徐 斌

(國家管網(wǎng)集團(tuán)北方管道有限責(zé)任公司大連輸油氣分公司，遼寧 大連 116601)

近年來，海上低滲油氣資源的勘探與開發(fā)受到越來越多的關(guān)注，水力壓裂技術(shù)作為一項(xiàng)重要的增產(chǎn)措施被廣泛應(yīng)用于低滲透油氣儲層，并取得了顯著的效果。而對于海上高溫低滲油氣田的開發(fā)，由于受到平臺空間、地層溫度、作業(yè)環(huán)境以及作業(yè)成本等因素的影響，導(dǎo)致難以開展大規(guī)模的壓裂施工作業(yè)[1-4]。陸上壓裂施工時通常采用淡水配制壓裂液，而海上平臺淡水資源則比較匱乏。因此，為滿足海上高溫低滲油氣田壓裂施工的需要，研究耐高溫的海水基壓裂液體系就顯得十分有必要。

由于海水的礦化度通常較高，并含有較多的二價(jià)金屬陽離子，嚴(yán)重影響壓裂液體系中稠化劑的溶解，容易導(dǎo)致稠化劑分子聚集，無法形成舒展的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，影響稠化劑與交聯(lián)劑的交聯(lián)作用，降低壓裂液體系的耐溫性能[5-9]。目前，用于高溫淡水基壓裂液體系的稠化劑主要為胍膠、改性胍膠以及合成聚合物等，但應(yīng)用于海水基壓裂液體系時，以上稠化劑大多存在溶脹性差、交聯(lián)程度低以及耐溫性能差等缺點(diǎn)[10-14]。而適用于高溫海水基壓裂液體系稠化劑大多處于室內(nèi)研究階段，現(xiàn)場應(yīng)用的報(bào)道不多[15-20]。為此，筆者以丙烯酰胺、丙烯酸、N-乙烯基吡咯烷酮和長鏈季銨鹽陽離子單體為主要原料，制備了一種新型兩性離子型聚合物稠化劑CHY-2，并以此為主要處理劑，研制了一種適合海上油田的耐高溫高礦化度海水基壓裂液體系，室內(nèi)評價(jià)了其綜合性能，成功在渤海灣某油田開展了現(xiàn)場應(yīng)用試驗(yàn)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 主要材料和儀器

丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、長鏈季銨鹽陽離子單體(TES11)、過硫酸銨、亞硫酸氫鈉、氫氧化鈉，分析純，國藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司；交聯(lián)劑JLY-1、黏土穩(wěn)定劑WDY-2、助排劑ZPY-3、離子穩(wěn)定劑LZY-1、殺菌劑SJY-11，實(shí)驗(yàn)室自制；陶粒(粒徑為0.425～0.500 mm)，江西佳利生化高科有限公司；過濾海水，取自渤海灣海域；不同礦化度模擬水，實(shí)驗(yàn)室配制(離子組成見表1)；儲層天然巖心，取自渤海灣某油田儲層段。

哈克RS6000型流變儀，上海力晶科學(xué)儀器有限公司；ZNN-D6B型六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，青島恒泰達(dá)機(jī)電設(shè)備有限公司；GGS71型高溫高壓濾失儀，青島森欣機(jī)電設(shè)備有限公司；7012S型混合攪拌器，北京中西華大科技有限公司；JYW-200A型全自動表面張力儀，承德鼎盛試驗(yàn)機(jī)檢測設(shè)備有限公司；高溫高壓巖心流動實(shí)驗(yàn)裝置，海安縣石油科研儀器有限公司。

表1 海水及不同礦化度模擬水的離子組成

1.2 新型稠化劑CHY-2的制備

新型稠化劑CHY-2的制備采用水溶液聚合法，即將單體和引發(fā)劑均溶解于水溶液中，在水溶液狀態(tài)下進(jìn)行聚合反應(yīng)。具體步驟為：按一定的質(zhì)量比稱取丙烯酰胺AM、丙烯酸AA、N-乙烯基吡咯烷酮NVP和長鏈季銨鹽陽離子單體TES11溶于蒸餾水中，攪拌使其充分溶解，調(diào)節(jié)水浴溫度至40 ℃，加入氫氧化鈉溶液調(diào)節(jié)pH值至9左右，然后通入氮?dú)獬?，再加入過硫酸銨-亞硫酸氫鈉作(質(zhì)量比為1∶1)為引發(fā)劑開始聚合反應(yīng)，溫度控制在40 ℃，在通氮?dú)獾那闆r下反應(yīng)4 h后，繼續(xù)升高溫度至65 ℃，再繼續(xù)反應(yīng)3 h，將產(chǎn)品進(jìn)行烘干、粉碎即為新型稠化劑CHY-2最終產(chǎn)物。

1.3 壓裂液體系配方及實(shí)驗(yàn)方法

1.3.1 海水基壓裂液體系配方

以制備的新型稠化劑CHY-2為主要處理劑，通過其他處理劑的研制及優(yōu)選評價(jià)，建立了一套耐高溫高礦化度海水基壓裂液體系，具體配方為：0.8%稠化劑CHY-2+0.5%交聯(lián)劑JLY-1+0.3%黏土穩(wěn)定劑WDY-2+0.5%助排劑ZPY-3+0.2%離子穩(wěn)定劑LZY-1+0.1%殺菌劑SJY-11。

