高温海水基压裂液研究及应用

鲍文辉，王杏尊，郭布民，陈磊，刘华超，李梦

（中海油田服务股份有限公司，天津 300459）

高温海水基压裂液研究及应用

鲍文辉，王杏尊，郭布民，陈磊，刘华超，李梦

（中海油田服务股份有限公司，天津 300459）

通过室内实验研究，得到了适合海上高温深井压裂的高温海水基压裂液，其耐温达160℃，可以用矿化度40 000 mg/L以内的过滤海水直接配制；合成了含有羟丙基和磺酸基的耐盐稠化剂PA-SRT，并通过核磁共振方法进行了表征。通过使用溶解促进剂使耐盐稠化剂5 min内黏度可达到最终黏度的80%，满足连续混配装置和增产作业船的使用要求。在国内某油田153℃油井压裂施工中成功应用，压裂液采用过滤海水直接配制，用液量565.2 m3，加入支撑剂39.69 m3，支撑剂质量浓度最高为491 kg/m3。说明该高温海水基压裂液综合性能达到了现场应用的要求。

高温海水基压裂液；耐盐稠化剂；溶解促进剂；现场应用

海上低渗油气藏埋藏深、温度高，部分储层温度高达160℃，储层改造时需研制与之相适应的高温压裂液体系。受作业载体储液能力、淡水运输、海况的限制，海上压裂施工规模小，采用海水配制压裂液可以避免对淡水的依赖，降低施工成本，扩大施工规模。国内高温淡水基压裂液主要有瓜尔胶改性物体系及合成聚合物体系［1-8］；国外海水基压裂液主要为低温硼交联压裂液体系［9］和黏弹性表面活性剂体系［10］，主要应用于疏松砂岩压裂防砂和低渗水平井分段压裂中；国内海水基压裂液有黏弹性表面活性剂体系、瓜尔胶衍生物体系、超支化分子类体系、聚丙烯酰胺改性物体系等［11-16］。

本文研究的高温海水基压裂液体系，可以用矿化度40000mg/L以内的过滤海水直接配制，耐温可达160℃，耐盐稠化剂搅拌5 min后黏度可达到最终黏度的80%，满足连续混配装置和增产作业船配合使用的要求。

1 海水成分对压裂液性能的影响

海水是一种非常复杂的多组分水溶液，与淡水的主要不同点是矿化度高，离子成分复杂。通过室内实验，对渤海、黄海和东海海水主要离子成分进行了分析，结果见表1。

表1 海水成分分析

从表1可以看出：海水的pH值在8左右，矿化度在33000～36000mg/L，其中主要成分为Na+，K+和Cl-，约占海水中离子总质量浓度的93%；Ca2+质量浓度为900～1 200 mg/L，约占海水中离子总质量浓度的3%；Mg2+质量浓度为1 200～1 400 mg/L，约占海水中离子总质量浓度的4%。

一般高温压裂液为碱性交联体系，Na+，K+和Cl-在碱性条件下不会生成沉淀，而Ca2+和Mg2+容易生成沉淀。这些沉淀会影响压裂液的携砂性能，并且会污染储层或堵塞支撑剂充填层。Ca2+和Mg2+容易生成的难溶电解质的溶度积（Ksp）见表2。研究表明，为了防止生成碳酸钙、硫酸钙、碳酸镁、氢氧化镁等沉淀，需要控制压裂液的pH小于9，且压裂液添加剂中尽可能不含碳酸根和硫酸根离子。

表2 钙镁离子相关难溶电解质的溶度积

2 耐盐稠化剂的合成与表征

2.1 耐盐稠化剂合成

瓜尔胶是一种天然半乳甘露聚糖，具有良好的水溶性和增稠性，广泛用作压裂液增稠剂。对海水基压裂液体系，除了考虑水溶性外，需要重点考虑的是稠化剂的耐盐性能。本研究采用醚化羟基化反应和磺化反应，将羟丙基和磺酸基嫁接到瓜尔胶分子结构中，合成出了耐盐稠化剂PA-SRT。

2.2 耐盐稠化剂表征

瓜尔胶原粉和改性瓜尔胶中元素含量变化非常小，采用核磁共振法可以表征氢环境，用来表征有机化合物中氢原子的化学环境［17］。本研究采用核磁共振图谱法对耐盐稠化剂的分子结构进行了表征。图1和图2分别为瓜尔胶原粉和耐盐稠化剂的核磁共振图。对比图1和图2可知：耐盐稠化剂较瓜尔胶原粉的结构出现了明显的变化，图2在4.84和1.03附近出现了2个明显的特征峰，其中4.84处为磺酸基和羟丙基中的—OH的质子峰，1.03处为羟丙基中的—CH3的质子峰，说明这2个耐盐基团成功地接枝到了瓜尔胶的分子结构链上。

