200℃溫控低摩阻壓裂液體系研究及應(yīng)用

劉銀倉

（中國石化中原石油工程有限公司井下特種作業(yè)公司，河南濮陽 457164）

隨著油氣勘探技術(shù)的進步，具有高溫高壓特點的壓裂儲層日趨增多。中石化西北油田塔里木盆地新區(qū)順托、順南、順北區(qū)塊儲層具有“三高一深”特點：埋藏深，均在7 000～8 500 m；儲層溫度高，大部分在160℃以上，甚至達到230℃；井底延伸壓力高于150 MPa，地面施工壓力高達120 MPa，壓裂改造難度大。儲層特征及壓裂施工特點對壓裂液性能提出如下要求：（1）更優(yōu)異的耐溫耐剪切性能，滿足儲層高溫要求；（2）較長的交聯(lián)時間，滿足長井段，高排量的施工方式；（3）低基液黏度，滿足地面泵送并降低摩阻。與植物膠壓裂液相比，聚合物壓裂液具有基液黏度較低，耐溫能力較強的優(yōu)勢，成為高溫壓裂液的發(fā)展方向[1-3]。為此，本文優(yōu)選了一種耐鹽耐高溫低摩阻的聚合物作為稠化劑，研制了溫控交聯(lián)劑，優(yōu)選了黏土穩(wěn)定劑、助排劑、破膠劑等添加劑，形成一套耐溫可達200℃的溫控壓裂液體系，并成功應(yīng)用于現(xiàn)場。

1 200℃溫控壓裂液體系研究

1.1 稠化劑優(yōu)選

選擇稠化劑的原則是耐溫耐剪切性能好、相對分子質(zhì)量適中、黏彈性較弱、降阻效果好等。室內(nèi)對比了七種聚合物樣品的耐溫性能、耐鹽性能、黏彈性和降阻性能，稠化劑加量均為0.5%，結(jié)果（見表1）。由表可知，與25℃基液黏度相比，180℃、170 s-1，連續(xù)剪切50 min 后，聚合物A、B、C、E、F 黏度降低率更低；20 000 mg/L（含鈣鎂800 mg/L）礦化度下，聚合物B、C、E、F 的黏度保持率＞60%，相對較好；聚合物B、C、F黏彈性相對較弱，降阻率分別為62.10%、55.15%和56.83%；最終優(yōu)選出聚合物B 作為200℃溫控壓裂液用稠化劑。

表1 0.5%聚合物稠化劑的主要性能

1.2 溫控交聯(lián)劑研制

本研究在優(yōu)選并復(fù)配主配體的基礎(chǔ)上利用分子尺寸大小和空間位阻效應(yīng)研制了強延緩溫控交聯(lián)劑[4]。制備過程為：在四頸燒瓶中，加入水，N2保護，升溫至一定溫度，攪拌狀態(tài)下加入鋯、鈦，溶解后，加入其他配體，控制加料時間15 min 以內(nèi)，加熱至30～110℃，繼續(xù)加熱攪拌0.5～4 h，冷卻后，調(diào)整pH 至5～6，得到不同交聯(lián)劑。將交聯(lián)劑中試產(chǎn)品按同一升溫程序、不同交聯(lián)劑加量，評價交聯(lián)劑產(chǎn)品的抗溫抗剪切能力和交聯(lián)釋放性能，結(jié)果（見圖1）。

圖1 交聯(lián)劑不同釋放溫度的高溫曲線

結(jié)果分析，在185℃、170 s-1剪切100 min，黏度≥50 mPa·s，且不同交聯(lián)劑加量下，交聯(lián)劑的釋放溫度分別為40℃、80℃、100℃，說明可以通過調(diào)節(jié)交聯(lián)劑的比例控制釋放溫度，達到延緩交聯(lián)目的。

1.3 黏土穩(wěn)定劑優(yōu)選

實驗選取了KCl（1#）、小陽離子型黏土穩(wěn)定劑（2#）、高溫黏土穩(wěn)定劑（3#）及黏土穩(wěn)定劑NW-2（4#）四種黏土穩(wěn)定劑進行分析評價，測試四種黏土穩(wěn)定劑室溫和200℃老化3 d 的防膨率，結(jié)果（見表2）。優(yōu)選出高溫防膨效果最好的2#黏土穩(wěn)定劑。

表2 不同黏土穩(wěn)定劑在常溫及高溫的防膨率

1.4 助排劑優(yōu)選

為了防止壓裂液在地層中滯留產(chǎn)生液堵儲層傷害，實驗選取四個助排劑樣品，在室溫下的表面及界面張力（0.30%）及高溫老化后的數(shù)據(jù)（見表3）。

表3 助排劑常溫及老化后的檢測結(jié)果

實驗結(jié)果表明四種助排劑在常溫下檢測數(shù)據(jù)均滿足標準Q/SHCG 69-2013《壓裂酸化用助排劑技術(shù)要求》，在老化后僅有1#和3#的表面張力在32 mN/m以下，并且1#助排劑的界面張力<1 mN/m。因此，1#助排劑作為實驗用助排劑。