1.3.2 海水基壓裂液配制方法

量取一定體積的過濾海水于攪拌器中，在1 000 r/min的攪拌條件下按比例加入新型稠化劑CHY-2，攪拌10 min后繼續(xù)按比例加入黏土穩(wěn)定劑WDY-2、助排劑ZPY-3、離子穩(wěn)定劑LZY-1和殺菌劑SJY-11，繼續(xù)在1 000 r/min的條件下攪拌10 min即得海水基壓裂液基液，然后再按比例加入交聯(lián)劑JLY-1溶液于壓裂液基液中，調(diào)整轉(zhuǎn)速至500 r/min繼續(xù)攪拌5 min，即配制成海水基壓裂液。

1.3.3 海水基壓裂液體系性能評價(jià)方法

室內(nèi)按照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5107—2016《水基壓裂液性能評價(jià)方法》和SY/T 5185—2016《礫石充填防砂水基攜砂液性能評價(jià)方法》中的規(guī)定，對上述海水基壓裂液體系的綜合性能進(jìn)行評價(jià)，包括耐溫耐剪切性能、抗鹽性能、靜態(tài)濾失性能、懸砂性能、破膠性能以及對巖心滲透率的傷害性能。

2 結(jié)果與討論

2.1 耐溫耐剪切性能

使用哈克RS6000型流變儀在溫度為160 ℃，剪切速率為170 s-1的條件下評價(jià)了海水基壓裂液體系的耐溫耐剪切性能，實(shí)驗(yàn)時間為120 min，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。

圖1 海水基壓裂液體系耐溫耐剪切曲線

由圖1結(jié)果可以看出，當(dāng)溫度升高至160 ℃時，海水基壓裂液體系仍具有較高的黏度值，在170 s-1的剪切速率下連續(xù)剪切120 min后，壓裂液體系的黏度值仍能維持在100 mPa·s以上，滿足SY/T 5107—2016的要求(>50 mPa·s)，說明研制的海水基壓裂液體系具有良好的耐溫耐剪切性能。這是由于耐高溫高礦化度海水基壓裂液體系屬于一種物理締合型壓裂液，新型稠化劑CHY-2和交聯(lián)劑JLY-1中的部分基團(tuán)能夠通過分子間的疏水締合作用形成穩(wěn)定的交聯(lián)網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，這種結(jié)構(gòu)具有良好的可逆性，從而使其具有較好的耐溫、耐剪切性能。

2.2 抗鹽性能

在1.3.2中海水基壓裂液基液配制時將海水替換為蒸餾水和不同礦化度的模擬水(見表1)，然后將壓裂液基液160 ℃下老化24 h后，使用六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測定其表觀黏度值，以此考察壓裂液基液的抗鹽性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。

圖2 海水基壓裂液基液黏度隨礦化度的變化關(guān)系

由圖2可以看出，當(dāng)?shù)V化度小于35 000 mg/L時，礦化度升高對黏度值的影響不大，當(dāng)?shù)V化度大于35 000 mg/L時，隨著礦化度的升高，海水基壓裂液基液的黏度有所下降，但降低幅度不大，當(dāng)?shù)V化度為105 000 mg/L時，黏度仍能保持在75 mPa·s以上，說明研究的海水基壓裂液基液具有良好的抗鹽性能。這是由于合成的新型稠化劑CHY-2屬于兩性離子型聚合物，其分子鏈上同時具有一定量的陰、陽離子基團(tuán)，能夠減弱溶液中鹽離子對聚合物分子的影響，使其分子結(jié)構(gòu)在高礦化度鹽水仍能保持較高的舒展程度，從而提高其抗鹽性能。

2.3 靜態(tài)濾失性能

使用高溫高壓濾失儀評價(jià)了海水基壓裂液體系的靜態(tài)濾失系數(shù)，實(shí)驗(yàn)溫度為90～160 ℃，實(shí)驗(yàn)壓力為3.5 MPa，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 海水基壓裂液體系靜態(tài)濾失性能

由表2可以看出，隨著實(shí)驗(yàn)溫度的不斷升高，海水基壓裂液體系的靜態(tài)濾失系數(shù)逐漸增大，當(dāng)溫度為160 ℃時，靜態(tài)濾失系數(shù)為0.51×10-3m/min1/2，滿足SY/T 6376—2008《壓裂液通用技術(shù)條件》的要求，說明研制的耐高溫高礦化度海水基壓裂液體系的濾失性能較好，能夠滿足海上油田壓裂施工的要求。

2.4 懸砂性能

參照SY/T 5185—2016，分別測定了單顆粒陶粒和不同砂比條件下陶粒支撐劑在不同溫度下老化后的海水基壓裂液體系中的沉降速度，以此評價(jià)壓裂液體系的懸砂性能，實(shí)驗(yàn)用陶粒粒徑為0.425～0.500 mm，海水基壓裂液老化溫度為90、120、140和160 ℃，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3。

