低摩阻超高温压裂液研究及应用

肖兵，范明福，王延平，郭粉娟，赵莹，党昊

（中国石化中原石油工程有限公司井下特种作业公司，河南 濮阳 457164）

西北油田塔里木盆地新区顺托、顺南、顺北区块的储层具有“三高一深”特点：埋藏深，均在6 500～7 700 m；温度高，大部分在160℃以上，甚至达到210℃；地层压力系数达到1.44，地层破裂压力梯度2.4 MPa/100 m；井底延伸压力高（大于150 MPa），地面施工压力达到120 MPa（排量4～5 m3/min），是典型的超深超高温高压油气藏［1-2］，压裂改造难度大。目前，PAM类聚合物压裂液体系虽可满足180℃以上耐温要求，但存在高质量分数下泵送困难、交联时间短、摩阻高等问题；而常规HPG类植物胶压裂液耐温能力有限（一般不超过180℃），且体系pH值高（一般不低于12），不利于储层保护［3-8］。因此，本文以CMHPG为稠化剂，研制了强延缓交联剂和温度稳定剂，优化了pH调节剂和黏土稳定剂，形成了一套低摩阻超高温压裂液体系，并成功应用于现场。

1 室内研究

1.1 稠化剂的优选

室内对比国内外2种HPG和4种CMHPG样品的性能，质量分数均为0.60%，结果见表1。从表1可以看出，与HPG相比，CMHPG的水溶性更好，增稠效率更高，水不溶物更少［9-12］。通过测试CMHPG的耐温抗剪切能力，可进一步优选最佳的CMHPG产品。室内采用国外某公司交联剂，稠化剂质量分数0.60%，实验结果见图1。CMHPG（BFC）在180℃，170 s-1下连续剪切 90 min，黏度在 40～50 mPa·s，优于其他 3 种稠化剂。

表1 不同稠化剂的主要性能

图1 CMHPG产品优选

1.2 强延缓交联剂的研制

室内在优选并复配主配体的基础上［13-14］，利用分子尺寸大小和空间位阻效应合成了强延缓交联剂。制备过程为：首先按一定比例加入甘油、锆/硼盐、乳酸、三乙醇胺、水，水浴60℃搅拌至全溶，然后加入其他配体，用NaOH调节pH值至5～6，升温至80℃反应 4～5 h，即可制得强延缓有机硼锆交联剂WK-180。按照180℃恒温程序，分别采用0.8%，1.2%WK-180进行高温流变实验（见图2a）。其中1.2%WK-180效果更好，确定压裂液交联剂的质量分数为1.2%。采用70℃升温至180℃再恒温的控温程序，评价1.2%WK-180的耐温抗剪切能力（见图2b）。WK-180可使压裂液常温下弱交联，并随温度升高，黏度逐级释放。因此，在施工过程中，WK-180既可满足携砂需要，又大大降低了管柱摩阻。

图2 交联剂WK-180的流变曲线

1.3 pH调节剂的优选

为了兼顾较长交联时间和耐温性能，必须选用合适的pH调节剂将该体系pH值调节到最佳范围。按照基浆 1（0.55%CMHPG+1.2%WK-180）+pH 调节剂配制压裂液，并在180℃，170s-1下连续剪切，评价了NaOH和Na2CO3这2种pH调节剂，结果见图3。分析可知，采用0.15%Na2CO3缓冲型pH调节剂，将压裂液pH值控制在10～12时，压裂液的耐温抗剪切效果最好。

图3 pH调节剂优化

1.4 温度稳定剂的研制

室内经优选且根据复配增效原理，研制了一种温度稳定剂WD-180，并与常用的4种温度稳定剂（海波、三乙醇胺、硫脲、吩噻嗪）进行对比。按照基浆2（0.55%CMHPG+1.2%WK-180+0.15%Na2CO3）+温度稳定剂配制压裂液，并在180℃，170 s-1下连续剪切，结果见图4。通过对比发现，加入1.0%WD-180后，可显著提高压裂液体系的耐温抗剪切效果。

