謝元，崔國濤，劉鑫，李俊華，周渝

（1.陜西省石油化工研究設(shè)計(jì)院，陜西省石油精細(xì)化學(xué)品重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710054；2.陜西延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司，油氣勘探公司，陜西延安716000）

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低濃度羥丙基瓜爾膠壓裂液體系的研究

謝元1，崔國濤2，劉鑫2，李俊華1，周渝1

（1.陜西省石油化工研究設(shè)計(jì)院，陜西省石油精細(xì)化學(xué)品重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710054；2.陜西延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司，油氣勘探公司，陜西延安716000）

為有效控制和降低壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的傷害，進(jìn)一步提高壓裂液效果，降低壓裂成本，開發(fā)了滿足低滲透儲(chǔ)層壓裂需要的低質(zhì)量分?jǐn)?shù)、低殘?jiān)?、低傷害的胍膠壓裂液體系。該壓裂液體系胍膠濃度為0.35%，交聯(lián)劑用量為0.50%，破膠后殘?jiān)鼮?44mg/L，破膠劑用量為0.008%，破膠時(shí)間為3 h，與常規(guī)胍膠體系相比破膠殘?jiān)陆德蕿?1.52%，起泡劑、黏土穩(wěn)定劑、助排劑用量均為0.50%，溫度穩(wěn)定劑為0.10%。流變等研究分析結(jié)果表明該體系具有良好的抗溫抗剪切能力，當(dāng)溫度達(dá)到140℃時(shí)黏度大于100mPa·s，在170 s-1剪切90min后黏度大于80mPa·s。通過對(duì)巖心傷害率與靜態(tài)濾失進(jìn)行研究發(fā)現(xiàn)傷害率下降均大于50%，靜態(tài)濾失較小，有利于降低對(duì)儲(chǔ)層的傷害。

低濃度壓裂液；羥丙基瓜爾膠；壓裂液；交聯(lián)劑；低傷害

隨著油氣資源的開采，低滲及超低滲透油氣田的比例越來越大，已成為我國陸上油氣工業(yè)穩(wěn)定發(fā)展與油氣田增產(chǎn)的重要領(lǐng)域，是未來油氣工業(yè)可持續(xù)發(fā)展的重要研究方向［1-3］。

壓裂是實(shí)現(xiàn)低滲油氣藏經(jīng)濟(jì)開發(fā)的有效技術(shù)手段，是油氣井增產(chǎn)、注水井增注的一項(xiàng)重要技術(shù)措施［4，5］。隨著油氣田各類儲(chǔ)層的開發(fā)，致密低滲、特低滲儲(chǔ)層的增產(chǎn)和求產(chǎn)技術(shù)對(duì)壓裂工藝技術(shù)提出越來越高的要求，其性質(zhì)優(yōu)劣決定壓裂施工的成功與否和效果好壞，所以耐高溫、低傷害、低成本成為壓裂液發(fā)展的主要方向［6］。

胍膠作為水基壓裂液的增稠劑，由于具有增稠能力強(qiáng)、抗剪切性好、熱穩(wěn)定性好、控制濾失能力強(qiáng)等特點(diǎn)而被廣泛用于油氣井壓裂［7，8］。但該體系存在破膠后殘?jiān)鼩埩粼趦?chǔ)層中，產(chǎn)生孔喉堵塞，也可能殘留在裂縫中，降低裂縫導(dǎo)流能力，對(duì)儲(chǔ)層造成傷害。如果壓裂液體系不當(dāng)，殘?jiān)^高將對(duì)儲(chǔ)層造成損害，嚴(yán)重時(shí)導(dǎo)致油氣井減產(chǎn)［9］。因此在降低成本、保護(hù)儲(chǔ)層、提升產(chǎn)油氣率的大背景下，低濃度胍膠體系具有重大研究意義。

