高溫水配制壓裂液技術(shù)研究與現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

王紅科 ，劉音，何武，周廣龍，盧偉，靳劍霞，劉雨晨，李興寶

（1.渤海鉆探工程技術(shù)研究院，天津 300280；2.渤海鉆探井下技術(shù)服務(wù)分公司，天津 300280；3.中國石油工程項(xiàng)目管理公司天津設(shè)計(jì)院，天津 300457；4.長慶油田第二采氣廠，陜西榆林 716000）

浙江油田蘇北盆地阜二段儲(chǔ)層原油黏度平均為2.35 mPa·s，具有高凝固點(diǎn)、不含瀝青質(zhì)和低含硫的特點(diǎn)。地面原油的密度平均為0.868 g/cm3，黏度（50 ℃）平均為32.99 mPa·s，含硫量平均為0.22%，凝固點(diǎn)為38～43 ℃，析蠟溫度為53～61 ℃；儲(chǔ)層有效孔隙度平均為3.8%，滲透率平均為0.02 mD，具有超低滲高凝油特點(diǎn)。在壓裂改造過程中，采用常溫水配制壓裂液會(huì)使油層溫度降低，對(duì)原油造成冷傷害，發(fā)生不可逆的原油析蠟反應(yīng)[1-2]。高溫水配制熱壓裂液技術(shù)是解決地層冷傷害的理想手段，它是利用70 ℃的高溫水配制壓裂液體系，并進(jìn)行目的層的壓裂改造。筆者依據(jù)蘇北盆地阜二段儲(chǔ)層特征，開展了高溫水配制熱壓裂液技術(shù)研究工作，并進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。結(jié)果表明，該技術(shù)能有效地提高超低滲高凝油儲(chǔ)層的壓裂開采效果。

1 壓裂冷傷害控制優(yōu)化

蘇北盆地阜二段原油屬于高凝油，其凝固點(diǎn)為38～43 ℃、析蠟溫度為53～61 ℃。分別模擬20和70 ℃的壓裂液對(duì)解除地層冷傷害的影響。由此可知，壓裂液溫度為20 ℃時(shí)，模擬260 m 縫長條件下，離縫口125 m 范圍裂縫內(nèi)溫度低于原油析蠟溫度，原油冷傷害很難解除；當(dāng)壓裂液溫度提高到70 ℃時(shí)，模擬260 m 縫長條件下，裂縫內(nèi)溫度均高于原油析蠟溫度，順利解除原油冷傷害，因此優(yōu)化入井壓裂液溫度要大于70 ℃。

2 高溫水配制瓜膠壓裂液

2.1 瓜膠在高溫水中的分散機(jī)理

羥丙基瓜膠在高溫水中很難均勻分散，導(dǎo)致基液黏度降低[3]，因此需要在壓裂液中加入表面活性劑、溫度穩(wěn)定劑和分散劑等組成的復(fù)合分散穩(wěn)定劑，以提高羥丙基瓜膠在熱水中的分散性，形成水溶性聚合物的高溫水相懸浮體系。該體系中高溫水為載體，表面活性劑吸附在瓜膠的表面，控制勢(shì)能，分散劑和溫度穩(wěn)定劑控制懸浮體系的沉降平衡，最終使懸浮液達(dá)到穩(wěn)定，避免體系出現(xiàn)“水包粉”的現(xiàn)象。

1）分散劑?？捎酶邷厮渲乒夏z壓裂液，但壓裂液中通常需添加白油或石蠟，并加入少量極性溶劑，增加瓜膠在高溫水中的分散性[4-5]。

2）表面活性劑。表面活性劑吸附在瓜膠顆粒的表面：①可降低瓜膠分子之間的親和力，優(yōu)化瓜膠與高溫水接觸時(shí)的初始分散度，避免瓜膠分子在熱運(yùn)動(dòng)過程中出現(xiàn)結(jié)塊和表面膠結(jié)現(xiàn)象；②可影響高溫水、油和瓜膠3 者之間的相互作用，可驅(qū)離瓜膠表面的油，促進(jìn)高溫水分子與瓜膠充分接觸，從而加速瓜膠分子的溶脹，有助于瓜膠均勻穩(wěn)定地分散在高溫水中[6-9]。

3）溫度穩(wěn)定劑。溫度穩(wěn)定劑在高溫水中形成亞穩(wěn)定的三維網(wǎng)絡(luò)體系，可維系高溫水中瓜膠的穩(wěn)定，使瓜膠顆粒的沉降速率減小，從而提高高溫水中瓜膠的分散性和穩(wěn)定性[10-11]。

