低分子多羥基醇壓裂液的性能評價及現(xiàn)場應(yīng)用

范華波 ，劉 叢 ，周冰欣 ，于 波 ，王 堯 ，杜 昊

（1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710021；2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006；3.中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西延安 716000）

相比較常規(guī)儲層，低滲致密儲層對入井液體更加敏感，易發(fā)生難以消除的堵塞傷害，因此對壓裂液性能的要求較高[1，2]。根據(jù)前期調(diào)研可知：壓裂液稠化劑大分子和黏滯力是造成低滲致密儲層傷害的主要因素[3]。為此，開展新型稠化劑的研究，降低稠化劑相對分子質(zhì)量和壓裂液黏滯力是進(jìn)一步減小低滲致密儲層傷害的有效途徑。

長慶油田安83區(qū)塊屬超低滲透致密油藏，開采難度極大。鑒于此，針對安83區(qū)塊儲層致密、滲透率低、喉道微細(xì)等特點(diǎn)，優(yōu)選出低分子多羥基醇稠化劑PHA-1。PHA-1稠化劑含多個羥基，具有良好的水溶性、不存在水不溶物，可實(shí)現(xiàn)分子間有效交聯(lián)。此外，若在低分子多羥基醇結(jié)構(gòu)中引入適量疏水基團(tuán)，使之具有一定的表面活性，可顯著減小破膠液的流動阻力[4]。以此為基礎(chǔ)配套形成了低分子多羥基醇壓裂液體系，根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)對該體系進(jìn)行了綜合性能評價，并對安83進(jìn)行了現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)試劑與儀器

1.1.1 實(shí)驗(yàn)試劑 有機(jī)硼鈦交聯(lián)劑BTC-1，自制，工業(yè)品；多羥基醇 PHA-1、PHA-2、PHA-3、PHA-4，天津市紅巖化學(xué)試劑廠，工業(yè)品；破膠劑APS，慶陽長慶井下助劑公司，工業(yè)品；氫氧化鈉，天津市紅巖化學(xué)試劑廠，分析試劑。

1.1.2 實(shí)驗(yàn)儀器 HaakeRS300型流變儀，德國哈克公司；NDJ28S旋轉(zhuǎn)黏度儀，上海儀器廠；JJ-1型精密增力電動攪拌器，金壇市華峰儀器有限公司；PB2002-N型電子天平，上海儀器儀表廠；8510型溫度計，上海醫(yī)用儀表廠；吳茵（Warring）混調(diào)器，美國Fann儀器公司。

1.2 壓裂液凝膠的制備

稱取20 g多羥基醇PHA-1，量取1 000 mL實(shí)驗(yàn)用水，放入?yún)且鸹煺{(diào)器，高速攪拌下緩慢加入PHA-1，加料完畢后繼續(xù)攪拌1 h～2 h，直至形成均勻的溶液，在30℃恒溫水浴靜置2 h，使體系黏度趨于穩(wěn)定。

按交聯(lián)比100：3加入有機(jī)硼鈦交聯(lián)劑BTC-1，攪拌均勻后放置幾分鐘即可制得均勻、可挑掛的低分子多羥基醇壓裂液凝膠。

1.3 壓裂液性能評價方法

參照壓裂液行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY-T5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》和SYIT6376-2008《壓裂液通用技術(shù)條件》。

2 配方優(yōu)選

2.1 稠化劑篩選

篩選依據(jù)是進(jìn)一步降低稠化劑相對分子質(zhì)量，控制醇解度。相對分子質(zhì)量降低后，較短的稠化劑分子鏈長可有效降低三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的強(qiáng)度，并且通過控制醇解度，可實(shí)現(xiàn)對交聯(lián)點(diǎn)密度的控制，進(jìn)而達(dá)到降低凝膠初始黏度的目的[5]。同時，降低稠化劑相對分子質(zhì)量，控制醇解度，還可達(dá)到改善稠化劑水溶性的目的。

本文考察并評價了四種多羥基醇稠化劑PHA-1、PHA-2、PHA-3、PHA-4相對分子質(zhì)量、醇解度與凝膠交聯(lián)強(qiáng)度的關(guān)系，結(jié)果表明隨著相對分子質(zhì)量和醇解度的降低，凝膠強(qiáng)度也隨之降低（見表1）。

根據(jù)現(xiàn)場施工條件，要求稠化劑在常溫下能快速溶解，故稠化劑溶解性的高低是篩選的重要指標(biāo)。低相對分子質(zhì)量和低醇解度的PHA溶解極快，而高相對分子質(zhì)量和高醇解度PHA則溶解較慢。由此可知，溶解速度由快到慢的順序是：PHA-1＞PHA-2＞PHA-3＞P HA-4。

