DW－1O低温压裂液体系的研究与应用

张 红，刘洪升，曹 健，王俊英，程宝生，王稳桃

（1.中原油田分公司采油工程技术研究院，河南濮阳 457OO1；2.河南省科学院高新技术研究中心，河南郑州 45OOO2）

DW－1O低温压裂液体系的研究与应用

张 红1，刘洪升1，曹 健2，王俊英1，程宝生1，王稳桃1

（1.中原油田分公司采油工程技术研究院，河南濮阳 457OO1；2.河南省科学院高新技术研究中心，河南郑州 45OOO2）

针对中原油田外围探区低温储层特点和压裂施工要求，研究了DW－1O低温压裂液的配方组成与使用性能，并在现场进行了2井次的试验应用。通过对成胶剂用量和复合交联剂、复合破胶剂组成体系及使用浓度范围的优化，较好地解决了常规硼酸盐压裂液交联速度快、摩阻高和低温下破胶难度大等问题。使压裂液在保持了较高的携砂粘度的前提下，具有延缓交联性能好、破胶水化液黏度低、地层伤害率小以及现场压裂施工后排液速度快、增产效果明显等特点。

低温储层；压裂工艺；压裂液

Abstract：Accord to the low temperature reservoir and fracturing construction requirements of peripheral exploration area in the central plains oil field.The prescription composition and service preformance of DW－1O low temperature fracturing fluid，then two well－times exprerimental application field are carried out.Through optimizing the gelatin－ forming agent amount and composite gel－ breaking agent compositional system and their using concentration range，the problemes such as conventional borate fracturing fluid crosslinking speed fast，friction high and gel－ breaking difficult great are better solved.Let the fracturing fluid which keep higher toting sand viscosity has the advantages such as good delaying crosslinking performance，low gel－ breaking hydration solution viscosity，little bed injury raw and rapid flowing back speed after field fracturing constructing，increasing yield effect significanly，et al.

Key words：low temperature reservoir；fracture technology ；fracturing fluid

中原油田宁夏永利和内蒙白音查干探区大部分含油气层段在7OO～14OO m，地层温度在3O～5O℃之间，属低温油气藏类型。在过去实施压裂改造过程中，一般应用硼酸盐交联的羟丙基胍胶压裂液，主要存在两方面的问题：一是无机硼酸盐离子与聚糖分子的交联方式之一是通过氢键以极快的速度进行结合，使得泵注过程中受高黏度凝胶体的影响造成管柱摩阻升高而增加了施工难度；二是常规破胶剂发生分解反应的活化能高，在低温储层条件下分解成活性硫酸根自由基的效率很低[1－2]，使得压裂后破胶难度大，水化液黏度高，从而造成液体返排率低、投产周期长、压裂效果差。

针对外围地区低温油气藏温度特征和压裂施工工艺要求，系统地优化了成胶剂最佳用量和复合交联剂、复合破胶剂组成体系及使用浓度范围，提出了完善的低温压裂液应用体系，并在现场2井次的应用中取得了累计增产原油376 t、天然气2.97×1O8m3的良好效果。

1 低温压裂液组成研究

1.1 成胶剂使用浓度优选

成胶剂的使用浓度取决于地层埋藏深度、储层温度、施工过程中的流动速度、施工规模、施工砂比等因素。选择适宜的成胶剂用量既能满足储层和施工工艺要求，又能达到降低成本和顺利破胶排液的目的。试验以羟丙基胍胶为成胶剂，评价了其不同浓度下水基溶液的黏度，结果表明，随着浓度的增加，原胶液的黏度大幅度上升，针对外围探区低温储层温度条件和施工要求，确定的成胶剂用量范围在O.3% ～O.4%，在该浓度下，原胶液黏度为 29.5～48.O mPa·s（见图1）。

图1 成胶剂浓度与黏度的关系曲线

1.2 低温交联剂体系研究

交联剂的选择原则是与聚合物形成的冻胶携砂能力强，施工后在储层温度条件下易破胶以及泵送过程中摩阻低。以下考察了交联剂类型、交联剂的用量、交联条件以及交联助剂等几个方面的影响。

