許田鵬，李 夢(mèng)，趙 健，陳 磊，申金偉，孫厚臺(tái)，鮑文輝

（中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300459）

隨著陸地油氣田壓裂增產(chǎn)的成功實(shí)施，海上油氣田的壓裂增產(chǎn)也越來(lái)越受到重視。海上壓裂受限于空間、淡水運(yùn)輸、海況等條件，規(guī)模小、周期長(zhǎng)、成本高，所以盡可能選擇相對(duì)便利的耐鹽海水基壓裂液體系[1-4]。

本文針對(duì)高礦化度海水配制壓裂液，通過(guò)對(duì)耐鹽稠化劑以及其他添加劑的優(yōu)選，研發(fā)了一套中溫海水基胍膠壓裂液體系。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)的應(yīng)用情況，該體系取得了較好的效果。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)儀器與藥劑

實(shí)驗(yàn)儀器：HAAKE RS6000 流變儀，電子天平，吳茵攪拌器，六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，離心機(jī)，毛細(xì)管黏度計(jì)，恒溫水浴鍋，TX-500C 界面張力儀，JK-99B 表面張力儀。

實(shí)驗(yàn)藥劑：改性胍膠稠化劑SG-1、SG-2、SG-3，工業(yè)一級(jí)品；多效添加劑DT-1，工業(yè)品；助排劑ZP-1、YL-1，工業(yè)品；交聯(lián)劑SJL，工業(yè)品；過(guò)硫酸銨，工業(yè)品。

實(shí)驗(yàn)用水：模擬海水的總礦化度為35 569.1 mg/L，離子組成為：10 987.7 mg/L 的Na+、363.7 mg/L 的K+、1 246.9 mg/L 的Mg2+、369.2 mg/L 的Ca2+、19 013.5 mg/L的Cl-、208 mg/L 的HCO3-、3 380.1 mg/L 的SO42-。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 稠化劑速溶評(píng)價(jià) 室溫條件下，量取500 mL 模擬海水或蒸餾水，配制0.4%濃度稠化劑溶液，攪拌速度設(shè)置500 r/min，攪拌時(shí)間設(shè)置5 min，測(cè)定不同時(shí)間稠化劑溶液的黏度。

1.2.2 改性胍膠水不溶物含量測(cè)定 參考《SY 5764-2007 壓裂用植物膠通用技術(shù)要求》。

1.2.3 壓裂液添加劑及性能測(cè)定 參考石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5107-2016《水基壓裂液性能評(píng)價(jià)方法》。

2 結(jié)果與討論

2.1 壓裂液配方優(yōu)化

2.1.1 耐鹽稠化劑的優(yōu)選 海水基壓裂液稠化劑的選擇主要是考慮到其在海水中的速溶性、水不溶物含量以及破膠液的殘?jiān)康萚4-8]。實(shí)驗(yàn)選擇了三種不同的改性胍膠稠化劑SG-1、SG-2、SG-3，分別測(cè)定其在模擬海水和蒸餾水中的速溶性能（見(jiàn)表1、圖1）。

表1 稠化劑的含水率與水不溶物含量

從表1 看出稠化劑的水不溶物含量SG-3＜SG-1＜SG-2。從圖1 看出，在0.4%的濃度條件下，無(wú)論是在模擬海水還是蒸餾水中，耐鹽胍膠稠化劑SG-1 基液黏度均大于SG-2、SG-3。相同時(shí)間條件下SG-1 在模擬海水中的黏度上升率優(yōu)于SG-2、SG-3。SG-1 在模擬海水和蒸餾水中的黏度隨時(shí)間變化基本相同；SG-2、SG-3 在蒸餾水中的最終黏度大于模擬海水，考慮到是由于高礦化度的海水導(dǎo)致二者的分子鏈無(wú)法伸展完全。綜合分析，選擇稠化劑SG-1。

圖1 稠化劑溶液黏度隨時(shí)間變化曲線

2.1.2 交聯(lián)劑的優(yōu)選 交聯(lián)劑的加入主要是為了保證施工過(guò)程中壓裂液的攜砂性能。有機(jī)硼類(lèi)交聯(lián)劑形成的胍膠壓裂液體系有較好的耐剪切性能，篩選了有機(jī)硼交聯(lián)劑SJL。堿性的交聯(lián)條件可以提高凍膠的耐溫性能，同時(shí)可以達(dá)到延緩交聯(lián)的需求，實(shí)驗(yàn)加入0.6%多效添加劑DT-1 調(diào)節(jié)基液pH 為9～10（見(jiàn)表2）。由表2 可知，在一定范圍內(nèi)，相同濃度的稠化劑，隨著交聯(lián)劑濃度的提升，凍膠的耐溫耐剪切性能在提升。隨著稠化劑濃度的升高，低交聯(lián)劑濃度就可以滿足剪切120 min 大于50 mPa·s 的要求。綜合選擇0.45%稠化劑SG-1 以及0.6%交聯(lián)劑SJL。