表1 稠化劑相對分子質(zhì)量、醇解度與凝膠交聯(lián)強(qiáng)度的關(guān)系

另外，本研究也對PHA表面張力進(jìn)行了測試，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見圖1），由此可知，單從表面活性而言：PHA-1＞PHA-2＞PHA-3＞PHA-4。

綜上所述，PHA-1由于相對分子質(zhì)量低、分子鏈短，可有效改善三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的強(qiáng)度，同時其較低的醇解度有利于控制交聯(lián)點(diǎn)密度，實(shí)現(xiàn)降低凝膠初始黏度的目的，并且結(jié)構(gòu)含有合理的親水基團(tuán)（羥基）和疏水基團(tuán)比例，具備良好的水溶性，符合表面活性劑分子結(jié)構(gòu)特征結(jié)合，因此具有更高的表面活性。本研究選用PHA-1作為低分子多羥基醇壓裂液體系的稠化劑。

圖1 部分多羥基醇的表面活性

2.2 壓裂液配方

在低分子多羥基醇壓裂液體系中，稠化劑PHA-1濃度扮演著極其重要的角色。其用量不僅決定著交聯(lián)劑的配比、交比，還對原料成本起著決定性作用，故PHA-1濃度與凝膠性能的研究具有重要意義。

通過實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，當(dāng)稠化劑用量為2%時，低分子多羥基醇壓裂液體系具有良好的延遲交聯(lián)性能、較低的初始黏度和較好的經(jīng)濟(jì)適用性。經(jīng)室內(nèi)研究，低分子多羥基醇壓裂液體系較佳的配方為：2%低分子多羥基醇PHA-1+3%有機(jī)硼鈦交聯(lián)劑BTC-1+0.01%降阻劑JZ-1+0.8%pH調(diào)節(jié)劑+1%破膠劑PJ-1。

3 性能評價

3.1 耐溫耐剪切性能

將配制好的壓裂液凝膠裝入黏度計樣品杯中進(jìn)行加熱。從30℃開始實(shí)驗(yàn)，剪切速率為170 s-1，控制升溫速度為3℃/min±0.2℃/min。在溫度達(dá)到指定溫度后，保持溫度、剪切速率不變，連續(xù)剪切凝膠，直至達(dá)到要求的剪切時間為止。

凝膠黏度隨剪切時間的變化（見圖2）：壓裂液體系在85℃、170 s-1條件下，連續(xù)剪切60 min，凝膠表觀黏度仍可保持在200 mPa·s左右，表明壓裂液體系在合適條件下，具有良好的耐溫耐剪切性能，耐溫溫度可達(dá)85℃。

3.2 黏彈性能

黏彈性是評價壓裂液性能的重要指標(biāo)，通過測定壓裂液凝膠的儲能模量G'和損耗模量G″可反映壓裂液體系的黏彈性。當(dāng)儲能模量大于損耗模量時，凝膠表現(xiàn)出較強(qiáng)的彈性[6]。一般通過小振幅振蕩實(shí)驗(yàn)來測量壓裂液凝膠的黏彈性。

凝膠的儲能模量G'、損耗模量G″與頻率變化的關(guān)系曲線圖（見圖3）。由圖3可見，總體上凝膠的G'和G″隨頻率的增大均增大。在10 Hz以下時凝膠G'＞G″，說明此時動態(tài)模量中彈性的貢獻(xiàn)超過黏性的貢獻(xiàn)，體系主要表現(xiàn)為彈性流體；在10 Hz以上時凝膠G″＞G'，表明體系動態(tài)模量中黏性的貢獻(xiàn)超過彈性的貢獻(xiàn)，體系則表現(xiàn)出黏性，且凝膠的變化曲線基本重合，呈明顯的誘導(dǎo)黏彈性過程，說明壓裂液體系黏彈性較好。

3.3 靜態(tài)懸砂性能

對壓裂液懸砂性能的衡量，目前還沒有統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)，通常用支撐劑在壓裂液中的自由沉降速度來表示。提高壓裂液的懸砂性能可以提高壓裂施工的砂比、避免施工中出現(xiàn)砂堵、改善壓裂效果[7]。

