抗高温高密度低伤害压裂液体系

杨新新，王伟锋，姜帅，杨浩珑

（1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580；2.重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 401331）

抗高温高密度低伤害压裂液体系

杨新新1，王伟锋1，姜帅1，杨浩珑2

（1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580；2.重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 401331）

深井高温高压地层进行压裂作业时对压裂液提出了更高的要求，为此，通过抗高温稠化剂、抗高温剪切交联剂的合成以及其他主要处理剂的优选，研制出了一种新型抗高温高密度低伤害压裂液体系。室内对压裂液体系进行了性能评价。结果表明：该压裂液体系具有良好的耐高温剪切性能，在180℃，170 s-1条件下剪切140 min后黏度仍可维持在140 mPa·s左右；该体系在加入0.02%破胶剂后，黏度降低至1.3 mPa·s，说明破胶彻底，有利于压裂后的返排；压裂液体系对储层岩心的伤害率低，具有低伤害特性。现场应用结果显示，压裂后油井产量提高明显，进一步证明了该压裂液体系能够满足深井地层压裂的要求。

深井；高温；高密度；压裂液；低伤害

0 引言

水力压裂技术是低渗透、特低渗透油气藏增产开发的重要手段［1-3］。从20世纪70年代以来，该技术得到了较为全面的应用。目前国内外经常使用的压裂液包括油基压裂液、水基压裂液、泡沫压裂液和乳化压裂液等，其中水基压裂液因其配液方便、成本低而得到最广泛的应用［4-6］。

常规地层压裂作业时，采用常规水基聚合物压裂液就可以满足施工要求［7］；而深井高温高压地层压裂作业时，不仅对施工设备和地下管柱的性能要求较高，也对压裂液提出了更高要求［8-11］。要顺利完成压裂增产作业，不仅要求压裂液具有良好的抗高温剪切性能，还要求压裂液的密度能够满足井底施工要求，并且能够快速破胶、返排，不对地层造成伤害［12-17］。

为此，通过抗高温稠化剂、抗高温剪切交联剂及加重剂等主要处理剂的研制与优选，研究出一种新型的抗高温高密度低伤害压裂液体系。室内评价了压裂液体系的耐温抗剪切性能、破胶性能以及对岩心的伤害率，并在辽河油田某区块S2-18井进行了现场应用。试验结果表明，该体系能够满足深井高温高压地层对压裂液抗温性和高密度的要求。

1 主要处理剂

1.1 抗高温稠化剂

稠化剂的耐高温剪切能力，会对整个压裂液体系的综合性能产生直接影响。在综合考虑稠化剂各项性能指标的基础上，应尽可能减少稠化剂加量以满足压裂液悬浮携砂的能力，为后续压裂液的彻底破胶提供有利条件。室内针对目前常用的聚丙烯酰胺进行改性，利用连续水溶液共聚法研制出一种抗高温稠化剂CTPES。

实验步骤为：

1）取一定量的N-三（羟甲基）甲氨基-2-羟基丙磺酸（TAPSO）溶解于水中，调节pH值在8左右。

2）接着加入丙烯酰胺（AM）和二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC），搅拌溶解后，再继续加入一定量的水，升高温度并通入氮气，加入引发剂后恒温反应一定时间。

3）将得到的产品使用无水乙醇洗涤几次，置于烘箱中烘干，粉碎，即得抗高温稠化剂CTPES。

1.2 抗高温剪切交联剂

交联剂是水基压裂液中必不可少的一种组分，能够在一定条件下将单体或者高分子聚合物转变为一定的网状结构，形成黏度较高的冻胶，使压裂液体系具有一定的悬浮携砂能力。常用的无机金属化合物不抗温，且具有较高的污染性。有机硼交联剂的抗温能力也一般，而有机锆虽然抗温性能好，但抗剪切能力稍差［18］。为此，室内以氯氧化锆与硼砂为主要成分，在一定有机配位体存在的条件下，通过络合反应研制出一种抗高温剪切能力强的有机硼锆交联剂BG-12。

实验步骤为：在三口烧瓶中加入质量比为1∶1的氯氧化锆和硼砂，水浴升温至60℃后，依次加入氢氧化钠和一定量的助剂，搅拌水解反应30 min，再加入一定量异丙醇、甲醛和三乙醇胺，继续搅拌反应3 h，即可得到抗高温剪切有机硼锆交联剂BG-12。