图1 瓜尔胶原粉核磁共振图谱

图2 耐盐稠化剂核磁共振图谱

3 溶解促进剂

可通过多种方法［18-19］加快稠化剂溶解增黏速度，在保证压裂液性能良好的同时，实现即配即压的连续混配压裂施工，可大幅提高海上压裂作业时效。本文通过向海水中加入溶解促进剂，控制其pH值，使溶液中H+质量浓度增加，耐盐稠化剂分子链中的羟基、磺酸基更易质子化，阻碍了海水中阳离子在稠化剂分子链周围聚集，使耐盐稠化剂分子链更伸展。考察了0.20%～0.50%溶解促进剂加量条件下耐盐稠化剂的溶胀速率（见图3）。从图3可知，溶解促进剂质量分数达到0.40%时，搅拌5 min可达最终黏度的80%以上。

图3 耐盐稠化剂的溶胀速率

4 综合性能评价

通过优化得到高温海水基压裂液体系的配方为：0.55%耐盐稠化剂PA-SRT+0.4%溶解促进剂PA-GP+ 1.5%螯合调节剂PA-CR+0.5%温度稳定剂PA-TS+ 0.3%破乳助排剂PA-DC+0.5%高温抗盐交联剂PACLH+（0.01%～0.20%）破胶剂PA-GB。

根据行业标准SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》，对压裂液综合性能进行了评价，结果见表3。从表3可知：高温海水基压裂液体系耐温160℃；延迟交联时间120 s；破胶液表观黏度2.9 mPa·s，残渣质量浓度283 mg/L，对岩心基质渗透率损害率为24%。

表3 高温海水基压裂液综合性能

5 现场应用

在国内某油田153℃油井压裂施工中成功应用，压裂液采用过滤海水直接配制，海水pH值为8，矿化度为33 000 mg/L。其中：Ca2++Mg2+质量浓度为2 108.7 mg/L；Cl-质量浓度为17 484.0 mg/L；Na++K+质量浓度为11 461.9 mg/L。配制好的压裂液基液黏度为99 mPa·s，pH值9～10，交联时间125 s，挑挂性能良好。压裂施工总用液量565.2 m3，加入支撑剂39.69 m3，最高支撑剂质量浓度491 kg/m3，说明该高温海水基压裂液综合性能达到了现场应用的要求。

6 结论

1）研发出耐温160℃的高温海水基压裂液，可以用矿化度40 000 mg/L以内的过滤海水直接配制。

2）合成出含有羟丙基和磺酸基的耐盐稠化剂PASRT，并通过核磁共振进行了表征。

3）通过溶解促进剂使耐盐稠化剂5 min内达到最终黏度的80%，满足了连续混配装置和增产作业船配合使用的要求。

4）采用过滤海水直接配制压裂液，成功应用于国内某油田153℃油井压裂施工中，说明该高温海水基压裂液综合性能达到了现场应用的要求。

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（编辑 高学民）

Research and application of high temperature seawater-based fracturing fluid

BAO Wenhui,WANG Xingzun,GUO Bumin,CHEN Lei,LIU Huachao,LI Meng
(China Oilfield Services Limited,Tianjin 300459,China)

Based on the laboratory experiments,a high temperature seawater-based fracturing fluid for fracturing of high temperature and deep wells was studied.The fracturing fluid is resistant to temperature up to 160℃,and could be directly formulated with the filtered seawater with the mineralization of 40 000 mg/L.The salt resistant thickener called PA-SRT,which contains hydroxypropyl and sulfonic acid group,was synthesized and characterized by nuclear magnetic resonance method.The viscosity of the salt resistant thickener can reach 80%of the final viscosity within 5 minutes by using a dissolution promoter, meeting the demand of continuous mixing device and well stimulation support vessel.The seawater-based fracturing fluid was applied successfully to a well of 153℃in a domestic oilfield during fracturing construction.The fracturing fluid was prepared by filtered seawater directly,and 39.69 m3proppant had been pushed into the formation with 565.2 m3fracturing fluid,while the highest proppant concentration was 491 kg/m3.The result shows that the comprehensive performance of the high temperature seawater-based fracturing fluid meets the requirement of field application.

high temperature seawater-based fracturing fluid;salt tolerance thickener;dissolution promoter;field application

国家科技重大专项课题“大陆边缘盆地类比与油气成藏规律研究”（2011ZX05030-001）

TE357.1+2

A

10.6056/dkyqt201703031

2016-11-25；改回日期：2017-02-20。

鲍文辉，男，1984年生，工程师，2007年毕业于中国石油大学（北京）应用化学专业，获学士学位，现主要从事海上油气藏增产技术研究与应用工作。E-mail：baowh@cosl.com.cn。

鲍文辉，王杏尊，郭布民，等.高温海水基压裂液研究及应用［J］.断块油气田，2017，24（3）：434-436.

BAO Wenhui，WANG Xingzun，GUO Bumin，et al.Research and application of high temperature seawater-based fracturing fluid［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（3）：434-436.