超高温压裂液体系完善优化研究

耿瑞杰，许立章，李明珠，黄友亮

（1.长江大学石油工程学院，湖北武汉430100；2.油气钻采工程湖北省重点实验室，湖北武汉430100；3.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海200000）

油田化学

超高温压裂液体系完善优化研究

耿瑞杰1，2，许立章3，李明珠1，黄友亮1，2

（1.长江大学石油工程学院，湖北武汉430100；2.油气钻采工程湖北省重点实验室，湖北武汉430100；3.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海200000）

水力压裂增产技术是目前改善油气层最为有效的方法，压裂施工过程中，压裂液的好坏决定施工的成败。针对水基压裂液体系需要达到的性能要求进行了室内试验研究，通过分析压裂液耐温性能影响因素，对高温压裂液体系配方调试及综合性能评价进行了超高温压裂液体系完善优化研究，完成了耐温达到150℃的地面交联酸酸液体系胶凝剂、交联剂、交联延迟剂主剂等的研制和该酸液体系整体性能评价等全部室内研究工作，研制的地面交联酸酸液体系耐温达到150℃，在170s-1的剪切速率下，剪切60min，粘度保持＞50mPa·s，并进行了现场试验，实验结果证明，能够满足现场施工要求，具有良好的推广应用前景。

水力压裂；室内试验研究；耐温性能；配方调试；超高温压裂液

近年来，致密砂岩、页岩、煤层等非常规储藏和高温深储藏逐步成为油气开采主力区，这就要求要有适合的压裂液体系与此类非常规储藏地层相匹配。压裂酸化改造必须立足于沟通缝洞发育储集体才能达到增产目的，而现阶段影响碳酸盐岩储层酸压效果的一个技术难题是高温条件下缓蚀能力。高温情况下酸液具有很强的腐蚀性，普通酸化缓蚀剂无法达到施工要求，迫切需要研发出新型高温缓蚀剂。国内随着油气田勘探开发向深部地层发展，深层储层改造工艺对压裂液高耐温能力的要求越来越高，大庆油田针对深层致密气藏研制的CHTG高温压裂液体系，在3口井底温度高达170℃的井中成功完成了5层次的加砂压裂施工，其中2口井日产超过了100万m3，增产倍比达7.3倍。总体来说国内大多数压裂液体系仅能满足150℃以下使用，部分油田现场实验了180℃的压裂液体系。超高温压裂液在国内研究刚起步，耐温超过200℃以上的尚未有报道。

1　添加剂的研制与筛选

1.1研究方案

国内现有的有机硼交联剂一般耐温130℃，满足不了150℃以上高温井施工要求。有机锆交联剂耐温能够达到150℃以上，但对储层伤害大。实验室通过配位体和催化剂的优选，使有机硼交联剂与聚糖的每个交联点包含多个硼酸盐与聚糖的络合物，达到较强的亲和力，提高了有机硼交联剂的耐温能力。再将新研制的有机硼和有机锆交联剂按一定比例进行复配，最终得到有机硼锆复合交联剂，解决了有机硼交联剂耐温差和有机锆交联剂伤害大问题。

1.2实验原理

有机硼、锆交联剂的合成均由水解反应与络合反应两步完成，下面以有机硼为例简述反应原理。

（1）水解反应硼酸盐在水中发生水解作用生成硼酸与硼酸盐离子，硼酸可进一步电离，生成硼酸盐离子。

由水解反应式可看出，溶液的酸碱度是影响硼酸盐水解的主要因素，pH值升高有利于水解反应的进行，溶液中生成物以硼酸盐离子为主。因此，在合成反应中加入适量NaOH，可提高硼酸盐的水解程度。

（2）络合反应有机硼交联剂是硼酸盐水解生成的硼酸盐离子与某些有机配位体在一定条件下发生络合反应的产物，有关论文简述了该反应过程：

由于配位体对硼酸盐离子具有亲合力而作为延迟交联剂，亲合力大小取决于溶液碱性的强弱，溶液碱性愈大，与硼酸盐结合得愈强。在有机硼交联剂的合成过程中，反应产物是分散在溶剂中的细小胶体颗粒悬浮液，过量的配位体包裹在胶体颗粒的周围，对硼酸盐离子起屏蔽作用，可延长与聚糖的交联时间。另外，有机硼交联剂与聚糖的每个交联点包含多个硼酸盐与聚糖的络合物，增强其之间的亲和力，使压裂液的耐温性高于常规硼酸盐交联的压裂液。

