一種緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂液的研究與應用

羅兆（中石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

近年來由于完井裝備和地面設(shè)備的限制，各類高壓、超深或致密油氣藏的壓裂措施受到挑戰(zhàn)。壓裂液是水力壓裂技術(shù)的重要組成部分，壓裂液的性能好壞直接影響壓裂施工的成功率和效果［1］。常規(guī)壓裂液的密度較低，不能滿足異常高壓、超深或致密油氣藏壓裂施工的需要，因此有必要開展緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂液體系的研究，以滿足勘探開發(fā)的需要。

1 試驗部分

1.1 主要藥劑與儀器

1）主要試驗藥品 瓜爾膠（一級，中國石油化學昆山公司）；檸檬酸（烏魯木齊廣瑞源商貿(mào)有限公司）；KW－1助排劑（克拉瑪依中太公司）；YGB有機硼交聯(lián)劑（新疆油田公司工程技術(shù)研究院中試廠）；HT有機鋯交聯(lián)劑（新疆油田公司工程技術(shù)研究院中試廠）；片堿（NaOH）（Ⅱ類優(yōu)等品，哈密雙合堿業(yè)有限公司）；膠囊破膠劑（東營金珠石油化工有限責任公司）。

2）主要儀器 RS600高溫高壓流變儀（德國Haake公司）；品氏毛細管黏度計（上海石油儀器廠）；恒溫水浴箱（金壇市恒豐儀器制造有限公司）；密度計（上海醫(yī)聯(lián)控溫儀器廠）；電子天平（梅特勒－托利多儀器（上海）有限公司）；電熱鼓風干燥箱（上海博訊實業(yè)有限公司醫(yī)療設(shè)備廠）。

1.2 試驗方法

試驗方法參照SY／T 5107—2005《水基壓裂液性能評價方法》和SY／T 6216—1996《壓裂用交聯(lián)劑性能試驗方法》。

2 結(jié)果與討論

2.1 加重劑的調(diào)研及優(yōu)選

提高壓裂液的密度是降低井口施工壓力的有效途徑，國內(nèi)外以前多采用溴化鈉進行加重，該加重劑最高可加重到1.5g／cm3，但由于溴化鈉對環(huán)境污染大且成本過高，現(xiàn)使用較少?，F(xiàn)國內(nèi)多采用KCl或NaCl加重，而KCl加重的壓裂液最大密度為1.18g／cm3，提供的液柱壓力有限［2］。針對以上現(xiàn)狀，筆者研究了一種適合異常高壓、超深或致密油氣藏壓裂改造的新型緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂液的加重劑——NX－1，不同質(zhì)量分數(shù)下的NX－1密度見表1。

2.2 緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂液耐溫耐剪切性能評價

壓裂液的耐溫耐剪切性能反映了流體耐溫與抗剪切的能力。性能優(yōu)良的壓裂液應在使用溫度、長時間的高速剪切下保持較高的黏度，以滿足施工過程中攜砂的需要。用自來水配制質(zhì)量分數(shù)為44.4%NX－1鹽水，再分別加入0.025%檸檬酸、0.55%瓜爾膠和1%KW－1助排劑，溶解膨脹4h后，加入0.2%YGB有機硼交聯(lián)劑、0.2%HT有機鋯交聯(lián)劑和0.05%NaOH，該配方壓裂液交聯(lián)時間為145s。待形成凍膠后，測定凍膠在150℃下的耐溫、耐剪切能力，試驗結(jié)果見圖1。

表1 不同質(zhì)量分數(shù)下的NX－1密度

由圖1可知，緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂 液 在 150℃、170s－1的 條 件 下 剪 切90min黏度仍然保持在120mPa·s以上。該壓裂液突破了常規(guī)KCl或NaCl加重壓裂液最高只能加重到1.18g／cm3的技術(shù)瓶頸，且成本低廉，對環(huán)境無污染，完全可以滿足150℃以下的高溫高閉合應力致密儲層的壓裂加砂改造。

圖1 緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂液150℃剪切曲線

2.3 緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂液破膠性能研究

壓裂過程中，壓裂井井筒以及裂縫溫度是不斷變化的，而壓裂液性能對溫度變化非常敏感。在滿足壓裂液攜砂性能的同時，通過控制破膠劑用量，使破膠時間縮短，破膠更徹底，有利于破膠液的快速返排，減少對儲層的傷害。壓裂液配方在不同條件下的破膠水化性能，如表2﹑3所示。

表2 緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂液97℃水浴破膠

表3 緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂液130℃烘箱破膠

試驗結(jié)果表明緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂液較難破膠，因此，應適當增加膠囊的用量，避免因破膠劑的加入影響壓裂液流變性能，確保壓后壓裂液能徹底水化破膠，減小對儲層及支撐裂縫的傷害。為了保證緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂液施工過程中的黏度保持及壓后快速破膠，建議在施工過程中采用階段加膠囊破膠劑的方法。西湖1井壓裂施工中膠囊破膠劑質(zhì)量分數(shù)見圖2。

2.4 緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂液現(xiàn)場應用情況

緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂液自開發(fā)出來已在新疆油田現(xiàn)場應用8井次，成功率100%，見表4。

新疆油田重點風險探井西湖1井采用緩交聯(lián)高溫高密度壓裂液（1.21g／cm3）現(xiàn)場順利加完設(shè)計所用40m3覆膜陶粒，破膠良好，該井為截至目前新疆油田開展壓裂工作以來所遇見破裂油管壓力最大（118MPa）、井底溫度最高（140.0℃）、改造井深最大（6139.0～6160.0m）的一口井。

圖2 西湖1井壓裂施工中膠囊破膠劑加量圖

表4 緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂液施工統(tǒng)計

3 結(jié)論

1）報道了一種能耐溫達150℃，密度達1.365g／cm3的緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂液，該壓裂液在150℃、170s－1的條件下剪切90min黏度仍然保持在120mPa·s以上，突破了常規(guī)KCl或NaCl加重壓裂液最高只能加重到1.18g／cm3的技術(shù)瓶頸，且該壓裂液成本低廉，對環(huán)境無污染。

2）緩交聯(lián)耐高溫加重壓裂液自開發(fā)出以來現(xiàn)場應用8井次，無一口井出現(xiàn)砂堵，施工成功率100%。

3）針對西湖1井井溫高的難點，經(jīng)過室內(nèi)試驗分析，現(xiàn)場首次成功采用了階段加膠囊破膠劑的方法，該井為截至2013年新疆油田公司開展壓裂工作以來所遇見破裂油管壓力最高（118MPa）、井底溫度最高（140.0℃）、改造井深最大（6139.0～6160.0m）的一口井。

［1］景步宏，虞建業(yè) .耐高溫低摩阻低傷害壓裂液的研究 ［J］.鉆采工藝，2010，33（3）：101～105.

［2］程興生，張福祥，徐敏杰，等 .低成本加重瓜膠壓裂液的性能與應用 ［J］.石油鉆采工藝，2011，33（2）：91～93.