1　實(shí)驗(yàn)部分

1.1實(shí)驗(yàn)試劑與儀器

羥丙基瓜爾膠（一級(jí)）、交聯(lián)劑、過硫酸銨、起泡劑、助排劑、黏土穩(wěn)定劑、溫度穩(wěn)定劑。

1.2實(shí)驗(yàn)儀器

數(shù)顯黏度計(jì)（NDJ-8S）、HAAKE RS600流變儀、高溫高壓濾失儀（GGS71-B）。

2　結(jié)果與討論

2.1助劑對(duì)壓裂液的影響研究

壓裂過程需要添加各種助劑以增加壓裂效果，但是各種助劑之間必須保證良好的配伍性，否則不僅降低了藥效，往往造成壓裂效果大打折扣。因此研究了各助劑的配伍性及助劑對(duì)壓裂基液的影響。

2.1.1各壓裂助劑的配伍性為了研究各助劑之間的配伍性，將各助劑按1：1的比例進(jìn)行混合，觀察混合過程是否有渾濁或沉淀現(xiàn)象，然后判斷各助劑是否配伍。各助劑配伍性（見表1）。

表1　各助劑之間配伍性

從表1中可以看出溫度穩(wěn)定劑與殺菌劑存在一定的不配伍性，混合后出現(xiàn)微渾，由于壓裂時(shí)二者在水中濃度較低，因此稀釋二者混合物兩倍后發(fā)現(xiàn)渾濁現(xiàn)象消失，而實(shí)際應(yīng)用中二者濃度均不到1%，故二者的不配伍性不能對(duì)壓裂產(chǎn)生影響。同樣，對(duì)黏土穩(wěn)定劑/溫度穩(wěn)定劑/殺菌劑稀釋三倍微渾現(xiàn)象也消失，故三者的不配伍性在實(shí)際應(yīng)用中也不對(duì)壓裂產(chǎn)生影響，其他助劑之間則不產(chǎn)生渾濁或沉淀現(xiàn)象，故有良好的配伍性。

2.1.2各助劑對(duì)基液的影響由于助劑之間的配伍性問題可能導(dǎo)致基液黏度下降而不能交聯(lián)，為了明確各試劑對(duì)胍膠基液的影響，需對(duì)其進(jìn)行研究。研究方法為配制好胍膠基液，加入殺菌劑后放置4 h測(cè)試黏度，然后分別加入不同的助劑每間隔24 h觀察黏度變化，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（見表2）。

表2　各助劑對(duì)基液黏度影響的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

從表2中數(shù)據(jù)可以看出各助劑對(duì)基液黏度影響較小，相較于僅僅加入殺菌劑的基液（空白），加入的助劑多數(shù)反而有利于基液黏度的保持，當(dāng)對(duì)放置兩天的基液進(jìn)行交聯(lián)后發(fā)現(xiàn)均能較好的交聯(lián)，具有較好的挑掛性，因此助劑對(duì)于基液的影響在實(shí)際壓裂中可以不予考慮。

2.2壓裂體系的確定

延長現(xiàn)場(chǎng)大多采用的羥丙基胍膠濃度為0.45%，交聯(lián)劑濃度為0.18%～0.20%，其壓裂攜砂性能在現(xiàn)場(chǎng)有較好的效果，為了確定所研制體系在現(xiàn)場(chǎng)的適用性，故決定對(duì)0.35%的胍膠體系與現(xiàn)場(chǎng)體系（0.45%）進(jìn)行對(duì)比，以確定是否能達(dá)到現(xiàn)場(chǎng)的要求，實(shí)驗(yàn)測(cè)定溫度為90℃，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（見表3）。

從表3中數(shù)據(jù)可以看出，當(dāng)羥丙基胍膠濃度為0.35%，交聯(lián)劑濃度為0.50%，能達(dá)到現(xiàn)場(chǎng)的效果，具有較好的經(jīng)濟(jì)價(jià)值，因此將上述兩種濃度體系作為現(xiàn)場(chǎng)所選用的壓裂研究體系。

圖1　胍膠濃度為0.35%時(shí)黏度隨溫度變化曲線

2.3羥丙基胍膠流變性能

由于氣井地層較深，溫度較高，若壓裂液耐溫能力較差，可能在高溫下黏度降低，攜砂能力下降，不能很好的將地層裂縫支撐起來，使壓裂效果降低，因此需要對(duì)其耐溫性能進(jìn)行深入研究。

