高温低浓度压裂液研究与应用

王子毓

摘      要：针对改性瓜胶高温压裂液增稠剂使用质量分数高、破胶性能低、成本高的问题，制备了可与羟丙基瓜胶交联且使形成的压裂液体系具备良好性能的硼交联剂，得到了适用于深层致密油气藏的高温羟丙基瓜胶压裂液体系。对影响交联剂的主要因素进行了分析和优选，基于优选结果制备了络合硼交联剂，并对其交联形成的羟丙基瓜胶压裂液体系进行了综合性能评价。结果表明：硼酸质量分数20%，交联促进剂质量分数7%，多元醇混合物质量分数25%～30%，可制备出优良的硼交联剂，其性能优于国内通常使用的有机硼交联剂。羟丙基胍胶使用质量分数为0.5%时，形成的高温低质量分数压裂液黏度提高74.5%，残渣质量分数降低48.7%，满足180 ℃储层改造的需要。

关  键  词：高温压裂液;低质量分数;交联剂改性

中图分类号：TE 39       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）09-1855-04

Abstract： In view of the problems of high dosage of thickener， poor gel breaking performance and high cost of modified guar gum high temperature resistance fracturing fluid， boron crosslinking agent which can cross-link with hydroxypropyl guar gum and make the formed fracturing fluid system have good properties was prepared， and a high temperature resistance hydroxypropyl guar gum fracturing fluid system suitable for deep tight reservoirs was obtained. The main factors affecting the crosslinking agent were analyzed and optimized. Based on the optimized results， the boron complex crosslinking agent was prepared and the comprehensive performance of the hydroxypropyl guar gum fracturing fluid system formed by crosslinking was evaluated. The results showed that，when boric acid content was 20%， crosslinking promoter content was 7%， polyol mixture content was 25% ～30%，the excellent boron crosslinking agent was prepared， and its performance was better than that of organic boron crosslinking agent commonly used in China. When the concentration of hydroxypropyl guanidine gum was 0.5%， the viscosity of high temperature resistance and low concentration fracturing fluid increased by 74.5%， and the residual content decreased by 48.7%， which met the need of reservoir modification at 180 ℃.

Key words： High temperature resistance fracturing fluid;Low concentration;Modification of crosslinking agent

國内高温深层油气藏勘探开发领域广阔，大港油田潜山二叠系油气藏埋深4 500～5 000 m，孔隙度3.8%～12.4%，渗透率（0.01～0.27）×10-3 um2，地层温度180 ℃左右，其具有埋藏深、地层温度高、低渗特低渗的特点，压裂作为这类储层最为有效的增产措施，受到日益广泛的关注。但深井高温高压环境下，传统有机硼交联压裂液仅适合150 ℃温度条件下使用，超高温（180 ℃以上）性能差[1]，国外有机金属交联压裂液不易发生水解，能够高温下保持黏度较长时间，适合200 ℃高温地层，然而实验表明该交联体系对支撑裂缝导流能力及地层均产生极大伤害[2]。醇基胍胶压裂液耐温可达180 ℃，具有防水锁、低伤害的特点，但是存在成本高、施工安全隐患大的问题。为解决现有高温压裂液体系存在的技术难点，研制了一种高效硼交联剂，主要是利用硼酸、多元醇、交联促进剂之间的络合反应生成一种含有高质量分数硼酸根离子的混合物，形成一种配制工艺简单，原材料安全环保，性能稳定的硼交联剂。通过配方优选，形成的低质量分数耐高温硼交联压裂液，当羟丙基瓜胶使用质量分数为0.5%时，压裂液耐温180 ℃;羟丙基瓜胶使用质量分数为0.4%时，压裂液耐温150 ℃。

1  交联剂合成

在满足储层压裂施工的前提下，尽量降低羟丙基胍胶质量分数可以减少储层损害程度。胍胶质量分数越小，溶液中聚合物顺式邻位羟基的交联基团越少，空间间距越大。为促进有限交联基团进行有效交联，需增加交联剂交联离子体积半径，从而形成稳固网状结构。因此，需要研发新型高效硼交联剂。