1.5 200℃溫控壓裂液配方

根據(jù)上述實驗結(jié)果，形成了三套壓裂液體系配方（見表4）。

表4 不同溫度下的溫控壓裂液配方

2 200℃溫控壓裂液體系性能評價

2.1 耐溫耐剪切性能

采用RS6000 流變儀，200℃溫控壓裂液配方，剪切速率170 s-1條件下測試該高溫交聯(lián)體系的流變性能（見圖2）。從結(jié)果分析，該壓裂液體系釋放溫度為100℃，并且連續(xù)剪切120 min 后黏度仍≥100 mPa·s，說明體系在壓裂施工中，不僅滿足井筒攜砂性能要求，具有良好的耐溫耐剪切性能，且降低管柱摩阻，可滿足高溫儲層長井段、大排量加砂壓裂改造需求。

圖2 200℃高溫壓裂液的剪切流變性

2.2 摩阻性能

使用SY-MZ 管路摩阻測試儀，對制備的200℃壓裂液體系進行減阻效果測試，降阻率計算參照能源行業(yè)標準NB/T 14003.1-2015《頁巖氣 壓裂液 第一部分：滑溜水性能指標及評價方法》，分別測量壓裂液和清水在12 000 s-1剪切速率下，流經(jīng)一定長度和直徑的管路時產(chǎn)生的摩阻，由此計算壓裂液的降阻性能，結(jié)果（見圖3）。

圖3 200℃溫控壓裂液的降阻性能

從結(jié)果分析，剪切速率為12 000 s-1時，清水摩阻為171.36 kPa/m，200℃配方體系摩阻為79.673 kPa/m，計算得知200℃配方體系的降阻率為53.51%，降阻性能優(yōu)良。

2.3 破膠性能

室內(nèi)參照標準SY/T 6380-2008《壓裂用破膠劑性能試驗方法》，使用200℃壓裂液配方體系，對四種不同類型的破膠劑進行篩選評價，其中A-APS；B-雙氧水；C-膠囊破膠劑；D-新型破膠劑，破膠劑加量均為0.15%（見圖4）。

由圖4 可知：新型破膠劑D 能達到理想破膠效果，180℃剪切100 min 黏度在25 mPa·s 左右。進一步優(yōu)化加量：分別為0.1%、0.12%、0.15%、0.2%，當(dāng)破膠劑D 加量為0.2%時，200℃剪切2 h 后黏度可達5 mPa·s左右，因此最終確定破膠劑加量為0.2%。

圖4 破膠劑種類的篩選

3 現(xiàn)場應(yīng)用

運用研制的200℃溫控壓裂液體系在西北油田分公司X 井和順北A 井進行了成功應(yīng)用，其中X 井最高井溫192.4℃，共注入溫控壓裂液1 300 m3，最大排量8.0 m3/min，最高施工壓力124.9 MPa；順北A 井儲層溫度180.5℃，排量6 m3/min。

由第5 和第6 階段比較可知，兩個階段油壓均為120 MPa 左右，但交聯(lián)酸階段排量為3.6～4 m3/min，壓裂液階段排量達5.5～6.5 m3/min，明顯高于前者，表現(xiàn)出良好降阻效果。

同時通過PT 壓裂軟件壓后摩阻計算分析，壓裂液排量6.0 m3/min 時，管柱摩阻為52 MPa，該體系降阻率高達62%，降阻性能良好。

第五階段正擠壓裂液和第八階段正擠交聯(lián)酸相比，油壓均為110～120 MPa，交聯(lián)酸排量為5.5～7.0 m3/min，壓裂液排量為7.2～8.0 m3/min，壓裂液排量明顯高于交聯(lián)酸，說明壓裂液降阻效果良好。

同時通過PT 壓裂軟件壓后摩阻分析，壓裂液排量在7.5 m3/min 時，管柱摩阻為81 MPa，體系降阻為61.4%，可見其優(yōu)良的降阻效果。

4 結(jié)論

（1）該壓裂液體系達到一定溫度，黏度逐漸升高，200℃、連續(xù)剪切120 min 后黏度≥100 mPa·s，說明該壓裂液具有良好的耐溫耐剪切性能，且可有效降低管柱摩阻，可滿足長井段、高溫儲層加砂壓裂改造需求。

（2）在剪切速率為12 000 s-1時，該體系的降阻率為53.51%，降阻性能良好。

（3）加入破膠劑后，200℃、連續(xù)剪切2 h，破膠液黏度小于5 mPa·s，對儲層傷害低。

（4）該200℃溫控壓裂液體系在西北油田分公司X 井和順北A 井成功應(yīng)用，壓裂液排量在6.0 m3/min和7.5 m3/min 時，降阻率分別高達62%和61.4%，降阻性能良好，在超深高溫儲層改造中具有顯著的推廣前景。