用自來水配制低濃度羥丙基胍膠壓裂液體系：自來水+0.35%羥丙基胍膠+0.50%交聯(lián)劑+0.50%起泡劑+0.50%助排劑+0.50%黏土穩(wěn)定劑+0.10%殺菌劑+ 0.10%溫度穩(wěn)定劑，進(jìn)行壓裂液流變性能實(shí)驗(yàn)，胍膠黏度隨溫度變化曲線（見圖1）。

由圖1可以看出當(dāng)胍膠濃度為0.35%交聯(lián)劑濃度為0.50%時(shí)壓裂液的黏度隨著溫度的升高而下降，當(dāng)溫度升高到140℃時(shí)其黏度均大于100 mPa·s，說明該體系具有良好的耐溫性能，能適用于高溫體系。

壓裂液體系不僅要求有良好的耐溫能力，還需要具有良好的耐剪切能力，為了明確上述體系的耐剪切性能，對(duì)其耐剪切性能進(jìn)行了進(jìn)一步研究。胍膠黏度隨時(shí)間變化曲線（見圖2）。

圖2　胍膠濃度為0.35%時(shí)黏度隨時(shí)間變化曲線

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，140℃時(shí)經(jīng)過90min剪切，壓裂液黏度保持在80mPa·s以上，說明壓裂液體系具有較好的耐剪切性能，并且滿足了標(biāo)準(zhǔn)SY/T6376-2008《壓裂液通用技術(shù)條件》對(duì)壓裂液耐溫耐剪切性能的要求，可以滿足現(xiàn)場(chǎng)施工要求。

圖3　低濃度羥丙基胍膠加入破膠劑后黏度隨時(shí)間變化曲線

2.4破膠性能

破膠性能對(duì)于壓裂過程至關(guān)重要，如果破膠效果較差，則影響壓裂液的返排，將嚴(yán)重影響壓裂液對(duì)地層的傷害。因此，需要對(duì)壓裂液的破膠性能進(jìn)行研究。

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)使用情況，在凍膠中加入0.008%過硫酸銨破膠劑，在90℃條件下進(jìn)行破膠實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見圖3）。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：配制的新型低濃度羥丙基胍膠（0.35%）壓裂液體系在90℃條件下3 h之內(nèi)可實(shí)現(xiàn)完全破膠水化，破膠黏度小于5 mPa·s，破膠后表面張力為26.9mN/m，界面張力為0.84mN/m。破膠液性能符合SY/T 6376-2008《壓裂液通用技術(shù)條件》的規(guī)定，滿足壓裂改造的需求。

羥丙基胍膠破膠性能關(guān)系到壓裂效果，高的殘?jiān)赡軐?dǎo)致壓裂裂縫堵塞，油氣產(chǎn)量下降，對(duì)羥丙基胍膠破膠后性能進(jìn)行測(cè)定，數(shù)據(jù)（見表4）。

表4　羥丙基胍膠溶解性能及破膠性能數(shù)據(jù)

從表4實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出破膠后殘?jiān)草^低，已遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于標(biāo)準(zhǔn)對(duì)于胍膠殘?jiān)囊?，與常規(guī)羥丙基胍膠體系（0.45%）相比，0.35%羥丙基胍膠體系破膠殘?jiān)陆德蕿?1.52%，從而達(dá)到降低對(duì)地層二次傷害的目的。

