返排液重配压裂液性能研究及现场应用

张 康，鲍文辉，郭布民，赵 健，孙厚台，豆连营，甘 伦

（中海油田服务股份有限公司，天津 300459）

鄂尔多斯盆地某区块属于典型的低渗气田，通过应用水力压裂技术开发可以提高单井产量。该地区属于黄土高原地带，水资源短缺，难以满足大规模体积压裂所需要的水源。针对水力压裂产生大量的污水，污水矿化度较高，含有大量的钾钠钙镁金属离子，如果大量排放会严重污染环境[1]。目前，返排液的重复利用是未来压裂液处理发展的趋势[2]。随着十年增储上产的任务，压裂作为低渗油气藏增产的手段之一，在国内各大油气田广泛应用[3]。在压裂施工中，压裂液起着至关重要的作用，目前，现场使用羟丙基胍胶作为稠化剂，但由于现场环境恶劣，造成压裂液性能异常[4]。故本文对返排液进行处理后重复利用，研究返排液处理后进行重复配液对压裂液性能的影响。

1 返排液处理

1.1 返排液处理技术

压裂返排液中含有大量的油泥、悬浮物、胍胶、高分子聚合物以及其他各类添加剂，呈现黏度高、COD高、稳定性强的特征，处理难度大。原有处理方式是通过罐车将返排液运输至污水处理厂进行处理，处理费用高，又会造成水资源浪费严重，给企业带来了巨大的成本压力和环保压力[5]，对此研制一套针对该区块集成式可移动式压裂返排液处理工艺，该装置有固液分离、加药处理环节、粗过滤、精细过滤环节。返排液原液水质分析，COD 为7 978.00 mg/L，K+为270.00 mg/L、Na+为3 157.00 mg/L、Ca2+为2 359.00 mg/L、Mg2+为671.00 mg/L，通过以上压裂返排液处理流程，除去返排液中悬浮固体、杂质，压裂返排液水质得到明显改善，其中COD 为16.00 mg/L、Ca2+为2.32 mg/L、Mg2+为0.91 mg/L，固体颗粒粒径分布在28.135～189.340 μm，pH 值为7，满足重配压裂液的要求，见图1。

图1 压裂返排液处理流程

2 W-1 压裂液性能评价

2.1 W-1 压裂液配方

0.25%～0.30%胍胶+0.50%黏土稳定剂+0.50%助排剂+0.25%～0.30%交联剂+0.20%pH 值控制剂+0.20%低温活化剂。评价方法：参考SY/T 7627—2021《水基压裂液技术要求》对压裂液进行评价。使用吴茵混调器先将杀菌剂羟丙基胍胶加入到水中，待胍胶充分溶胀5 min 后，再加入其他液体添加剂。六速旋转黏度计测量基液黏度27.000 mPa·s，pH 计测基液pH 值为7.27，该压裂液基液黏度满足现场施工要求。

2.2 流变性能评价

使用RS6000 高温流变仪在60 ℃、170 s-1条件下，剪切120 min，选用L-1 井返排处理液配制的W-1 压裂液进行耐温耐剪切性能测试，见图2。

图2 W-1 压裂液耐温耐剪切性能测试

由图2 可以看出，利用返排液配制出的W-1 压裂液在60 ℃、170 s-1条件下，剪切120 min 表观黏度为224.500 mPa·s，显示出L-1 井返排液重配压裂液具有良好的耐温耐剪切性能。

2.3 流变参数性能评价

对该体系进行三次变剪切实验，见表1，拟合计算流动行为指数结果n1=0.260 0、n2=0.218 8、n3=0.242 0。稠度系数K1=5.035 9、K2=13.038 0、K3=6.336 5。

