高密度瓜膠壓裂液體系的研究與應用

崔會杰 余東合 李建平 車 航 李玉濤 周 漢

（1.中國石油華北油田公司，河北任丘 062552；2.中國石油渤海鉆探井下作業公司，河北任丘 062552）

高密度瓜膠壓裂液體系的研究與應用

崔會杰1余東合1李建平1車 航1李玉濤1周 漢2

（1.中國石油華北油田公司，河北任丘 062552；2.中國石油渤海鉆探井下作業公司，河北任丘 062552）

針對華北油田家29斷塊與岔71斷塊高壓油氣層壓裂改造難度大的問題，室內優選出溴化鈉與硝酸鈉復配加重劑，研發了高密度壓裂液體系。研究結果表明，該壓裂液體系的密度1.20～1.55 g/cm3可調，160 ℃、170 s-1條件下剪切90 min后黏度大于100 mPa·s。在華北油田進行了4口井的現場應用，與普通壓裂液相比，施工排量提高了1.0～1.5 m3/min，砂比提高了5～16個百分點，井口壓力降低了7～15 MPa，壓裂效果較同區塊鄰井顯著提高。

高壓油氣層；高密度壓裂液；加重劑；現場應用

異常高壓油氣層壓裂改造時不僅對設備與管柱性能要求較高，而且施工排量與砂比也受到限制，致使難以達到理想的壓裂效果。目前異常高壓油氣層壓裂時常使用加重劑來增加壓裂液密度，通過提高液柱壓力來降低井口施工壓力。常用的溴化鈉加重壓裂液價格較高，而氯化鉀加重壓裂液最大密度僅為1.15 g/cm3，液柱壓力增加有限［1-4］，都不宜大范圍推廣應用。為此，研發出一種成本低、密度高、耐溫抗剪切性能好的新型加重壓裂液體系，能夠滿足高溫高壓油氣層改造對壓裂液密度和耐溫性的需求。

1 高密度壓裂液配方的優選

1.1 加重劑

高密度壓裂液常用的加重劑為可溶性無機鹽，要求溶解度高、鹽水密度高、與壓裂液及地層流體配伍性好。常用無機鹽在不同溫度下的溶解度測定結果見圖1。可以看出在0～30 ℃時，溴化鈉與硝酸鈉的溶解度最高，二者均屬強酸鹽，溶解后呈中性，與壓裂液和地層流體的配伍性也較好。溴化鈉價格較高，單獨使用成本較高，因此提出將溴化鈉與硝酸鈉按一定比例復配使用。圖2是30 ℃下硝酸鈉與溴化鈉按一定比例復配后飽和水溶液的密度，隨溴化鈉比例增加，其水溶液的密度逐漸升高，考慮成本因素，確定將硝酸鈉與溴化鈉以2∶1比例復配，此時其飽和水溶液密度為1.52 g/cm3，既能提高壓裂液的密度，又能降低成本。

圖1 常用鹽類物質在不同溫度下的溶解度

圖2 30 ℃時硝酸鈉與溴化鈉復配后飽和水溶液的密度及成本對比

1.2 稠化劑

瓜膠粉增稠能力強，水溶脹性好，抗鹽能力強，被廣泛用作壓裂液的稠化劑。選用羥丙基瓜膠一級粉作為加重壓裂液的稠化劑。稠化劑的濃度與凍膠的性能有很大的關系，濃度過小，達不到所需黏度，影響壓裂液的攜砂和造縫能力；濃度過大，黏度過高，不僅成本高，而且壓裂液的摩阻與殘渣高。考察了常溫下高密度壓裂液原膠液的黏度，結果見圖3。

圖3 不同溫度下稠化劑濃度與基液黏度的關系

在加重壓裂液中加入0.4%～0.5%羥丙基瓜膠，在5～30 ℃時基液黏度可滿足配液與壓裂施工要求。

1.3 交聯劑和pH值調節劑

可選擇的交聯物質有硼砂、硼酸、有機硼、有機鈦和有機鋯。有機鋯交聯劑不僅具有較好的耐溫與耐鹽能力，而且鋯離子對黏土還具有較好的防膨脹作用，可用作高密度壓裂液的交聯劑。

壓裂液最佳交聯時間應與壓裂液流經壓裂管柱的時間相一致（2.5～5 min）。交聯時間過長，易造成脫砂，使施工失敗；交聯過快，使壓裂液摩阻增大，也會影響壓裂施工。基液pH值對壓裂液的交聯性能與耐溫性能影響很大。在45%加重劑+0.4%稠化劑的基液中加入不同量的pH值調節劑和0.3%有機鋯交聯劑，測定壓裂液的交聯時間與120 ℃時的黏度，結果見表1。可以看出，當基液pH值在10.5～11.5時，壓裂液不僅具有一定的延遲交聯時間，還具有較好的耐溫性能。

表1 pH值對壓裂液交聯性能與耐溫性能的影響

1.4 破膠劑

破膠劑種類很多，對于高溫油氣層壓裂，一般選用膠囊破膠劑+過硫酸銨復合破膠體系，即攜砂液前期錐形加入膠囊破膠劑，后期錐形加入過硫酸銨，使其半小時破膠。隨著施工的進行，地層被壓裂液冷卻，溫度逐漸降低，離施工結束時間越短，加入破膠劑量越大。因此，根據施工時間與裂縫中壓裂液溫度剖面，按錐形追加破膠劑，使壓裂液的破膠時間與施工時間相一致，既能保證壓裂液的造縫與攜砂能力，又能使壓裂液在施工結束后快速破膠、水化返排，減少壓裂液對地層的傷害。經過實驗，確定出了高密度壓裂液在不同溫度下、不同時間內（0.5～4 h）破膠所需破膠劑的用量，見表2。