采用靜態(tài)懸砂法，在250 mL量筒中加入壓裂液凝膠和陶粒，將體系加熱到一定溫度，按20%、30%、40%比例加入陶粒，測定不同溫度下陶粒在凝膠中下沉20 cm所需的時間并計算沉降速度。結(jié)果（見表2）。由表2可見，當(dāng)砂比為40%時，60℃、70℃、80℃的凝膠沉降速度分別為0.551 8 mm/s、0.701 2 mm/s、0.782 5 mm/s，表明壓裂液體系懸砂性能良好。

圖2 低分子多羥基醇壓裂液凝膠耐溫耐剪切性能曲線

圖3 低分子多羥基醇凝膠的G'、G″與頻率變化關(guān)系

表2 不同溫度下低分子多羥基醇凝膠的懸砂性能對比

3.4 破膠性能

按照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5107-2005對壓裂液破膠性能測定的規(guī)定，為提高壓裂液的返排性能，降低對儲層的傷害，要求壓裂液在施工結(jié)束時實(shí)現(xiàn)快速徹底破膠，并且壓裂液破膠時間和裂縫閉合時間相匹配[8]。本實(shí)驗(yàn)采用APS為破膠劑，分別在60℃、70℃、80℃模擬現(xiàn)場施工加量對壓裂液體系進(jìn)行破膠實(shí)驗(yàn)。

表3 不同條件下壓裂液的破膠性能

破膠劑用量和破膠溫度對破膠性能的影響（見表3）。由表3可見，隨著溫度升高和APS用量增大，壓裂液在施工結(jié)束時破膠所需的時間縮短，破膠液黏度降低，黏度最大值為5.5 mPa·s，遠(yuǎn)低于常規(guī)胍膠破膠液黏度（8 mPa·s），符合施工要求。

3.5 破膠液殘?jiān)?/h3>

壓裂液殘?jiān)侵钙颇z后不溶于水的物質(zhì)，殘?jiān)饕獊碓词枪滔嚯s質(zhì)、稠化劑水不溶物以及壓裂液與儲層物質(zhì)作用形成的不溶物，會堵塞油層孔隙和支撐裂縫，從而降低儲層的導(dǎo)流能力和滲透率，使油井產(chǎn)能大大降低[9，10]。

低分子多羥基醇壓裂液與胍膠壓裂液破膠液性能對比（見表4）。由此可知，低分子多羥基醇壓裂液破膠液的表界面張力遠(yuǎn)低于胍膠壓裂液破膠液的表界面張力，易返排；且低分子多羥基醇壓裂液破膠后無水不溶物，無殘?jiān)?，不易造成儲層縫隙堵塞。

表4 低分子多羥基醇壓裂液與胍膠壓裂液破膠液性能對比

4 現(xiàn)場應(yīng)用

4.1 施工流程

現(xiàn)場施工采用壓裂方式為雙封選壓，施工時，將基液、交聯(lián)劑、破膠劑以及支撐劑在混砂車中混合，攪拌均勻后注入主壓車，施工工藝流程圖（見圖4）。

4.2 應(yīng)用情況

低分子多羥基醇壓裂液在安83兩口油井進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，現(xiàn)場施工壓力平穩(wěn)，攜砂性能良好，能夠滿足方案設(shè)計要求，破膠徹底，返排率達(dá)到90%以上，初期產(chǎn)量分別為20.6 t/d、23.7 t/d，達(dá)到了該區(qū)塊平均的2.0～2.5倍，增產(chǎn)效果明顯。

圖4 混砂交聯(lián)工藝流程圖

5 結(jié)論

（1）通過稠化劑體系優(yōu)化，確定了低分子多羥基醇壓裂液配方：2%低分子多羥基醇PHA-1+3%有機(jī)硼鈦交聯(lián)劑BTC-1+0.01%降阻劑JZ-1+0.8%pH調(diào)節(jié)劑+1%破膠劑PJ-1。

（2）壓裂液體系性能評價表明，低分子多羥基醇壓裂液體系具有較好的耐溫耐剪切性能、良好的黏彈性以及優(yōu)良的靜態(tài)懸砂性能。破膠液最大黏度為5.5 mPa·s，表界面張力分別為24.42 mN/m和0.87 mN/m，且破膠徹底，無殘?jiān)?，易返排，性能?yōu)于胍膠壓裂液。

（3）低分子多羥基醇壓裂液通過在安83兩口油井的現(xiàn)場應(yīng)用，壓后試油產(chǎn)量分別為20.6 t/d和23.7 t/d，為該區(qū)平均壓裂試油產(chǎn)量的2～2.5倍，改造效果明顯，表明該壓裂液體系在長慶安83區(qū)塊低滲致密儲層的適應(yīng)性良好。

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