青海民和地區壓裂液體系研究及應用

欒 飛，王 淞，熊 欣，馬傳賀，孫 斌，劉志強

（中原石油工程有限公司井下特種作業公司，河南濮陽 457164）

民和盆地位于甘肅與青海的交界處，為青藏高原東北緣與黃土高原的交接部位，是在中祁連隆起帶上發育起來的斷坳山間沉積盆地。巴州坳陷是民和盆地最有利的生油凹陷，位于民和盆地西南部、屬于盆地的次級構造單元，巴州坳陷平均孔隙度為10.47 %，平均滲透率為3.669×10-3μm2；窯街-亨堂組是盆地的主力儲層，平均孔隙度為6.561 %，平均滲透率為2.56×10-3μm2，滲透率低，物性差，巖性致密，為典型的低滲透儲層。2012 年中原油田與國融紅杉公司合作對民和地區4 口井進行壓裂改造，在前期的壓裂準備中，發現所取配制壓裂液的水源水的礦化度高，配制的壓裂液體無法滿足壓裂攜砂要求。

1 水質分析與處理方法

1.1 水質分析

根據標準SY/T5523-2006 油水分析方法對該地區不同水源點進行取樣進行礦化度、pH 值測定，并與常規配液用水進行對比，其結果（見表1）。

通過比較分析，發現所取4 個水樣的礦化度高于正常值將近10 倍，含有大量的鈣、鎂等金屬離子。

1.2 對壓裂液性能的影響

使用吳茵混調器在轉速1 400 r/min 攪拌5 min，配制成4 個水樣的0.5 %濃度的常規羥丙基胍膠（CRJ）壓裂液，靜置2 h，產生白色絮狀沉淀（見圖1）；使用有機硼交聯劑C-150 做常溫挑掛，無法完全挑掛（見圖1）；用Fann-35 粘度計170 s-1條件下，每隔一段時間進行粘度測試發現其起粘時間變長（見圖2）；使用德國哈克公司的Rt20 高溫流變儀在120 ℃，170 s-1，90 min的條件下進行高溫流變試驗（見圖3），在20 min 左右粘度降到100 mPa·s 以下, 無法滿足壓裂液攜砂抗高溫高剪切的要求。

表1 民和地區水樣基本離子分析表

圖1 樣配制壓裂靜置狀態及常溫挑掛試驗

產生以上現象的原因是水樣中Ca2+、Mg2+等高價金屬離子濃度大，與胍膠高分子基團作用，發生交聯使其難溶脹，導致水溶液分層，出現白色絮狀物，這些金屬離子還會與溶液中的堿反應產生沉淀降低溶液的pH值進而影響其交聯性能和抗高溫高剪切能力。

1.3 水質處理方法的研究

為了使水源水滿足配制要求，需要對水樣進行處理，去離子化。現在主要運用膜分離法，反滲透法，蒸餾淡化法和電滲析法進行高礦化度水的處理，但是，為滿足配制壓裂液工序簡單，高效，低成本和低能耗的要求。選定了化學處理方法。即通過化學物質與水中離子進行絡合反應，形成穩定的絡合物，在通過其他的化學物質使之沉淀，從而達到去除離子的目的。

根據水樣全分析的結果確定水中含量最多的是鈣鎂這些金屬離子，所以選擇與金屬離子絡合反應徹底的處理劑A 和處理劑B 混合使用，再根據水樣的礦化度值，經過計算確定其使用的比例是0.3 %處理劑A+0.3 %處理劑B。

處理過后的水樣配制的壓裂液已經沒有分層，沉淀和不溶脹現象，起粘時間也達到了要求（見表2）

表2 處理后水樣配制壓裂液的起粘時間

使用處理后的4 個水樣配制壓裂液和有機硼交聯劑C-150 按100：0.5 的比例使用Rt20 高溫流變儀在120 ℃，170 s-1，90 min 的條件下進行高溫流變試驗（見圖4）。處理過的4 個水樣配制的壓裂液在90 min 內粘度都維持在300 mPa·s 以上符合壓裂施工攜砂的要求。

2 壓裂液體系

2.1 壓裂液配方的選定

圖2 四個水樣水配制壓裂液粘度變化曲線

圖3 水樣水配制壓裂液的高溫流變曲線（120 ℃，170 s-1，90 min）

圖4 水樣水配制壓裂液的高溫流變曲線（120 ℃，170 s-1，90 min）

根據地層巖石分析，經過大量的室內實驗，在滿足施工的前提下確定了使用羥丙基瓜爾膠（GRJ）壓裂液，具體配方如下：1.00 %防膨劑+0.05 %SJ-1+0.10 %DB-80+0.05 %JS-PR+0.50 %GRJ-11+0.3 %Na2S2SO3+0.14 %NaOH+0.2 %C-150+0.2 %SCL-1。

