鮑文輝，王杏尊，郭布民，陳磊，劉華超，李夢

（中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300459）

高溫海水基壓裂液研究及應(yīng)用

鮑文輝，王杏尊，郭布民，陳磊，劉華超，李夢

（中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300459）

通過室內(nèi)實驗研究，得到了適合海上高溫深井壓裂的高溫海水基壓裂液，其耐溫達(dá)160℃，可以用礦化度40 000 mg/L以內(nèi)的過濾海水直接配制；合成了含有羥丙基和磺酸基的耐鹽稠化劑PA-SRT，并通過核磁共振方法進(jìn)行了表征。通過使用溶解促進(jìn)劑使耐鹽稠化劑5 min內(nèi)黏度可達(dá)到最終黏度的80%，滿足連續(xù)混配裝置和增產(chǎn)作業(yè)船的使用要求。在國內(nèi)某油田153℃油井壓裂施工中成功應(yīng)用，壓裂液采用過濾海水直接配制，用液量565.2 m3，加入支撐劑39.69 m3，支撐劑質(zhì)量濃度最高為491 kg/m3。說明該高溫海水基壓裂液綜合性能達(dá)到了現(xiàn)場應(yīng)用的要求。

高溫海水基壓裂液；耐鹽稠化劑；溶解促進(jìn)劑；現(xiàn)場應(yīng)用

海上低滲油氣藏埋藏深、溫度高，部分儲層溫度高達(dá)160℃，儲層改造時需研制與之相適應(yīng)的高溫壓裂液體系。受作業(yè)載體儲液能力、淡水運輸、海況的限制，海上壓裂施工規(guī)模小，采用海水配制壓裂液可以避免對淡水的依賴，降低施工成本，擴(kuò)大施工規(guī)模。國內(nèi)高溫淡水基壓裂液主要有瓜爾膠改性物體系及合成聚合物體系［1-8］；國外海水基壓裂液主要為低溫硼交聯(lián)壓裂液體系［9］和黏彈性表面活性劑體系［10］，主要應(yīng)用于疏松砂巖壓裂防砂和低滲水平井分段壓裂中；國內(nèi)海水基壓裂液有黏彈性表面活性劑體系、瓜爾膠衍生物體系、超支化分子類體系、聚丙烯酰胺改性物體系等［11-16］。

本文研究的高溫海水基壓裂液體系，可以用礦化度40000mg/L以內(nèi)的過濾海水直接配制，耐溫可達(dá)160℃，耐鹽稠化劑攪拌5 min后黏度可達(dá)到最終黏度的80%，滿足連續(xù)混配裝置和增產(chǎn)作業(yè)船配合使用的要求。

1 海水成分對壓裂液性能的影響

海水是一種非常復(fù)雜的多組分水溶液，與淡水的主要不同點是礦化度高，離子成分復(fù)雜。通過室內(nèi)實驗，對渤海、黃海和東海海水主要離子成分進(jìn)行了分析，結(jié)果見表1。

表1 海水成分分析

從表1可以看出：海水的pH值在8左右，礦化度在33000～36000mg/L，其中主要成分為Na+，K+和Cl-，約占海水中離子總質(zhì)量濃度的93%；Ca2+質(zhì)量濃度為900～1 200 mg/L，約占海水中離子總質(zhì)量濃度的3%；Mg2+質(zhì)量濃度為1 200～1 400 mg/L，約占海水中離子總質(zhì)量濃度的4%。

一般高溫壓裂液為堿性交聯(lián)體系，Na+，K+和Cl-在堿性條件下不會生成沉淀，而Ca2+和Mg2+容易生成沉淀。這些沉淀會影響壓裂液的攜砂性能，并且會污染儲層或堵塞支撐劑充填層。Ca2+和Mg2+容易生成的難溶電解質(zhì)的溶度積（Ksp）見表2。研究表明，為了防止生成碳酸鈣、硫酸鈣、碳酸鎂、氫氧化鎂等沉淀，需要控制壓裂液的pH小于9，且壓裂液添加劑中盡可能不含碳酸根和硫酸根離子。

表2 鈣鎂離子相關(guān)難溶電解質(zhì)的溶度積

2 耐鹽稠化劑的合成與表征

2.1 耐鹽稠化劑合成

瓜爾膠是一種天然半乳甘露聚糖，具有良好的水溶性和增稠性，廣泛用作壓裂液增稠劑。對海水基壓裂液體系，除了考慮水溶性外，需要重點考慮的是稠化劑的耐鹽性能。本研究采用醚化羥基化反應(yīng)和磺化反應(yīng)，將羥丙基和磺酸基嫁接到瓜爾膠分子結(jié)構(gòu)中，合成出了耐鹽稠化劑PA-SRT。

2.2 耐鹽稠化劑表征

瓜爾膠原粉和改性瓜爾膠中元素含量變化非常小，采用核磁共振法可以表征氫環(huán)境，用來表征有機(jī)化合物中氫原子的化學(xué)環(huán)境［17］。本研究采用核磁共振圖譜法對耐鹽稠化劑的分子結(jié)構(gòu)進(jìn)行了表征。圖1和圖2分別為瓜爾膠原粉和耐鹽稠化劑的核磁共振圖。對比圖1和圖2可知：耐鹽稠化劑較瓜爾膠原粉的結(jié)構(gòu)出現(xiàn)了明顯的變化，圖2在4.84和1.03附近出現(xiàn)了2個明顯的特征峰，其中4.84處為磺酸基和羥丙基中的—OH的質(zhì)子峰，1.03處為羥丙基中的—CH3的質(zhì)子峰，說明這2個耐鹽基團(tuán)成功地接枝到了瓜爾膠的分子結(jié)構(gòu)鏈上。