1.3 温度稳定剂

为了提高压裂液体系的耐高温性能，通常在压裂液体系中加入一定量的温度稳定剂［19］。室内对几种常用的温度稳定剂（硫代硫酸钠、三乙醇胺和有机胺缩合物）进行抗高温剪切性能评价，筛选出了性能优良的有机胺缩合物温度稳定剂WD-2，可以满足高温地层压裂作业的施工要求。

实验步骤为：在500 mL自来水中加入0.5%抗高温稠化剂CTPES，搅拌溶解后放置5 min，取100 mL基液，加入0.3%不同的温度稳定剂，搅拌至完全溶解后，加入0.4%交联剂BG-12，继续搅拌3 min，在温度180℃、剪切速率170 s-1、剪切时间140 min下进行性能评价，实验结果见图1。

图1 温度稳定剂性能评价结果

从图1可以看出，当加入WD-2后，在温度180℃、剪切速率170 s-1的条件下，剪切到140 min时黏度仍然可以维持在80 mPa·s左右，比其他温度稳定剂的效果要好，所以选择WD-2作为压裂液体系的温度稳定剂。

1.4 加重剂

压裂液体系的加重剂一般为可溶性盐类，对加重剂的一般要求为密度大、溶解度高、与其他处理剂和储层流体的配伍性要好［20］。 常用的盐类有 KCl，NaCl，NaBr，KBr，CaCl2，NaNO3等。 其中，KCl，NaCl饱和水溶液的密度较低，CaCl2与其他处理剂和储层流体的配伍性较差，而KBr的价格较高。

NaNO3，NaBr在0～30℃的溶解度最高，NaBr在30℃时的饱和水溶液密度可以达到1.53 g/cm3以上，NaNO3的价格又相对便宜，所以考虑使用NaBr/NaNO3按一定质量比复配后进行加重。表1为NaBr/NaNO3按不同质量比复配后在30℃时饱和水溶液的密度。当NaBr与NaNO3质量比为1∶2时，成本相对较低，饱和水溶液的密度也较高。所以选择NaBr与NaNO3质量比为1∶2作为压裂液体系的加重剂。

表1 NaBr/NaNO3复配后饱和水溶液的密度

1.5 助排剂

对于高密度压裂液体系来说，提高破胶后的返排效率尤其关键，所以要优选出性能良好的助排剂来降低破胶后压裂液体系的界面张力。室内实验方法为：在自来水和饱和盐水（NaBr与NaNO3质量比为1∶2）中分别加入0.2%不同的助排剂，在180℃下老化后测定表面/界面张力的大小。实验结果见表2。

表2 助排剂老化后的表面/界面张力 mN·m-1

由表2可知，无论是在自来水还是在饱和盐水中，助排剂ZPJ-2的表面/界面张力均最低，所以选择ZPJ-2作为压裂液体系的助排剂。

2 压裂液体系性能评价

根据以上优选实验结果，确定抗高温高密度低伤害压裂液体系的配方：0.5%抗高温稠化剂CTPES+0.4%抗高温有机硼锆交联剂BG-12+0.3%温度稳定剂WD-2+0.1%杀菌剂JS-3+1.0%黏土稳定剂HWD-1+0.2%助排剂ZPJ-2+加重剂（NaBr与NaNO3质量比为1∶2，加重至 1.45 g·cm-3）。

2.1 耐高温剪切性能

在温度180℃、剪切速率170 s-1、剪切时间140 min的条件下，进行压裂液体系的耐高温剪切性能评价实验（见图2）。从图2可以看出：抗高温高密度低伤害压裂液体系开始黏度较高，在180℃，170 s-1条件下剪切60 min后，黏度降至350 mPa·s左右；继续剪切至90 min后，黏度降至200 mPa·s左右；此后逐渐趋于稳定，剪切时间为140 min后，黏度仍可维持在140 mPa·s左右。剪切过程中，部分时间段黏度出现反弹，即出现了所谓的二次交联现象。这说明体系的耐高温剪切性能很稳定，可以满足压裂作业现场的施工要求。