表2 不同溫度、時間下快速破膠所需破膠劑用量 %

1.5 高密度壓裂液配方的確定

經過以上優選結果，確定高密度壓裂液體系配方為：0.4%～0.5%羥丙基瓜膠+0.3%～0.45%有機鋯交聯劑+0.4%pH值調節劑+0.05%～0.3%過硫酸銨+0.4%耐溫劑+30%～50%加重劑+0.5%助排劑+0.5%破乳劑+0.05%殺菌劑JA-1。

2 高密度壓裂液性能評價

2.1 流變性能

采用HAAK流變儀，在溫度160 ℃、剪切速率170 s-1條件下對壓裂液的流變性能進行了測定，連續剪切90 min后，黏度大于100 mPa·s，可完全滿足高溫深井壓裂施工的要求（圖4）。

圖4 高密度壓裂液流變曲線

2.2 破膠實驗

按配方配制壓裂液，密封后在一定溫度下恒溫靜置16 h，測定破膠液黏度、表面張力、對黏土的防膨率。由表3可看出，在不同溫度下破膠后破膠液黏度小于5 mPa·s，表面張力小于26 mN/m，對黏土的防膨率大于86%，可保證壓后順利返排。

表3 壓裂液破膠液性能

2.3 巖心傷害實驗

用高密度壓裂液和常規羥丙基瓜膠壓裂液進行了巖心傷害率對比實驗，結果見表4，兩種壓裂液對家29斷塊巖心的傷害率相似，平均傷害率＜30%。

表4 不同壓裂液對家29斷塊巖心的傷害試驗數據

3 現場應用

2012年在華北油田冀中地區使用加重壓裂液施工4口井，成功率100%，與使用普通壓裂液相比較，施工排量提高了1.0～1.5 m3/min，井口壓力降低了7～15 MPa，壓后投產效果較好（表 5）。

表5 不同壓裂液施工情況對比

4 結論

（1）優選出的新型加重劑——硝酸鈉與溴化鈉的復配物，具有價格便宜、加重效果好、與壓裂液和地層流體配伍性能好等特點。

（2）優選出耐溫抗剪切性能好的高密度壓裂液體系，密度在 1.20～1.55 g/cm3可調，耐溫 160 ℃。

（3）使用高密度壓裂液對深層、異常高壓油氣層壓裂施工，能有效地降低施工壓力，提高施工排量與砂比，提高壓裂施工的成功率與效果。

［1］ 姚俊蘭，車航，崔會杰，等.壓裂液延遲交聯與快速破膠技術［J］.鉆井液與完井液，2003，20（4）：24-26.

［2］ 段志英.高壓深井壓裂液加重技術研究進展［J］.斷塊油氣田，2010，17（4）：500-502.

［3］ 段志英.國外高密度壓裂液技術研究進展［J］.國外油田工程，2010，26（6）：32-33，37.

［4］ 程興生，張福祥，徐敏杰，等.低成本加重瓜膠壓裂液的性能與應用［J］.石油鉆采工藝，2011，33（2）：91-93.

（修改稿收到日期 2013-06-10）

Research and application of high density guar gum fracturing fluid system

CUI Huijie1, YU Donghe1, LI Jianping1, CHE Hang1, LI Yutao1, ZHOU Han2
（1. Huabei Oilfield Co., PetroChina,Renqiu062552,China; 2. Down Hole Operation Co.,Bohai Drilling and Exploitation Company,Renqiu062552,China）

High pressure oil and gas reservoir hydraulic fracturing is a difficult problem in Blocks J29 and C71 in Huabei oilfield.Aiming at this, a high density fracturing fluid system was developed by choosing sodium bromide and sodium nitrate as mixed weighting agent. Research showed that the density of this fracturing fluid can adjust between 1.20～1.55 g/cm3; And its viscosity is more than 100 mPa·s after 90 minites shearing under the conditions of temperature 160 ℃ and shear rate 170 s-1. 4 wells field application in Huabei oilfield has showed that, compared with common fracturing fluid, the construction output increases 1.0～1.5 m3/min with the high density fluid, and proppant concentration climbs 5～16 percentage point with the decresing of well head pressure in 7～15 MPa. The fracturing effect significantly improves compared with wells in adjacent block.

high pressure oil and gas reservoirs; high density fracturing fluid; weighting agent; field application

崔會杰，余東合，李建平，等. 高密度瓜膠壓裂液體系的研究與應用［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（5）：64-66.

TE357.1

：A

1000–7393（2013） 05–0064–03

華北油田公司科研項目“高密度壓裂液加重劑與配制技術的研究”（編號：2012-HB-G26）部分研究內容。

崔會杰，1958年生。1990年畢業于華北石油職工大學，現從事壓裂液的研究與應用工作，工程師。電話：0317-2728489。E-mail：cyy_cuihj@petrochina.com.cn。

〔編輯 朱 偉〕