圖1 瓜爾膠原粉核磁共振圖譜

圖2 耐鹽稠化劑核磁共振圖譜

3 溶解促進(jìn)劑

可通過多種方法［18-19］加快稠化劑溶解增黏速度，在保證壓裂液性能良好的同時，實現(xiàn)即配即壓的連續(xù)混配壓裂施工，可大幅提高海上壓裂作業(yè)時效。本文通過向海水中加入溶解促進(jìn)劑，控制其pH值，使溶液中H+質(zhì)量濃度增加，耐鹽稠化劑分子鏈中的羥基、磺酸基更易質(zhì)子化，阻礙了海水中陽離子在稠化劑分子鏈周圍聚集，使耐鹽稠化劑分子鏈更伸展?？疾炝?.20%～0.50%溶解促進(jìn)劑加量條件下耐鹽稠化劑的溶脹速率（見圖3）。從圖3可知，溶解促進(jìn)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.40%時，攪拌5 min可達(dá)最終黏度的80%以上。

圖3 耐鹽稠化劑的溶脹速率

4 綜合性能評價

通過優(yōu)化得到高溫海水基壓裂液體系的配方為：0.55%耐鹽稠化劑PA-SRT+0.4%溶解促進(jìn)劑PA-GP+ 1.5%螯合調(diào)節(jié)劑PA-CR+0.5%溫度穩(wěn)定劑PA-TS+ 0.3%破乳助排劑PA-DC+0.5%高溫抗鹽交聯(lián)劑PACLH+（0.01%～0.20%）破膠劑PA-GB。

根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5107—2005《水基壓裂液性能評價方法》，對壓裂液綜合性能進(jìn)行了評價，結(jié)果見表3。從表3可知：高溫海水基壓裂液體系耐溫160℃；延遲交聯(lián)時間120 s；破膠液表觀黏度2.9 mPa·s，殘渣質(zhì)量濃度283 mg/L，對巖心基質(zhì)滲透率損害率為24%。

表3 高溫海水基壓裂液綜合性能

5 現(xiàn)場應(yīng)用

在國內(nèi)某油田153℃油井壓裂施工中成功應(yīng)用，壓裂液采用過濾海水直接配制，海水pH值為8，礦化度為33 000 mg/L。其中：Ca2++Mg2+質(zhì)量濃度為2 108.7 mg/L；Cl-質(zhì)量濃度為17 484.0 mg/L；Na++K+質(zhì)量濃度為11 461.9 mg/L。配制好的壓裂液基液黏度為99 mPa·s，pH值9～10，交聯(lián)時間125 s，挑掛性能良好。壓裂施工總用液量565.2 m3，加入支撐劑39.69 m3，最高支撐劑質(zhì)量濃度491 kg/m3，說明該高溫海水基壓裂液綜合性能達(dá)到了現(xiàn)場應(yīng)用的要求。

6 結(jié)論

1）研發(fā)出耐溫160℃的高溫海水基壓裂液，可以用礦化度40 000 mg/L以內(nèi)的過濾海水直接配制。

2）合成出含有羥丙基和磺酸基的耐鹽稠化劑PASRT，并通過核磁共振進(jìn)行了表征。

3）通過溶解促進(jìn)劑使耐鹽稠化劑5 min內(nèi)達(dá)到最終黏度的80%，滿足了連續(xù)混配裝置和增產(chǎn)作業(yè)船配合使用的要求。

4）采用過濾海水直接配制壓裂液，成功應(yīng)用于國內(nèi)某油田153℃油井壓裂施工中，說明該高溫海水基壓裂液綜合性能達(dá)到了現(xiàn)場應(yīng)用的要求。

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（編輯 高學(xué)民）

Research and application of high temperature seawater-based fracturing fluid

BAO Wenhui,WANG Xingzun,GUO Bumin,CHEN Lei,LIU Huachao,LI Meng
(China Oilfield Services Limited,Tianjin 300459,China)

Based on the laboratory experiments,a high temperature seawater-based fracturing fluid for fracturing of high temperature and deep wells was studied.The fracturing fluid is resistant to temperature up to 160℃,and could be directly formulated with the filtered seawater with the mineralization of 40 000 mg/L.The salt resistant thickener called PA-SRT,which contains hydroxypropyl and sulfonic acid group,was synthesized and characterized by nuclear magnetic resonance method.The viscosity of the salt resistant thickener can reach 80%of the final viscosity within 5 minutes by using a dissolution promoter, meeting the demand of continuous mixing device and well stimulation support vessel.The seawater-based fracturing fluid was applied successfully to a well of 153℃in a domestic oilfield during fracturing construction.The fracturing fluid was prepared by filtered seawater directly,and 39.69 m3proppant had been pushed into the formation with 565.2 m3fracturing fluid,while the highest proppant concentration was 491 kg/m3.The result shows that the comprehensive performance of the high temperature seawater-based fracturing fluid meets the requirement of field application.

high temperature seawater-based fracturing fluid;salt tolerance thickener;dissolution promoter;field application

國家科技重大專項課題“大陸邊緣盆地類比與油氣成藏規(guī)律研究”（2011ZX05030-001）

TE357.1+2

A

10.6056/dkyqt201703031

2016-11-25；改回日期：2017-02-20。

鮑文輝，男，1984年生，工程師，2007年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，獲學(xué)士學(xué)位，現(xiàn)主要從事海上油氣藏增產(chǎn)技術(shù)研究與應(yīng)用工作。E-mail：baowh@cosl.com.cn。

鮑文輝，王杏尊，郭布民，等.高溫海水基壓裂液研究及應(yīng)用［J］.斷塊油氣田，2017，24（3）：434-436.

BAO Wenhui，WANG Xingzun，GUO Bumin，et al.Research and application of high temperature seawater-based fracturing fluid［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（3）：434-436.