2.2 高溫水配制羥丙基瓜膠壓裂液配方優(yōu)化

由圖1 可知，基液黏度隨分散劑加量的增加而增大，當(dāng)加量到0.2%時(shí)，基液黏度保持在50 mPa·s 以上，石蠟/甲醇（質(zhì)量比為29∶1）效果更好，加量為0.2%；由圖2 可知，基液黏度隨著穩(wěn)定劑加量增加而增大，增加到0.02%時(shí)，基液黏度保持在50 mPa·s 以上，穩(wěn)定劑A1 效果更好，加量為0.02%；由圖3 可知，基液黏度隨著表面活性劑加量增加而增大，加量增加到0.025%時(shí)，基液黏度保持在50 mPa·s 以上，OP-10 效果更好。因此確定分散穩(wěn)定復(fù)合劑的配方為：0.2%石蠟/甲醇+0.02%穩(wěn)定劑A1+0.025% OP-10。由圖4可知，加入復(fù)合分散穩(wěn)定劑后，基液黏度變化不大，在2.5 d 后依然可保持在55 mPa·s 左右，說明復(fù)合分散穩(wěn)定劑可使羥丙基瓜膠在高溫水中均勻分散，保障基液黏度。確定高溫水配制瓜膠壓裂液基液配方為。

0.4%羥丙基瓜膠+復(fù)合分散穩(wěn)定劑+0.2%純堿+0.5%助排劑+0.3%防膨劑+0.15%殺菌劑+高溫水（交聯(lián)劑為有機(jī)硼交聯(lián)劑，交聯(lián)比為100∶0.3）

圖1 不同加量分散劑對(duì)壓裂液黏度的影響

圖2 不同加量穩(wěn)定劑對(duì)壓裂液黏度的影響

圖3 不同加量表面活性劑對(duì)壓裂液黏度影響

圖4 加入復(fù)合分散穩(wěn)定劑后基液黏度隨時(shí)間的變化

2.3 高溫水配制羥丙基瓜膠壓裂液的性能

2.3.1 溫度對(duì)壓裂液表觀黏度和溶脹時(shí)間的影響

由圖5 可知，高溫水配液溫度越高，羥丙基瓜膠的表觀黏度值越低。這是因?yàn)楦邷厮苊浧茐牧肆u丙基瓜膠的部分糖鏈基團(tuán)，加速了部分羥丙基瓜膠發(fā)生了團(tuán)簇現(xiàn)象，導(dǎo)致部分瓜膠未充分釋放其黏度，因此高溫水配液溫度越高，羥丙基瓜膠的表觀黏度反而越低。高溫水配液時(shí)溫度越高，羥丙基瓜膠溶脹時(shí)間越短，這是因?yàn)楦邷厮涌炝斯夏z分子間的熱運(yùn)動(dòng)和碰撞速度，使得瓜膠基團(tuán)溶解速度提高了。雖然瓜膠分子的溶脹速度快、溶脹時(shí)間短，但是高溫水配液過程中加速了瓜膠分子間的相互碰撞，對(duì)釋放黏度是不利的，因此高溫水配液溶脹瓜膠時(shí)應(yīng)該加一些分散劑來抑制團(tuán)簇的生成。

2.3.2 高溫水配液中溫度對(duì)羥丙基瓜膠壓裂液剪切黏度的影響

由圖6 可知，常溫水配制壓裂液時(shí)，隨配液水溫度的升高，羥丙基瓜膠壓裂液的剪切黏度逐漸降低。這是因?yàn)榧羟叙ざ仁且后w分子內(nèi)摩擦的量度，配液水溫度越高，帶來的分子熱運(yùn)動(dòng)速度越高，剪切應(yīng)力不變的情況下，剪切黏度自然會(huì)降低[12]。

圖6 高溫水配液溫度對(duì)羥丙基瓜膠剪切黏度的影響

2.3.3 溫度對(duì)壓裂液懸砂時(shí)間的影響

由圖7 可知，隨溫度的升高，懸砂時(shí)間變短，這是因?yàn)榕湟簻囟仍礁?，分子熱運(yùn)動(dòng)速度越高，剪切黏度會(huì)降低，液體黏度是懸浮砂子的關(guān)鍵因素，黏度高，砂子懸浮時(shí)間就長，反之，懸浮砂子時(shí)間就短?？芍湟簻囟忍?，不利于懸砂。由于懸砂時(shí)間短，很容易在近井筒地帶造成近井脫砂現(xiàn)象。但在70 ℃時(shí)，懸砂時(shí)間保持在40 min 左右，能夠滿足現(xiàn)場(chǎng)施工需求[13]。

