驗結果

2.2 破膠性能

深井高溫高壓儲層的物性往往較差，若破膠速度較慢或破膠不徹底，就容易堵塞地層，影響壓裂作業(yè)效果，因此要求加重后的高密度壓裂液體系必須具有快速破膠的能力［21］。為此，室內研究了壓裂液在不同加量破膠劑——過硫酸銨下的破膠時間、破膠后黏度、表面張力，實驗結果見表3。

表3 不同過硫酸銨加量下的破膠液性能

由表3可知，當過硫酸銨加量為0.02%時，破膠后的黏度達到1.3 mPa·s，說明破膠徹底，并且破膠時間較短，破膠后的表面張力均小于25 mN·m-1。因此，破膠后的壓裂液體系流動性能好，有利于壓裂后及時返排，縮短作業(yè)周期。

2.3 巖心滲透率傷害評價

室內進行了抗高溫高密度低傷害壓裂液體系與常規(guī)羥丙基胍膠壓裂液體系對儲層巖心傷害率的評價實驗，對比結果見表4。

表4 不同壓裂液體系對儲層巖心滲透率傷害的評價結果

由表4可知：抗高溫高密度低傷害壓裂液體系對儲層巖心的傷害率為18%左右，而常規(guī)羥丙基胍膠壓裂液體系對儲層巖心的傷害率為29%左右。由此可見，抗高溫高密度低傷害壓裂液體系對儲層巖心的傷害率低，具有低傷害特性。

3 現場應用效果

使用研制的抗高溫高密度低傷害壓裂液體系，在遼河油田某區(qū)塊S2-18井進行了現場壓裂作業(yè)試驗。該井壓裂層段為4 331.8～4 345.9 m，厚度14.1 m，地層壓力為86.62 MPa，溫度176.4℃。壓裂前后開采情況的對比如表5所示。

表5 S2-18井壓裂前后數據對比

由表5可知：S2-18井壓裂后日產油量由壓裂前的6.7 m3上升到13.8 m3，提高明顯；伴隨著該井繼續(xù)排液生產，油井產能進一步被釋放，到12月21日，該井的日產液量為18.4 m3，日產油量為18.4 m3，日產水量為0，說明該井壓裂增產作業(yè)的效果明顯。

4 結論

1）針對深井高溫高壓地層進行壓裂作業(yè)時對壓裂液提出的更高要求，室內研制了抗高溫稠化劑CTPES、抗高溫剪切交聯劑BG-12，并優(yōu)選出了溫度穩(wěn)定劑、加重劑、助排劑等主要處理劑。

2）抗高溫高密度低傷害壓裂液體系的配方為：0.5%抗高溫稠化劑CTPES+0.4%抗高溫有機硼鋯交聯劑BG-12+0.3%溫度穩(wěn)定劑WD-2+0.1%殺菌劑JS-3+1.0%黏土穩(wěn)定劑HWD-1+0.2%助排劑ZPJ-2+加重劑（NaBr與 NaNO3質量比為 1∶2，加重至 1.45 g·cm-3）。 性能評價結果表明，該壓裂液體系具有良好的耐高溫剪切性能，體系破膠徹底，有利于壓裂后的返排，對儲層巖心的傷害率低，具有低傷害特性。

3）遼河油田S2-18井的現場應用結果表明，壓裂后日產油量由壓裂前的6.7 m3上升到18.4 m3，增產效果明顯，說明該井取得了較好的壓裂增產效果。

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（編輯 趙衛(wèi)紅）

High temperature and high density low damage fracturing fluid system

YANG Xinxin1,WANG Weifeng1,JIANG Shuai1,YANG Haolong2
(1.School of Geosciences,China University of Petroleum,Qingdao 266580,China;2.School of Petroleum Engineering,Chongqing University of Science&Technology,Chongqing 401331,China)

The high temperature and high pressure formation fracturing operation in deep well has put forward higher requirements for fracturing fluids,for this purpose,a new type of high temperature and high density low damage fracturing system was developed by the the synthesis of high temperature resistant thickener and anti-high temperature shear crosslinking agent and optimization of other major treatment agents.Performance evaluation of fracturing fluid system was carried out in the laboratory,the results show that the fracturing fluid system has good high temperature shear performance with about 140 mPa·s shear viscosity at 180 ℃ and 170 s-1for 140 min.The viscosity of the system was reduced to 1.3 mPa·s after the addition of 0.02%gel breaking agent,which shows that the gel was completely broken and it was beneficial to the back row of fracturing fluid after fracturing.In addition,the damage rate of the fracturing fluid system to the core of the reservoir is low,and the fracturing fluid system has the characteristics of low damage.The field application results show that the oil production increases significantly after fracturing,and which further proves that the developed low damage high temperature and high density fracturing system can meet the requirements of deep well formation fracturing.

deep well;high temperature;high density;fracturing fluid;low damage

TE357.1+2

A

中國石油科技創(chuàng)新基金項目“基于裂縫變形機理的頁巖氣藏體積壓裂水平井流體流動規(guī)律研究”（2015D-5006-0207）

10.6056/dkyqt201704032

2016-12-26；改回日期：2017-04-14。

楊新新，女，1990年生，地質資源與地質工程專業(yè)在讀碩士研究生，2014年畢業(yè)于重慶科技學院。E-mail：1309849627@qq.com。

楊新新，王偉鋒，姜帥，等.抗高溫高密度低傷害壓裂液體系［J］.斷塊油氣田，2017，24（4）：583-586.

YANG Xinxin，WANG Weifeng，JIANG Shuai，et al.High temperature and high density low damage fracturing fluid system［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（4）：583-586.