表2 不同濃度交聯(lián)劑的耐溫耐剪切性能評(píng)價(jià)

2.1.3 助排劑的優(yōu)選 助排劑可以降低壓裂返排液的表面張力和油水界面張力，改善潤(rùn)濕性，減小毛管阻力，增加返排液量，減小壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的污染。實(shí)驗(yàn)篩選了兩種不同的助排劑，測(cè)定不同濃度條件下助排劑的表面張力和油水界面張力，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)圖2）。

圖2 不同助排劑的性能評(píng)價(jià)

由圖2 可知，隨著助排劑濃度的增加，表、界面張力值均減小。對(duì)比兩種不同助排劑，YL-1 助排劑在較低濃度下即可滿足石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6376-2008 的要求（表面張力≤28 mN/m，界面張力≤2 mN/m），而且相同濃度條件下YL-1 助排劑的表、界面張力值均小于ZP-1 助排劑的表、界面張力值，故優(yōu)選YL-1 助排劑。當(dāng)YL-1 助排劑濃度超過(guò)0.4%以后表、界面張力值下降幅度減小趨于平衡，因此優(yōu)選助排劑濃度為0.4%。

2.2 壓裂液性能評(píng)價(jià)

通過(guò)優(yōu)選得到配方：0.45%稠化劑SG-1+0.6%多效添加劑DT-1+0.4%助排劑YL-1+0.6%交聯(lián)劑SJL。

2.2.1 耐溫耐剪切性能 采用RS6000 流變儀，在90 ℃、170 s-1條件下，剪切120 min，最終黏度為70.5 mPa·s，滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的要求（見(jiàn)圖3）。

圖3 壓裂液的耐溫耐剪切曲線

2.2.2 破膠性能 采用過(guò)硫酸銨作為破膠劑，通過(guò)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)了不同濃度過(guò)硫酸銨在90 ℃條件下的破膠性能。一定條件下，過(guò)硫酸銨濃度越高，破膠越快?，F(xiàn)場(chǎng)施工過(guò)程中可以通過(guò)調(diào)整過(guò)硫酸銨的加量來(lái)調(diào)整破膠時(shí)間（見(jiàn)表3）。

表3 壓裂液90 ℃溫度下破膠結(jié)果

實(shí)驗(yàn)測(cè)得破膠液的表面張力為27.43 mN/m，界面張力為1.02 mN/m，殘?jiān)繛?25 mg/L，滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的要求。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

目前該體系在渤海X 油田現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用4 井次5 層，現(xiàn)場(chǎng)采用過(guò)濾海水直接配制壓裂液基液，所配制的液體性能良好，滿足設(shè)計(jì)和施工要求，施工成功率100%。與采用淡水基胍膠壓裂液相比，該體系節(jié)省了大量的淡水，縮短了施工準(zhǔn)備時(shí)間，提高了壓裂施工效率（見(jiàn)表4）。

由表4 可知，該體系施工的4 口油井均見(jiàn)效。以實(shí)際的施工效果來(lái)看，單層平均增液55.18 m3/d，單層平均增油9.52 m3/d，有較好的施工效果。

4 結(jié)論

（1）通過(guò)對(duì)稠化劑以及其他添加劑的優(yōu)選，得到了耐溫90 ℃的海水基壓裂液配方：0.45%稠化劑SG-1+0.6%多效添加劑DT-1+0.4%助排劑YL-1+0.6%交聯(lián)劑SJL。

（2）該體系在90 ℃、170 s-1條件下，剪切120 min，最終黏度為70.5 mPa·s，破膠液表面張力為27.43 mN/m，界面張力為1.02 mN/m，殘?jiān)繛?25 mg/L，滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的要求。

（3）現(xiàn)場(chǎng)采用過(guò)濾后的海水直接配制壓裂液，凍膠挑掛性能良好，滿足現(xiàn)場(chǎng)的施工需求，并且達(dá)到了較好的施工效果。