表1 压裂液流变参数拟合结果

2.4 破胶性能评价

取300 mL 压裂返排液按照压裂液配方进行配液，分成3 份100 mL 压裂液置于3 个烧杯中，先分别加入0.01%、0.02%、0.03%破胶剂APS，搅拌溶解后加入0.30%交联剂完成交联，用保鲜膜封口。将烧杯放置于50 ℃水浴锅中，水浴液面要高于烧杯中压裂液液面。每间隔30 min 观测并记录一次破胶情况，见图3、表2。

表2 低温胍胶压裂液50 ℃破胶情况

图3 压裂液破胶照片

由表2 可知，在破胶剂APS 浓度为0.03%、破胶时间为2 h，破胶液黏度小于5.000 mPa·s。

2.5 破胶液防膨性能评价

采用离心法测定破胶液、0.30%黏土稳定剂溶液的防膨率。

先将膨润土烘干待用，配制0.30%黏土稳定剂溶液，分别取蒸馏水、煤油、0.30%黏土稳定剂溶液、破胶液各10 mL 于离心管中，称取0.5 g 烘干好的膨润土依次加入到离心管中，摇匀封口静置2 h，设定高速离心机为1 500 r/min，离心15 min，分别读取离心管中膨润土的体积。实验结果见表3、图4。

表3 防膨性能评价

图4 0.30%黏土稳定剂溶液、破胶液防膨效果

以上实验结果表明：破胶液的防膨率达到85.10%，对储层有较好的保护效果。

2.6 表面张力测试

取破胶后的上清液，测定其表面张力，见表4。

表4 破胶液的表面张力测试

压裂破胶液表面张力、界面张力均满足SY/T 7627—2021《水基压裂液技术要求》，有助于提高压裂液返排率。

2.7 压裂液携砂性能评价

配制基液4 份，加入0.20%pH 值控制剂，取上述4份100 mL 压裂液置于4 个烧杯中，编号1～4，先分别加入0、0.01%、0.02%、0.03%破胶剂APS，2～3 中加入0.20%低温活化剂，搅拌后加入0.30%交联剂完成交联，加入20%砂比20/40 目陶粒与压裂液混合均匀后置于量筒中。将量筒放置于60 ℃恒温箱中，观测陶粒沉降情况，见图5。

图5 压裂液静态悬砂（20/40 目陶粒），从左至右依次为0、0.01%、0.02%、0.03%破胶剂APS

在60 ℃下，取现场水样配制压裂液，考察储层温度对压裂液携砂性能的影响，加入0.01%、0.02%、0.03%破胶剂APS 的压裂液中的陶粒未发生明显沉降，压裂液悬砂时间大于60 min。

2.8 岩心伤害性能评价

为了评价压裂液对岩心基质渗透率的伤害性能，选取1#岩心进行伤害实验，实验结果见表5。

表5 岩心基质渗透率伤害率测试

由表5 可以看出，该压裂液岩心基质渗透率伤害率为14.12%，远低于SY/T 7627—2021《水基压裂液技术要求》中30%的要求。

2.9 现场应用

采用处理后的返排液重配压裂液应用在L-1井中。该井压后无阻流量为42 000 m3/d，同为地质预期无阻流量的2 倍，压裂增产效果显著，达到预期效果。

3 结论

（1）压裂返排液处理方式采用预处理、pH 调节、加化学药剂絮凝沉降和过滤，实现了压裂液重配。

（2）利用返排液重配压裂液，通过室内实验及现场应用表明：W-1 压裂液的各项性能良好，对储层改造有着优异的效果，在170 s-1、60 ℃条件下，剪切120 min，黏度为224.500 mPa·s；50 ℃下破胶2 h，破胶液黏度在5.000 mPa·s 以下；表面张力为21.791 mN/m、界面张力为0.769 mN/m、防膨率85.10%；在60 ℃下，压裂液冻胶体系静态悬砂时间大于60 min，表明了该压裂液有较好的携砂性能；岩心基质渗透率伤害率为14.12%，说明W-1 压裂液具有较低的伤害特点。