图4 不同温度稳定剂的流变曲线

1.5 黏土稳定剂的优选

按照基浆3（0.55%CMHPG+1.2%WK-180+1.0%WD-180+0.15%Na2CO3）+黏土稳定剂配制压裂液，通过高温流变实验对KCl，FP-180黏土稳定剂进行优选，结果见图5。与不加黏土稳定剂的空白压裂液相比，选取常规KCl作黏土稳定剂时，压裂液的耐温抗剪切能力较差；而FP-180属于小阳离子季铵盐黏土稳定剂，CMHPG对其敏感性较弱，压裂液的耐温抗剪切能力较好。因此，配方中选取0.5%FP-180作黏土稳定剂。

图5 不同黏土稳定剂的流变曲线

1.6 配方

根据上述实验结果，优化形成了3种具体配方（见表2）。

表2 不同温度下的压裂液配方

2 性能评价

2.1 流变性能

采用RS300流变仪，70℃升温至195℃后恒温，在170 s-1条件下测试该压裂液体系的流变性能（见图6）。该体系初期黏度低，当温度达到110℃，黏度逐渐升高，连续剪切95 min后黏度仍在50 mPa·s以上，说明该体系不仅具有良好的耐温抗剪切性能，且在压裂施工中可进一步降低管柱摩阻。

图6 低摩阻超高温压裂液的流变曲线

2.2 降阻性能

使用SY-MZ管路摩阻测试仪，参考标准SY/T 6376—2008《压裂液通用技术条件》对清水和195℃配方体系进行降阻性能测试，结果见图7。剪切速率为12 000 s-1时，195℃配方体系的降阻率为55.34%，高于标准不低于50.00%的指标要求。

图7 低摩阻超高温压裂液的降阻性能

2.3 破胶性能

按195℃配方配制压裂液，并加入0.05%破胶剂，搅拌均匀后移至老化罐中。密闭状态下200℃恒温2 h，冷却后取出破胶液，测定黏度为1.33 mPa·s，表面张力为24.35 mN/m，界面张力为0.62 mN/m，残渣质量浓度为386 mg/L。可以看出，所开发的低摩阻超高温压裂液破胶后的性能指标远低于标准要求。

2.4 伤害性能

2.4.1 支撑裂缝导流能力伤害评价

按照SY/T 6302—2009《压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法》进行污染测试（温度25℃）。由表3可知，195℃压裂液配方对支撑剂充填层导流能力的伤害率小于10%，属低伤害压裂液体系。

表3 压裂液对支撑剂充填层伤害实验结果

2.4.2 岩心伤害评价

根据SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价标准》的检测方法，得到压裂液滤液对岩心渗透率的损害率，平均19.20%（见表4），低于渗透率损害率不超过30%的要求，表明该压裂液对储层基质伤害较低。

表4 滤液对岩心渗透率的损害率

3 现场应用

运用研制的低摩阻超高温压裂液，对塔河油田TKX井6 576.07～6 656.00 m井段进行压裂。该段井温165.3℃，施工曲线见图8。

图8 TKX井酸压施工曲线

从图8可以看出，同等排量下，正挤高温压裂液的油压低于正挤常规压裂液的油压（排量6.4 m3/min，压力降低6 MPa），说明所开发的低摩阻超高温压裂液体系具有明显的降阻作用，可满足超深高温高压储层大规模施工的要求。

4 结论

1）通过研制强延缓交联剂和温度稳定剂、优选稠化剂、pH调节剂和黏土稳定剂，最终形成了耐温160～195℃的压裂液体系配方。其中160，180，195℃时，稠化剂的质量分数分别为0.36%，0.55%，0.60%。

2）对开发的低摩阻超高温压裂液体系进行评价，195℃剪切95 min后黏度在50 mPa·s以上，降阻率为55.34%，破胶后残渣质量浓度为386 mg/L、破胶液对支撑剂充填层导流能力的伤害率为7.85%、滤液对岩心渗透率的损害率为19.20%，可适用于200℃以内高温储层改造。

3）低摩阻超高温压裂液在TKX井压裂改造中成功应用。与常规压裂液相比，同等排量下，该压裂液体系可显著降低沿程摩阻，因此在超高温超高压井的储层改造中具有显著的推广前景。