图2 压裂液体系耐高温剪切性能实验结果

2.2 破胶性能

深井高温高压储层的物性往往较差，若破胶速度较慢或破胶不彻底，就容易堵塞地层，影响压裂作业效果，因此要求加重后的高密度压裂液体系必须具有快速破胶的能力［21］。为此，室内研究了压裂液在不同加量破胶剂——过硫酸铵下的破胶时间、破胶后黏度、表面张力，实验结果见表3。

表3 不同过硫酸铵加量下的破胶液性能

由表3可知，当过硫酸铵加量为0.02%时，破胶后的黏度达到1.3 mPa·s，说明破胶彻底，并且破胶时间较短，破胶后的表面张力均小于25 mN·m-1。因此，破胶后的压裂液体系流动性能好，有利于压裂后及时返排，缩短作业周期。

2.3 岩心渗透率伤害评价

室内进行了抗高温高密度低伤害压裂液体系与常规羟丙基胍胶压裂液体系对储层岩心伤害率的评价实验，对比结果见表4。

表4 不同压裂液体系对储层岩心渗透率伤害的评价结果

由表4可知：抗高温高密度低伤害压裂液体系对储层岩心的伤害率为18%左右，而常规羟丙基胍胶压裂液体系对储层岩心的伤害率为29%左右。由此可见，抗高温高密度低伤害压裂液体系对储层岩心的伤害率低，具有低伤害特性。

3 现场应用效果

使用研制的抗高温高密度低伤害压裂液体系，在辽河油田某区块S2-18井进行了现场压裂作业试验。该井压裂层段为4 331.8～4 345.9 m，厚度14.1 m，地层压力为86.62 MPa，温度176.4℃。压裂前后开采情况的对比如表5所示。

表5 S2-18井压裂前后数据对比

由表5可知：S2-18井压裂后日产油量由压裂前的6.7 m3上升到13.8 m3，提高明显；伴随着该井继续排液生产，油井产能进一步被释放，到12月21日，该井的日产液量为18.4 m3，日产油量为18.4 m3，日产水量为0，说明该井压裂增产作业的效果明显。

4 结论

1）针对深井高温高压地层进行压裂作业时对压裂液提出的更高要求，室内研制了抗高温稠化剂CTPES、抗高温剪切交联剂BG-12，并优选出了温度稳定剂、加重剂、助排剂等主要处理剂。

2）抗高温高密度低伤害压裂液体系的配方为：0.5%抗高温稠化剂CTPES+0.4%抗高温有机硼锆交联剂BG-12+0.3%温度稳定剂WD-2+0.1%杀菌剂JS-3+1.0%黏土稳定剂HWD-1+0.2%助排剂ZPJ-2+加重剂（NaBr与 NaNO3质量比为 1∶2，加重至 1.45 g·cm-3）。 性能评价结果表明，该压裂液体系具有良好的耐高温剪切性能，体系破胶彻底，有利于压裂后的返排，对储层岩心的伤害率低，具有低伤害特性。

3）辽河油田S2-18井的现场应用结果表明，压裂后日产油量由压裂前的6.7 m3上升到18.4 m3，增产效果明显，说明该井取得了较好的压裂增产效果。

［1］ 叶静，胡永全，叶生林，等.页岩气藏水力压裂技术进展［J］.天然气勘探与开发，2012，35（4）：64-68.

［2］ 李玉梅，李军，柳贡慧，等.页岩气藏水平井水力压裂裂缝敏感参数数值分析［J］.断块油气田，2015，22（2）：258-262.

［3］ 李玉伟，艾池.煤层气直井水力压裂裂缝起裂模型研究［J］.石油钻探技术，2015，43（4）：83-90.

［4］ 梁文利，赵林，辛素云.压裂液技术研究新进展［J］.断块油气田，2009，16（1）：95-98.

［5］ 何乐，王世彬，郭建春，等.高矿化度水基压裂液技术研究进展［J］.油田化学，2015，32（4）：621-627.

［6］ 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.

［7］ 段志英.国外高密度压裂液技术新进展［J］.国外油田工程，2010，26（6）：32-33.

［8］ 辛军，郭建春，赵金洲，等.新型超高温压裂液体系研制与评价［J］.钻井液与完井液，2009，26（6）：49-52.