1.1  实验材料及仪器

实验材料主要包括：硼酸，工业品;丙三醇，甘露醇，乙二醇，工业品;羟丙基胍胶，一级品;油田常用添加剂，工业品。

RS6000流变仪与配套温控系统（德国HAAKE公司），表界面张力仪（承德金和仪器公司），高温高压岩心流动试验仪（中石大石仪科技有限公司），高温高压滤失仪（美国），电热恒温干燥箱（上海光学精密机械研究所）。

1.2  实验方法

1.2.1  交联剂制备

三颈烧瓶置于90 ℃水浴锅中，搅拌时加入 200 g自来水，再加入45 g硼砂，反应20 min后加入60 g丙三醇和70 g乙二醇，用10%氢氧化钠水溶液调节pH值为6～8，反应2 h后得到交联剂。

1.2.2  交联剂性能评价

依据《压裂用交聯剂性能试验方法》[3]评价交联剂外观、pH值、交联时间。

1.2.3  压裂液性能评价

依据《水基压裂液性能评价方法标准》[4]评价研发的高温低质量分数压裂液的黏温、破胶、静态滤失、防膨助排等性能及储层配伍性实验性能。

2  新型高效硼交联剂研发

2.1  新型高效硼交联剂制备

取一定量的水，常温搅拌状态下，依次加入硼酸、多元醇混合物、交联促进剂，待其形成均一透明的液体，停止搅拌，制得新型低伤害交联剂。

2.2  新型高效硼交联剂性能主要影响因素及优选

硼酸使用质量分数直接影响交联剂的性能。硼酸30 ℃水中溶解度是6.77 g，10 ℃水中溶解度仅有3.65 g，远远不能满足交联剂的性能需要。

为进一步提高硼酸的溶解能力，形成高效的交联剂体系，加入一定比例的多元醇络合剂和弱碱性交联促进剂，常温下大幅度提高溶液中硼酸溶解度至20 g，使溶液pH保持中性，制成稳定的交联剂体系，此交联剂以硼（B）原子为中心，氧（O）原子环聚于四周，B—O键连接四面体网状结构，同时该交联剂在常温常压下合成，所需原材料均为常用化工材料，来源广泛，是一种生产工艺简单、性能优良的交联剂。

2.2.1  多元醇络合剂优选

常用多元醇络合剂有乙二醇、丙三醇及甘露醇，优选适用的络合剂将对交联剂的性能和配制工艺产生大的影响。表1是不同的多元醇络合剂相同加入量时形成的压裂液的黏温数据，表中改性瓜胶使用质量分数为0.4%，可看出，当乙二醇与丙三醇混合比例为1∶1时压裂液的黏度最高，这将有益于降低交联剂用量，从而降低压裂液成本，所以优化多元醇络合剂为乙二醇和丙三醇混合比为1∶1的混合物。

室内实验结果表明，多元醇络合剂加量越高，形成的交联剂在低温下越稳定，形成的压裂液耐温性能越好，但相应的配制交联剂成本越高，因此，综合经济因素，优选多元醇络合剂的加入量，形成最优配比为25%～30%。

2.2.2  交联促进剂优选

交联促进剂为弱碱性添加剂，主要作用是使硼酸与多元醇的反应尽可能彻底，同时使制得的交联剂保持中性，提高整个交联剂体系的稳定性及运输储存安全性，并减少配制压裂液时碱性pH调节剂的加入量，简化现场配制工艺，降低压裂液费用。

表2是交联促进剂不同质量分数时交联剂的性能数据。表2数据显示，低pH值条件下，交联剂稳定性差;中性条件时交联剂具有较好的稳定性，综合经济、配制工艺等因素，选择交联促进剂使用质量分数7%。

2.2.3  交联剂性能评价

评价合成的交联剂性能[5]，表3数据显示，合成的交联剂无色，基本不含刺激性气味，pH为中性，便于运输和储存，交联性能良好。

3  高温低质量分数压裂液性能

利用研制的新型高效硼交联剂，评价合成的高温低质量分数压裂液黏温、破胶、静态滤失、防膨助排性能和储层的配伍性[6]。

3.1  压裂液黏温性能

高温低质量分数压裂液黏温性能结果见表4。与原有压裂液相比，改性瓜胶使用质量分数降低20%，黏度提高74.5%，黏度高，携砂性能好;延迟交联时间长，更有利于降低施工摩阻，黏温性能满足180 ℃储层压裂改造的需要。