1.3实验过程

1.3.1主要试剂及仪器

有机醇、四硼酸钠、硼酸、氢氧化钠、多羟基羧酸钠、氧氯化锆、有机碱催化剂、乙二醛、甘露醇、山梨醇、多元醇、异丙醇、氮气。

水浴加热炉、搅拌机、三口烧瓶、高温流变仪、电子天平等。

1.3.2有机硼交联剂合成过程在三口烧瓶中加入一定量的水和丙三醇的混合溶液，在水浴中加热，首先加入四硼酸钠和氢氧化钠，搅拌使其充分溶解，在45℃下水解反应20min，再加入络合物反应和催化剂，升高反应温度至65℃，搅拌反应3.5h，最后得到产品。

1.3.1有机锆交联剂合成过程按照物料配比将氧氯化锆和水放入装有回流冷凝装置的四口反应瓶，搅拌至全溶，加入异丙醇，通入N2，升温至反应温度，搅拌反应2h，停止通N2，加入多元醇和多羟基羧酸钠，继续搅拌反应2h，将反应产物中和至pH值为3～4，即得有机锆交联剂。

1.3.4有机硼、锆交联剂复配过程在制得的有机锆交联剂中加入吸附抑制剂，搅拌30min，再将有机硼交联剂按一定比例混合，搅拌30min，得到有机硼锆复合交联剂。

2　配方耐温调试

优选羧甲基羟丙基瓜胶为高温压裂液的增稠剂，羧甲基羟丙基瓜胶是将羟丙基瓜胶做改性处理，在羟丙基瓜尔胶的主链上引入羧甲基基团，使其增加了一个交联基团，从而大大提高了其耐温性能。

实验室进行了150～180℃一系列高温压裂液配方的调试，获得了150～180℃配方。

150℃：0.45%羧甲基羟丙基瓜胶+粘土稳定剂+助排剂+促进剂+交联剂

160℃：0.45%羧甲基羟丙基瓜胶+粘土稳定剂+助排剂+促进剂+交联剂

170℃：0.5%羧甲基羟丙基瓜胶+粘土稳定剂+助排剂+促进剂+交联剂

180℃：0.55%羧甲基羟丙基瓜胶+粘土稳定剂+助排剂+促进剂+交联剂

2.1150℃配方调整

150℃基础配方：0.45%羧甲基羟丙基瓜胶+0.4%交联剂

图1　150℃交联比100∶0.4粘温曲线图Fig.1Curve of viscosity-temperature in 150℃and crosslinking ratio is 100∶0.4）

从图1可以看出，该配方在150℃恒温剪切的时候粘度一直不断下降，90min后粘度低于100mPa·s，现场应用存在一定的风险。因此，为了增加后期的高温稳定性，确定增加交联剂的用量。

交联时间：100s挑挂（手搅）。该方案压裂液粘度在90min的时候粘度仍能达到400mPa·s，显示具有较好的高温稳定性，但是粘度过高，破胶存在一定难度，因此，在此基础上进行了进一步的深入调整，将交联比降低到100∶0.5。

图2　150℃交联比100∶0.5粘温曲线图Fig.2Curve of viscosity-temperature in 150℃and crosslinking ratio is 100∶0.5）

从图2可以看出，高温压裂液体系在90min的时候仍能保持300mPa·s。可满足现场施工需要。

2.2160～180℃配方调整

在150℃配方基础上，依照150℃配方调试方案，最终调试出160～180℃更高抗温性能的配方，从粘温曲线上看，达到既定温度时粘度保持在100 mPa·s以上，能够满足160～180℃井的压裂施工要求。结果见图3～5。

图3　160℃配方粘温曲线Fig.3Curve of viscosity-temperature in 160℃

图4　170℃配方粘温曲线Fig.4Curve of viscosity-temperature in 170℃

图5　180℃配方粘温曲线Fig.5Curve of viscosity-temperature in 180℃

3　现场应用效果

3.1设计思路及压裂设计施工参数

目的层A、B两层，上下隔层条件较好，为了提高施工规模，并监测施工地层压力，降低施工风险，选用Φ88.9mm光油管注入，地层温度高，预测160℃，压裂液选用X-2井采用的高温压裂液体系。