［9］ 崔会杰，余东合，李建平，等.高密度瓜胶压裂液体系的研究与应用［J］.石油钻采工艺，2013，35（5）：64-66.

［10］郭建春，王世彬，伍林.超高温改性瓜胶压裂液性能研究与应用［J］.油田化学，2011，28（2）：201-205.

［11］王中泽，黄晶，曾昊，等.一种新型清洁压裂液体系的研究及应用［J］.石油与天然气化工，2014，43（6）：639-644.

［12］肖兵，张高群，曾铮，等.高温高密度压裂液在大古2井的应用［J］.钻井液与完井液，2012，29（6）：68-70.

［13］ 周丽萍，赵英杰，肖雯，等.压裂液气举返排优化设计［J］.断块油气田，2015，22（4）：526-529.

［14］伍林，王世彬，雷跃雨.超高温瓜胶压裂液加重性能研究［J］.重庆科技学院学报（自然科学版），2011，13（1）：98-100.

［15］ 肖丹凤，鲁青春，张宗雨，等.延缓交联压裂液技术［J］.大庆石油地质与开发，2012，31（3）：97-101.

［16］孙川，刘友权，熊颖，等.川中沙溪庙致密油藏压裂液技术研究及应用［J］.石油与天然气化工，2014，43（4）：409-412.

［17］熊颖，刘友权，石晓松，等.可回收再利用的低分子胍胶压裂液技术研究［J］.石油与天然气化工，2014，43（3）：279-283.

［18］胡世平，李建平，韩俊华，等.有机硼锆交联剂的制备与延缓交联效果［J］.油田化学，2016，33（1）：37-39.

［19］李晖，李勇，郭淑芬，等.国内中高温提高采收率清洁压裂液研究与应用展望［J］.钻采工艺，2013，36（5）：84-87.

［20］段志英.高压深井压裂液加重技术研究进展［J］.断块油气田，2010，17（4）：500-502.

［21］杜涛，姚奕明，蒋廷学，等.新型疏水缔合聚合物压裂液破胶性能研究［J］.化学世界，2014，55（11）：664-667.

（编辑 赵卫红）

High temperature and high density low damage fracturing fluid system

YANG Xinxin1,WANG Weifeng1,JIANG Shuai1,YANG Haolong2
(1.School of Geosciences,China University of Petroleum,Qingdao 266580,China;2.School of Petroleum Engineering,Chongqing University of Science&Technology,Chongqing 401331,China)

The high temperature and high pressure formation fracturing operation in deep well has put forward higher requirements for fracturing fluids,for this purpose,a new type of high temperature and high density low damage fracturing system was developed by the the synthesis of high temperature resistant thickener and anti-high temperature shear crosslinking agent and optimization of other major treatment agents.Performance evaluation of fracturing fluid system was carried out in the laboratory,the results show that the fracturing fluid system has good high temperature shear performance with about 140 mPa·s shear viscosity at 180 ℃ and 170 s-1for 140 min.The viscosity of the system was reduced to 1.3 mPa·s after the addition of 0.02%gel breaking agent,which shows that the gel was completely broken and it was beneficial to the back row of fracturing fluid after fracturing.In addition,the damage rate of the fracturing fluid system to the core of the reservoir is low,and the fracturing fluid system has the characteristics of low damage.The field application results show that the oil production increases significantly after fracturing,and which further proves that the developed low damage high temperature and high density fracturing system can meet the requirements of deep well formation fracturing.

deep well;high temperature;high density;fracturing fluid;low damage

TE357.1+2

A

中国石油科技创新基金项目“基于裂缝变形机理的页岩气藏体积压裂水平井流体流动规律研究”（2015D-5006-0207）

10.6056/dkyqt201704032

2016-12-26；改回日期：2017-04-14。

杨新新，女，1990年生，地质资源与地质工程专业在读硕士研究生，2014年毕业于重庆科技学院。E-mail：1309849627@qq.com。

杨新新，王伟锋，姜帅，等.抗高温高密度低伤害压裂液体系［J］.断块油气田，2017，24（4）：583-586.

YANG Xinxin，WANG Weifeng，JIANG Shuai，et al.High temperature and high density low damage fracturing fluid system［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（4）：583-586.