3.2  压裂液破胶性能

对黏温性能满足要求的压裂液开展破胶性能试验，表5实验结果显示，压裂液破胶时间为6 h，破胶液黏度为1.87 mPa·s，残渣质量浓度为199.5 mg·L-1，残渣质量浓度低，具有较高的清洁程度。

3.3  静态滤失性测定

测试受滤饼控制的滤失系数C，以此测定压裂液静态滤失性。数据显示，与原有压裂液相比，高温低质量分数压裂液改性瓜胶用量低，残渣量低，形成滤饼的通过性不同，因此滤失系数比原压裂液高，如表6所示。

3.4  与储层配伍性评价

3.4.1  岩心基质渗透率损害实验

分别取不同区块、层位天然岩心，进行岩心基质渗透率损害实验，结果显示，岩心基质渗透率损害率19.2%～25.3%。

3.4.2  与储层流体配伍性评价

分别取不同区块、不同层位的原油，进行压裂液破胶液和原油配伍性实验，结果显示，破胶液与原油破乳率大于99%，配伍性好。

不同区块1 271口井显示水型以碳酸氢钠水型为主，CaCl2水型次之。地层水水样与压裂液按   1∶2、1∶1、2∶1混合后，均未发生沉淀，表明压裂液与地层水配伍性好。

4  现场实施情况

高温低质量分数压裂液现场应用23井次，施工成功率100%，充分验证了高温低质量分数压裂液性能，取得了较好的压裂改造效果。

4.1  YG1井基本情况

研制的压裂液体系在潜山YG1井进行了成功应用。YG1井构造图见图2，该井位于大港油田乌马营潜山西侧逆冲褶皱带。待压裂井段           4 959.4～4 987.7 m。压裂目的层数据见表7。

4.2  YG1井压裂难点分析

1）为提高储层的改造程度，缝网带采用  70 / 140目（0.212 / 0.109 mm）粉陶造缝，主缝带采用40 / 70目（0.380 / 0.212 mm）陶粒进行支撑。

2）压裂目的层物性较差，采用前置支撑剂段塞技术，对近井孔眼进行有效打磨，减小孔眼摩阻;采用套管进液方式进行压裂，使用较大的排量进行施工，提高压裂施工形成的人工裂缝长度。

3）压裂目的层温度177 ℃，对压裂液耐温性能要求高，因此采用高温低质量分数压裂液进行施工。

4.3  YG1井压裂施工情况

本井压裂总液量1 888 m3，加砂量80 m3，施工排量5～9.1 m3·min-1，施工压力55～67 MPa。顺利按照压裂设计完成了施工。

4.4  YG1井压裂效果

压后采用6 mm油嘴进行生产，折最高日产气80 121 m3，日产凝析油30.2 m3，储层经压裂改造取得了显著的增产效果。

5  结 论

1）研制的新型高效硼交联剂形成以硼（B）原子为中心，氧（O）原子環聚于四周，B—O键连接四面体的网状结构，该交联剂常温常压下合成，所需原材料均为常用化工材料，来源广泛，是一种生产工艺简单、性能优良的交联剂。

2）由新型高效硼交联剂制得的高温低质量分数改性瓜胶压裂液耐温180 ℃，改性瓜胶使用质量分数低，残渣质量分数低，与储层和储层流体配伍性好，各项性能指标优于原高温压裂液。

3）现场实施表明，高温低质量分数压裂液交联性能、携砂性能优良。

参考文献：

[1]曾东初，陈超峰，毛新军，等，低渗储层改造低伤害压裂液体系研究[J]. 当代化工，2017，46（9）：1841-1844.

[2]张相权. 川东南地区深层页岩气水平井压裂改造实践与认识[J]. 钻采工艺，2019，42（5）：124-126.

[3]卢拥军，杨晓刚，王春鹏，等. 低浓度压裂液体系在长庆致密油藏的研究与应用[J]. 石油钻采工艺，2012，34（4）：68.

[4]赖世新，李艳平，宁良. 滴南凸起石炭系油气勘探再突破条件分析[J]. 新疆地质，2018，36（4）： 490-496.

[5]许永华， 毛亚军， 白杰， 等. 延长气田钻井井径扩大率影响因素分析[J]. 云南化工， 2019， 46 （12）： 10-12.

[6]魏超. 钻井液正循环地热井施工技术与管理策略[J]. 云南化工， 2019， 46 （08）： 176-177.