按照地质要求，本次压裂射开A、B层，射孔井段为4404～4406m、4409～4411m，总厚度5m，所在砂体之间有较纯的泥岩条带，为了降低施工风险，综合考虑储层情况采用4.0m3·min-1排量施工。采用低砂比、段塞式施工以提高加砂强度，达到充分改造储层的目的，结合软件模拟情况，综合考虑加砂22m3，最高砂比18%，加砂强度4.3m3·m-1。

由于该井闭合压力高，防止压后支撑剂破碎，选用高强度、小粒径支撑剂,以降低加砂难度。

表1　压裂施工参数表Tab.1Parameter list of fracturing construction

3.2现场施工情况及压后效果

该井现场共配液400m3，经过粘度检测，各罐压裂液粘度均在70mPa·s以上。现场取混合样及井场交联剂做交联实验，交联比100∶0.6，混合样初交联时间50s，完全交联挑挂时间约90s。该井采用光油管注入方式，采用超级胍胶压裂液和小粒径（0.3～0.6mm）陶粒，排量4.0m3·m-1，加砂22.0m3，最高砂比为18%。前置液阶段，注入压裂液104.5m3，施工排量4.0m3·m-1，施工压力平稳，施工油压56.4～74.1MPa，套压39.4～42.3MPa，在前置液过程中包含两个支撑剂段塞，共注入支撑剂1.05m3。携砂液阶段，施工排量4.0m3·m-1，由于下雨天气，配液中形成较多“鱼眼”，施工油压略有波动，但套压平稳，施工过程顺利，共注入携砂液146.7m3，支撑剂22.02m3。停泵压力40MPa，计算破裂压力84.1MPa，压裂液降阻率＞70%。

施工结束后开始排液，共排液12d，排液量276m3，返排率85.2%，累计出油67.5m3，累计出气8540m3。

4　结论

（1）通过超高温（150～175℃）压裂液体系全部室内试验研究，形成了一套超高温压裂液体系配方，耐温可达到180℃，满足施工要求。

（2）通过耐温达到150℃的地面交联酸酸液体系胶凝剂、交联剂、交联延迟剂主剂等的研制及缓蚀剂、破乳助排剂、铁离子稳定剂等助剂的优选和该酸液体系整体性能评价等研究，研制出的地面交联酸酸液体系耐温达到150℃，在170s-1的剪切速率下，剪切60min，粘度保持＞50 mPa·s，现场试验效果良好。

Study on optimization of ultra-high temperature fracturing fluid

GENG Rui-jie1，2，XU Li-zhang3，LI Ming-zhu1，HUANG You-liang1，2
（1.College of Petroleum Engineering in Yangtze University,Wuhan 430100，China；2.The Key Laboratory of oil and gas drilling engineering in Hubei,Wuhan 430100，China;3.Shanghai Branch of CNOOC Ltd.，Shanghai 200000，China）

Hydraulic fracture stimulation technology to improve oil and gas layer is the most effective way,the process of fracturing,the fracturing fluid is good or not determines the success or failure of construction.For water-based fracturing fluid system need to meet performance requirements were studied interior,through the analysis of fracturing fluid temperature performance factors,high temperature fracturing fluid formulation commissioning and comprehensive performance evaluation of the ultra-high temperature fracturing fluid system perfect optimization study completed all the indoor temperature reaches 150℃work ground-crosslinked acid fluid system gelling agents,crosslinking agents,crosslinking retarder developed master agent and the acid system overall performance evaluation,development ground-crosslinked acid fluid system temperature reaches 150℃,at a shear rate of 170s-1shear 60min,viscosity retention＞50mPa·s,and a field test,experimental results show that,to meet the construction site requirements,with good promotion prospects.

hydraulic fracture；laboratory experiment research；temperature resistance；recipe debugging；ultra-high temperature fracturing fluid

TE242

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20161133

2016-07-12

耿瑞杰（1992-），男，在读硕士研究生，从事岩石力学相关研究。

李忠慧（1977-），男，副教授，研究生导师，从事岩石力学及石油钻井相关研究。