圖7 高溫水配液溫度對(duì)羥丙基瓜膠壓裂液懸砂時(shí)間的影響

2.3.4 溫度對(duì)壓裂液破膠性能的影響

考察高溫水配液時(shí)溫度對(duì)羥丙基瓜膠壓裂液破膠性能的影響，結(jié)果見表1。由表1 可知，常溫水和高溫水配制壓裂液時(shí)，羥丙基瓜膠壓裂液的破膠黏度均在2.35 mPa·s 左右，符合壓裂施工要求，高溫水配液時(shí)溫度對(duì)破膠黏度無不利影響；破膠殘?jiān)夹∮?50 mg/L，符合壓裂施工中的較低殘?jiān)螅f明高溫水配制壓裂液體系不會(huì)對(duì)裂縫和導(dǎo)流通道造成二次污染。從破膠殘?jiān)祦砜?，高溫水配制壓裂液的破膠殘?jiān)孕∮诔厮渲茐毫岩旱臍堅(jiān)f明高溫水配制壓裂液返排液的返排率可能會(huì)高一些，減少了殘?jiān)鼩埩粼诘貙?；采用常溫水和高溫水配液時(shí)，羥丙基瓜膠壓裂液的巖心傷害率均小于30%，從巖心傷害率的數(shù)值上看，高溫水配液對(duì)巖心無不利影響[14]。

表1 溫度對(duì)壓裂液破膠性能的影響

2.3.5 溫度對(duì)壓裂液破膠液表面張力和界面張力的影響

高溫水配液時(shí)，分子熱運(yùn)動(dòng)會(huì)加劇，動(dòng)能增強(qiáng)，分子間引力減弱，從而使液體分子內(nèi)部到表面所需要的能量減少，溫度升高與表面層相鄰的兩相密度差變小，因此，表面張力會(huì)隨著溫度的升高而減??；液體與液體相互接觸所需要的能量就越少，因此界面張力也會(huì)隨著溫度的升高而減小。但是由于高溫水配液使羥丙基瓜膠溶脹，使瓜膠分子部分鍵斷掉，其分子量也會(huì)下降，導(dǎo)致表面張力和界面會(huì)相應(yīng)地增加。由圖8 可知，即使是80 ℃高溫水配制壓裂液，其破膠液表面張力依然保持在26 mN/m 左右，界面張力保持在0.65 mN/m，滿足現(xiàn)場(chǎng)施工要求[15]。

圖8 高溫水配液溫度對(duì)羥丙基瓜膠壓裂液破膠液表面張力和界面張力的影響

2.3.6 高溫水配制壓裂液耐溫耐剪切性能

預(yù)測(cè)阜二段地層溫度為110 ℃，考察了高溫水配制的羥丙基瓜膠壓裂液耐溫耐剪切性能，結(jié)果見圖9。可知，常溫水和70 ℃熱水配制的羥丙基瓜膠壓裂液在分別剪切100 min 后，常溫水配制壓裂液黏度略高于70 ℃熱水配制的壓裂液黏度，但均大于50 mPa·s，達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)要求，滿足現(xiàn)場(chǎng)施工[15]。

圖9 70 ℃熱水配制羥丙基瓜膠壓裂液流變曲線

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

采用70 ℃高溫水配制壓裂液技術(shù)對(duì)蘇北盆地吉X 井35#層進(jìn)行壓裂施工，現(xiàn)場(chǎng)準(zhǔn)備2 個(gè)600 m3可保溫軟體罐，用來儲(chǔ)備高溫水，現(xiàn)場(chǎng)按設(shè)計(jì)完成加砂，壓后產(chǎn)油量為6.8 m3/d，是常溫水配制壓裂液壓后產(chǎn)油量的2 倍，高溫水配液降低了儲(chǔ)層冷傷害，壓裂效果良好，見圖10。

圖10 蘇北盆地吉X 井35#層現(xiàn)場(chǎng)施工曲線

4 結(jié)論

1.蘇北盆地阜二段儲(chǔ)層原油具有高凝固點(diǎn)、不含瀝青質(zhì)、低含硫的特點(diǎn)，常溫水配制壓裂液易發(fā)生原油析蠟反應(yīng)，造成儲(chǔ)層冷傷害，影響壓裂效果，采用高溫水配制壓裂液技術(shù)可避免儲(chǔ)層冷傷害，提高壓裂開采效果。

2.通過對(duì)瓜膠在高溫水中分散機(jī)理的研究，分析了高溫水配液時(shí)，溫度對(duì)瓜膠壓裂液表觀黏度、溶脹時(shí)間、剪切黏度、懸砂時(shí)間、破膠液黏度、巖心傷害等性能影響，形成了高溫水配制壓裂液技術(shù)，現(xiàn)場(chǎng)施工采用70 ℃高溫水配制壓裂液，施工順利，壓后產(chǎn)油量為6.8 m3/d，是常溫水配制壓裂液壓后產(chǎn)油量的2 倍，增產(chǎn)效果良好。