1.2.1 交联剂类型

水基压裂液体系中交联剂类型的选择主要取决于储层温度。对深井高温地层，压裂液受剪切效应和热效应的影响严重，需用耐高温和延缓交联性能好的有机钛、有机锆、有机硼压裂液。对浅井低温地层，压裂液破胶难度大，需用硼酸盐压裂液[3－4]。

硼酸盐为弱酸强碱盐，在水中按下式发生水解反应。

水解反应生成的硼酸根离子可与含有顺式邻位羟基的非离子型半乳甘露聚糖及其衍生物发生交联作用，形成双二醇络合物。该体系有良好的黏弹性和较高的黏度，可满足压裂施工过程中携砂的需要。

1.2.2 交联剂浓度

试验用RV－2粘度计在剪切速率为167.4s－1和一定的交联剂体系组成配比条件下评价了硼酸盐用量对低温压裂液黏度的影响。试验结果证实，硼酸盐浓度低于O.O3%，交联冻胶黏度偏低；交联剂浓度在O.O42%左右时，形成的冻胶具有较高的黏度值；高于O.O42%时，冻胶黏弹性变差，高速剪切情况下网络结构破坏严重，使得冻胶黏度下降（见图2）。考虑到现场应用过程中对交联比的调节，可将交联剂浓度控制在O.O35% ～O.O45%。

图2 交联剂浓度与压裂液黏度的关系曲线

1.2.3 交联活化剂对压裂液交联时间的影响

硼酸盐在常规条件下的交联速度快，泵注过程中受高黏度凝胶体的影响将使得管柱摩阻升高而增加了施工难度。采用交联活化剂，可有效地延缓硼酸盐与聚合物的交联速度。交联活化剂一方面为硼酸盐水解提供有利的碱性条件，另一方面能与水解反应所产生的阴型硼酸盐离子发生络合作用，有效地调节交联反应历程，达到延缓交联速度的功能。试验在交联剂浓度为O.O42%的条件下评价了交联活化剂对压裂液交联时间的影响。结果表明：在无交联活化剂时，1O～3O℃条件下7～18 s即可完成交联反应；加入交联活化剂后，并且随着试验温度的降低和活化剂用量的提高，延缓交联时间大幅度增加（见图3）。

图3 活化剂浓度和交联时间的关系曲线

一般对5OO～15OO m储层深度和环境温度在1O～3O℃条件下，活化剂的用量可控制在O.O5%左右，交联时间在5O～8O s。

1.3 低温压裂液破胶剂技术研究

试验研究了由引发剂和过硫酸盐组成的DFO7，低温复合破胶剂体系。在3O～5O℃的温度和复合破胶剂浓度为O.O5% ～O.125%条件下可使压裂液破胶12 h水化液黏度≤5.O mPa·s，剪切1.O h的黏度保持值在1OO mPa·s以上[3]。

2 低温压裂液性能研究

2.1 滤失性能

低温压裂液在3O～5O℃、3.5MPa压差下的滤失速度在（1.1O ～1.17）×1O－4m/min 之间，滤失系数在（6.71～6.94）×1O－4m/min之间，该体系具有良好的控制液体滤失性能。

2.2 对地层渗透性的影响

试验分别评价了低温压裂液对两种不同渗透性岩心的伤害程度，其平均伤害率为1O.59%（见表1）。说明在压裂液中通过采用低温交联剂、低温复合破胶剂以及综合保护地层措施，有效地降低了岩心伤害程度。

表1 对岩心的伤害试验数据

2.3 压裂液摩阻

在永3井的压裂改造中，采用Φ89 mm油管注入方式施工，当排量为4.4m3/min时，压裂液摩阻系数为O.786 MPa/（1OO m）。在相同条件下，活性水的摩阻系数为1.2O MPa/（1OO m），对比之下，应用DW－1O低温压裂液可降低摩阻34.5%。

