海水基胍胶压裂液优选及现场应用

许田鹏，李 梦，赵 健，陈 磊，申金伟，孙厚台，鲍文辉

（中海油田服务股份有限公司，天津 300459）

随着陆地油气田压裂增产的成功实施，海上油气田的压裂增产也越来越受到重视。海上压裂受限于空间、淡水运输、海况等条件，规模小、周期长、成本高，所以尽可能选择相对便利的耐盐海水基压裂液体系[1-4]。

本文针对高矿化度海水配制压裂液，通过对耐盐稠化剂以及其他添加剂的优选，研发了一套中温海水基胍胶压裂液体系。根据现场的应用情况，该体系取得了较好的效果。

1 实验部分

1.1 实验仪器与药剂

实验仪器：HAAKE RS6000 流变仪，电子天平，吴茵搅拌器，六速旋转黏度计，离心机，毛细管黏度计，恒温水浴锅，TX-500C 界面张力仪，JK-99B 表面张力仪。

实验药剂：改性胍胶稠化剂SG-1、SG-2、SG-3，工业一级品；多效添加剂DT-1，工业品；助排剂ZP-1、YL-1，工业品；交联剂SJL，工业品；过硫酸铵，工业品。

实验用水：模拟海水的总矿化度为35 569.1 mg/L，离子组成为：10 987.7 mg/L 的Na+、363.7 mg/L 的K+、1 246.9 mg/L 的Mg2+、369.2 mg/L 的Ca2+、19 013.5 mg/L的Cl-、208 mg/L 的HCO3-、3 380.1 mg/L 的SO42-。

1.2 实验方法

1.2.1 稠化剂速溶评价 室温条件下，量取500 mL 模拟海水或蒸馏水，配制0.4%浓度稠化剂溶液，搅拌速度设置500 r/min，搅拌时间设置5 min，测定不同时间稠化剂溶液的黏度。

1.2.2 改性胍胶水不溶物含量测定 参考《SY 5764-2007 压裂用植物胶通用技术要求》。

1.2.3 压裂液添加剂及性能测定 参考石油天然气行业标准SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》。

2 结果与讨论

2.1 压裂液配方优化

2.1.1 耐盐稠化剂的优选 海水基压裂液稠化剂的选择主要是考虑到其在海水中的速溶性、水不溶物含量以及破胶液的残渣含量等[4-8]。实验选择了三种不同的改性胍胶稠化剂SG-1、SG-2、SG-3，分别测定其在模拟海水和蒸馏水中的速溶性能（见表1、图1）。

表1 稠化剂的含水率与水不溶物含量

从表1 看出稠化剂的水不溶物含量SG-3＜SG-1＜SG-2。从图1 看出，在0.4%的浓度条件下，无论是在模拟海水还是蒸馏水中，耐盐胍胶稠化剂SG-1 基液黏度均大于SG-2、SG-3。相同时间条件下SG-1 在模拟海水中的黏度上升率优于SG-2、SG-3。SG-1 在模拟海水和蒸馏水中的黏度随时间变化基本相同；SG-2、SG-3 在蒸馏水中的最终黏度大于模拟海水，考虑到是由于高矿化度的海水导致二者的分子链无法伸展完全。综合分析，选择稠化剂SG-1。

图1 稠化剂溶液黏度随时间变化曲线

2.1.2 交联剂的优选 交联剂的加入主要是为了保证施工过程中压裂液的携砂性能。有机硼类交联剂形成的胍胶压裂液体系有较好的耐剪切性能，筛选了有机硼交联剂SJL。碱性的交联条件可以提高冻胶的耐温性能，同时可以达到延缓交联的需求，实验加入0.6%多效添加剂DT-1 调节基液pH 为9～10（见表2）。由表2 可知，在一定范围内，相同浓度的稠化剂，随着交联剂浓度的提升，冻胶的耐温耐剪切性能在提升。随着稠化剂浓度的升高，低交联剂浓度就可以满足剪切120 min 大于50 mPa·s 的要求。综合选择0.45%稠化剂SG-1 以及0.6%交联剂SJL。

表2 不同浓度交联剂的耐温耐剪切性能评价

2.1.3 助排剂的优选 助排剂可以降低压裂返排液的表面张力和油水界面张力，改善润湿性，减小毛管阻力，增加返排液量，减小压裂液对储层的污染。实验筛选了两种不同的助排剂，测定不同浓度条件下助排剂的表面张力和油水界面张力，实验结果（见图2）。

图2 不同助排剂的性能评价

由图2 可知，随着助排剂浓度的增加，表、界面张力值均减小。对比两种不同助排剂，YL-1 助排剂在较低浓度下即可满足石油行业标准SY/T 6376-2008 的要求（表面张力≤28 mN/m，界面张力≤2 mN/m），而且相同浓度条件下YL-1 助排剂的表、界面张力值均小于ZP-1 助排剂的表、界面张力值，故优选YL-1 助排剂。当YL-1 助排剂浓度超过0.4%以后表、界面张力值下降幅度减小趋于平衡，因此优选助排剂浓度为0.4%。

2.2 压裂液性能评价

通过优选得到配方：0.45%稠化剂SG-1+0.6%多效添加剂DT-1+0.4%助排剂YL-1+0.6%交联剂SJL。

2.2.1 耐温耐剪切性能 采用RS6000 流变仪，在90 ℃、170 s-1条件下，剪切120 min，最终黏度为70.5 mPa·s，满足行业标准的要求（见图3）。

图3 压裂液的耐温耐剪切曲线

2.2.2 破胶性能 采用过硫酸铵作为破胶剂，通过实验评价了不同浓度过硫酸铵在90 ℃条件下的破胶性能。一定条件下，过硫酸铵浓度越高，破胶越快。现场施工过程中可以通过调整过硫酸铵的加量来调整破胶时间（见表3）。

表3 压裂液90 ℃温度下破胶结果

实验测得破胶液的表面张力为27.43 mN/m，界面张力为1.02 mN/m，残渣含量为525 mg/L，满足行业标准的要求。

3 现场应用情况

目前该体系在渤海X 油田现场应用4 井次5 层，现场采用过滤海水直接配制压裂液基液，所配制的液体性能良好，满足设计和施工要求，施工成功率100%。与采用淡水基胍胶压裂液相比，该体系节省了大量的淡水，缩短了施工准备时间，提高了压裂施工效率（见表4）。

由表4 可知，该体系施工的4 口油井均见效。以实际的施工效果来看，单层平均增液55.18 m3/d，单层平均增油9.52 m3/d，有较好的施工效果。

4 结论

（1）通过对稠化剂以及其他添加剂的优选，得到了耐温90 ℃的海水基压裂液配方：0.45%稠化剂SG-1+0.6%多效添加剂DT-1+0.4%助排剂YL-1+0.6%交联剂SJL。

（2）该体系在90 ℃、170 s-1条件下，剪切120 min，最终黏度为70.5 mPa·s，破胶液表面张力为27.43 mN/m，界面张力为1.02 mN/m，残渣含量为525 mg/L，满足行业标准的要求。

（3）现场采用过滤后的海水直接配制压裂液，冻胶挑挂性能良好，满足现场的施工需求，并且达到了较好的施工效果。