采用人造巖心評價了此配方下壓裂液對巖心滲透性的影響，其傷害率平均為11.79 %，表明在壓裂液中通過應用綜合保護地層和處理措施，有效地降低了巖心傷害程度，為取得良好的施工效果提供了保證。

2.2 壓裂液的配伍性

當外來的流體進入地層后，壓裂液濾液與地層礦物或地層水如果不配伍，就發生反應生成沉淀乳化等造成堵塞，或壓裂液殘渣及其它固相堵塞支撐劑孔道，降低導流能力。影響壓裂效果。因此進入地層流體應與地層有良好的配伍性。根據民和地層的特點此液體體系與地層配伍。

2.3 壓裂液的高溫流變性能評價

用吳茵混調器按照配方用處理后的水配制GRJ 壓裂液，在實驗條件：120 ℃實驗儀器，RT20，170 s-1，60 min條件下進行高溫流變實驗（見圖5），由圖5 可以看出液體體系的粘度滿足設計的要求。

圖5 高溫壓裂液流變曲線

2.4 壓裂液破膠性能

青海民和地區儲層物性中孔細喉型及中孔中喉型儲層，其壓裂液殘渣對地層影響嚴重。羥丙基瓜爾膠本身在殘渣和水不溶物此兩項指標方面不可能有很大的降低。因而在考慮了稠化劑帶入地層的殘渣和水不溶物而引起傷害時，只有采用快速返排技術，減小液體在地層停留時間。對于油井影響液體快速返排主要問題是液體是否快速徹底破膠。為了達到使液體快速破膠，選擇了以過硫酸鹽為主破膠劑的三元破膠體系即：膠囊破膠劑+APS+H2O2（見表3，圖6）。

表3 120 ℃，170 s-1 破膠劑性能評價

圖6 120 ℃高溫破膠曲線

3 配制方法

圖7 紅8-1 井現場施工曲線

對壓裂液罐逐個清洗干凈，其標準為無殘酸、殘堿、殘菌、鐵銹、油污及其它機械雜質。配液前按設計準備清水，按照以下程序處理：

處理劑A（循環30 min，待反應完全）→處理劑B（循環30 min 待反應完全）→pH 調節劑（檢測pH 復合配液要求）。

使用經過化驗人員按質量標準嚴格檢測過的化工料。按設計配方和用量配制壓裂液。基液添加劑加入順序：KCl→GRJ→SJ-1→DB-80→JS-PR→海波→片堿。

壓裂基液依次單罐配制，監測配液全過程，保證了每一罐液體循環均勻。從加入瓜膠開始，開始啟動攪拌，加完瓜膠后攪拌時間不小于30 min，配制好的壓裂液沒有魚鮞、豆眼等現象。

液體各項指標滿足要求：各罐基液粘度誤差不超過3 mPa·s；綜合基液粘度誤差不超過2 mPa·s。

4 現場應用

青海民和地區壓裂工作從2012 年6 月15 日至2012 年6 月18 日順利完成了4 口井次的壓裂任務，所壓裂的四口井的施工概況為：施工排量：3.0～4.2 m3/min，共加砂：82.64 m3，共注入液體809 m3；最大排量：4.2 m3/min（見圖7）。

在壓裂液的應用方面，水質調節合格，現場配液情況良好，基液粘度，pH 值達到設計要求，現場挑掛交聯試驗結果良好，延緩交聯時間達到設計要求，認定該壓裂液達到室內實驗指標，符合工藝要求。

壓裂施工過程中，由現場監測數據表明，各種添加劑使用情況良好，其壓力、排量數據顯示壓裂液性能良好。從壓裂液返排情況看，施工結束后，按工藝要求立即放噴，壓裂液破膠情況良好，平均返排率為86.5 %，返排順利，破膠液粘度達到工藝要求。

5 結論

（1）民和地區壓裂用水礦化度高影響壓裂液的攜砂性能，抗高溫高剪切的性能，通過研究得到了有效的降低礦化度的方法，使之滿足壓裂施工的要求。

（2）形成了適合民和地區的壓裂液體系。

（3）通過現場應用確定了此壓裂液體系的添加劑和破膠劑的使用方法和配制壓裂液的流程，壓裂的成功充分證明了處理方法的可行性和壓裂液體系的適應性。

［1］ 佟曼重主編.油田化學［M］.東營石油大學出版社，1997.

［2］ 米卡爾.J 埃克諾米德斯.油層增產措施（第三版）［M］.北京：石油工業出版社，2002.