圖3 陶粒在海水基壓裂液中的沉降速度

由圖3可以看出，海水基壓裂液體系的老化溫度越高，支撐劑陶粒在其中的沉降速度越大，當(dāng)老化溫度為160 ℃時，單顆粒陶粒的沉降速度為0.068 mm/s，而10%砂比、20%砂比和30%砂比條件下沉降速度分別為0.016、0.023和0.029 mm/s。根據(jù)文獻(xiàn)[21]報(bào)道，單顆支撐劑在壓裂液體系中的沉降速度小于0.08 mm/s時，壓裂液即具有良好的懸砂能力。由此可以看出，研制的耐高溫高礦化度海水基壓裂液體系具有較好的懸砂性能，能夠滿足海上油田壓裂施工的需要。

2.5 破膠性能

在海水基壓裂液體系中加入不同加量的破膠劑過硫酸銨，將壓裂液體系置于不同溫度下進(jìn)行破膠實(shí)驗(yàn)，測定不同破膠時間后壓裂液的黏度值、破膠液的表面張力以及殘?jiān)?，以此評價(jià)壓裂液體系的破膠性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。

由表3可以看出，在160 ℃和140 ℃實(shí)驗(yàn)條件下，當(dāng)破膠劑加量為0.03%時，壓裂液體系2 h就可以達(dá)到完全破膠。而在120 ℃和90 ℃實(shí)驗(yàn)條件下，當(dāng)破膠劑加量為0.03%時，壓裂液體系完全破膠則需要3 h，破膠時間均能滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的要求。不同溫度下壓裂液體系完全破膠后的表面張力和殘?jiān)孔兓淮?，表面張力均?5 mN/m以下，這有助于壓裂液破膠后的快速返排，殘?jiān)烤?0 mg/L以下，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求的600 mg/L，能夠有效降低壓裂液殘?jiān)鼘Φ貙訋淼亩氯麚p害。

表3 海水基壓裂液體系破膠性能

2.6 對巖心的傷害性能

室內(nèi)采用高溫高壓巖心流動實(shí)驗(yàn)裝置評價(jià)了海水基壓裂液破膠液對目標(biāo)儲層基質(zhì)巖心滲透率的傷害情況，儲層巖心巖性主要為細(xì)砂巖，巖石礦物組分主要以石英和長石為主，其中石英含量在50%～75%，長石包括鉀長石和斜長石，含量在10%～25%，黏土礦物含量在10%左右(具體組成見表4)。實(shí)驗(yàn)流體為2.5中破膠溫度為160 ℃、破膠劑加量為0.03%、破膠時間為2 h時的破膠液，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。

表4 儲層巖心黏土礦物含量分析結(jié)果

表5 海水基壓裂液破膠液對巖心的傷害性能

由表5可見，海水基壓裂液破膠液對儲層巖心的滲透率傷害率小于10%，傷害率較低，這是由于壓裂液體系破膠后的殘?jiān)枯^小，并且使用海水配制壓裂液不會與儲層流體產(chǎn)生不配伍現(xiàn)象，從而避免對儲層造成嚴(yán)重的傷害。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

使用耐高溫高礦化度海水基壓裂液體系在渤海灣某油田X-11井進(jìn)行了現(xiàn)場壓裂施工試驗(yàn)，X-11井壓裂施工井段為3 901.2～3 910.1 m，儲層溫度達(dá)到155 ℃左右。其中壓裂液配制用水為過濾海水，壓裂液基液黏度為96 mPa·s，交聯(lián)時間為130 s，交聯(lián)狀態(tài)較好。該井壓裂施工過程中共計(jì)注入壓裂液402.3 m3，平均施工排量為4.6 m3/min，最高施工壓力為61.3 MPa，累計(jì)加砂41.5 m3，平均砂比為23.6%，壓裂液降阻率為72.6%，X-11井的具體施工曲線見圖4。該井整體壓裂施工過程順利，開井正常返排，返排液破膠性能較好，返排率達(dá)到75%以上，返排液黏度為1.92 mPa·s，表面張力為26.1 mN/m，殘?jiān)繛?5.6 mg/L。生產(chǎn)初期實(shí)現(xiàn)了自噴排液，目前日產(chǎn)液量達(dá)到35.8 m3，日產(chǎn)油量18.3 t，取得了較為明顯的壓裂增產(chǎn)效果。

圖4 X-11井壓裂施工曲線

4 結(jié) 論

通過水溶液聚合法合成了一種新型稠化劑CHY-2，并以此為主要處理劑，配合交聯(lián)劑等其他處理劑構(gòu)建了一套耐高溫高礦化度海水基壓裂液體系。該體系具有良好耐溫耐剪切性能、抗鹽性能、懸砂性能、濾失性能以及破膠性能，并且破膠液對儲層天然巖心的基質(zhì)滲透率傷害程度較小，能夠滿足海上油田壓裂施工的需求。該海水基壓裂液現(xiàn)場配制狀態(tài)較好，X-11井壓裂施工過程順利，壓后實(shí)現(xiàn)了自噴排液，取得了良好的壓裂增產(chǎn)效果。