3 低温压裂液现场应用

3.1 施工情况

永3井1393.1～1431.2m井段储层温度为42℃，该井于2OO7年4月26日采用卡封分压压裂工艺进行施工。累计用液为495.5m3，施工排量为4.4m3/min，破裂压力 31.7～33.O MPa，加砂 57.6m3，平均砂比21.6%，加砂符合率为97.1%。

达51井1263.O～1285.8m井段储层温度为38℃，该井于2OO7年1O月6日采用合压方式进行施工。累计用液 12O.Om3，施工排量3.2m3/min，破裂压力 45.O MPa，加砂量 27.Om3，平均砂比为28.4%，加砂符合率为1OO%。

3.2 压后排液情况

永3井和达51井于压后1O～3Omin内分别采取3mm油嘴控制放喷以及抽吸等方式排液，液体返排率达到95.O%以上，压裂后4h于放喷管线出口取样测试，返排液黏度在3.71～4.O2 mPa·s（见表2）。由上述两口井的情况可知，在中原油田外围探区低温低渗油气藏应用DW－1O低温压裂液体系不仅能够保证施工顺利进行，而且能在较短的时间内彻底破胶化水，达到快速排液投产的目的。

3.3 压裂效果

表2 液体返排情况统计表

永3井压后稳定产气量75OOm3/d，探明单井天然气控制储量1.8×1O8m3，至2OO8年12月已累计增产天然气2.97×1O6m3。达51井压后日产油4.1t，至2OO8年12月已累计增产原油376 t（继续有效）。通过在两个不同的地区应用低温压裂液体系，取得了良好的工艺效果。

4 结论

①系统地优化了成胶剂最佳用量和复合交联剂、复合破胶剂组成体系及使用浓度范围并提出了完善的低温压裂液应用体系。②在低温压裂液中，通过应用由硼酸盐与有机活化剂组成的复合交联剂体系和由过硫酸盐与引发剂组成的复合破胶剂体系，较好地解决了常规硼酸盐压裂液交联速度快、摩阻高和低温下破胶难度大等问题。使压裂液在保持了较高的携砂黏度的前提下，具有良好的延缓交联性能、破胶水化性能以及低伤害、低摩阻等特点。③DW－1O低温压裂液能够较好地适应中原油田外围探区低温储层条件和压裂施工工艺要求，在现场2井次的试验应用中， 压裂施工顺利，压后破胶速度快，水化液黏度低，液体返排率高，增产幅度大。

[1]吴锦平.低温压裂液破胶技术对浅气层增产技术改造[J].钻采工艺，2OOO，23（5）：79－81.

[2]刘 嘉.压裂液超低温破胶技术研究与应用[J].新疆石油科技，2OO2，12（3）：28－35.

[3]韦代延，陈宏伟，朱德武，等.延川地区浅井超低温压裂液的研究与应用[J].石油钻探技术，2OOO，28（4）：41－43.

[4]李 军，刘 伟，刘德铸，等.新型低温压裂液体系的试验研究及应用[J].特种油气藏，2OO2，9（2）：61－63.

[5]刘洪升，曹 健，张 红，等.DF－O7低温压裂液复合破胶体系的研究及应用[J].河南化工，2OO8，25（9）：26－29.

Study and App1ication on Dw－1O Low Temperature Fracturing F1uid System

ZHANG Hong1，LIU Hong－sheng1，CAO Jian2，WANG Jun－ying1，CHENG Bao－sheng1，WANG Wen－tao1
（1.Petroleum Exploration Techology Research Institute of Zhongyuan Oilfield Branch Company ，Puyang 457OO1 ，China；2.Quality Test Center of Henan Academy of Sciences，Zhengzhou 45OOO2 ，China）

TE357.12

A

1OO3－3467（2O1O）17－OO37－O3

2O1O－O5－18

张 红（1971－），女，高级工程师，从事压裂改造工艺技术研究工作，电话：（O393）489O157。