2.5破膠液對(duì)油層的傷害率

為考察低濃度羥丙基胍膠壓裂液對(duì)巖心的傷害情況，將其與常規(guī)胍膠壓裂液的巖心傷害情況進(jìn)行了研究，其傷害情況（見表5）。

由表5可知，常規(guī)胍膠壓裂液對(duì)巖心的傷害率均大于26%，使用0.35%低濃度胍膠壓裂液體系對(duì)巖心的傷害率均小于14.88%，與常規(guī)體系相比傷害率減少率均大于47%，傷害率本溪組小于石盒子組小于山西組，這與其滲透率一致，當(dāng)加入助排劑后巖心傷害率也降低，這是因?yàn)橹艅┑奶砑邮沟脡毫岩罕斫缑鎻埩ο陆?，降低了巖心傷害率，當(dāng)加入助排劑與黏土穩(wěn)定劑后石盒子組與本溪組傷害率下降更明顯，這是因?yàn)槭凶咏M與本溪組中黏土礦物含量較高，加入了黏土穩(wěn)定劑后使孔隙中的易膨脹物質(zhì)穩(wěn)定性增加，降低了對(duì)孔道的堵塞。綜合以上，低濃度胍膠傷害率滿足SY/ T 6376-2008《壓裂液通用技術(shù)的要求》，由此可以看出低濃度胍膠具有降低巖心傷害率的優(yōu)點(diǎn)，而且可以滿足現(xiàn)場(chǎng)條件的要求。

2.6靜態(tài)濾失

根據(jù)SY/T 5107-2005《水基壓裂液性能評(píng)價(jià)方法》，用地層天然巖心，采用高溫高壓濾失儀，濾失壓差3.5 MPa，溫度120℃，測(cè)試0.35%的低濃度羥丙基胍膠壓裂液與0.45%的常規(guī)羥丙基胍膠壓裂液的靜態(tài)濾失，靜態(tài)濾失系數(shù)與初濾失量（見表6）。

表5　巖心傷害率對(duì)比

表6　濾失性能對(duì)比

從表6中數(shù)據(jù)可以看出低濃度羥丙基胍膠壓裂液體系初濾失量與常規(guī)壓裂液體系相當(dāng)，濾失系數(shù)比常規(guī)壓裂液體系低，能有效地控制液體濾失。由于低濃度胍膠壓裂液體系具有較低的濾失，有利于攜砂及降低對(duì)儲(chǔ)層的傷害。

3　結(jié)論

（1）各助劑配伍性良好，對(duì)基液黏度變化影響較小，實(shí)際應(yīng)用中不會(huì)對(duì)壓裂液體系產(chǎn)生影響。

（2）確定的壓裂體系為：0.35%羥丙基胍膠+0.50%交聯(lián)劑+0.50%助排劑+0.50%起泡劑+0.50%黏土穩(wěn)定劑+0.10%溫度穩(wěn)定劑，壓裂液體系破膠后殘?jiān)Ⅲw系流變性能、破膠時(shí)間及破膠黏度、巖心傷害率、靜態(tài)濾失均滿足SY/T 5107-2005《水基壓裂液性能評(píng)價(jià)方法》的要求，與常規(guī)胍膠體系（0.45%）相比，破膠后胍膠殘?jiān)陆德蕿?1.52%，巖心傷害率下降率大于47%，靜態(tài)濾失系數(shù)由常規(guī)胍膠的9.63×10-4m·min-1/2下降為8.53×10-4m·min-1/2，低濃度胍膠體系具有較好應(yīng)用價(jià)值。

［1］張穎，陳大鈞，劉彥峰，等.低濃度胍膠壓裂液體系的室內(nèi)研究［J］.應(yīng)用化工，2013，42（10）：1836-1844.

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［4］余東合，梁海波，余曦，等.華北油田水力壓裂實(shí)時(shí)預(yù)警系統(tǒng)［J］.石油鉆采工藝，2015，37（2）：85-87.

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The research of low concentration hydroxypropyl guar gum fracturing fluid system

XIE Yuan1，CUI Guotao2，LIU Xin2，LI Junhua1，ZHOU Yu1
（1.Shanxi Key Laboratory of Fine Petroleum Chemicals，Shanxi Research Design Institute of Petroleum and Chemical Industry，Xi'an Shanxi710054，China；2.Shanxi Yanchang Petroleum（Group）Co.，Ltd.，Oil and Gas Exploration Company，Yan'an Shanxi716000，China）

In order to effectively control and reduce the damage of fracturing fluid to reservoir，further improve the effect of fracturing fluid and reduce the cost of fracturing，developed the fracturing fluid system of low permeability reservoir fracturing which meeting the need of low mass fraction，low residue and low damage.The guanidine gum concentration of fracturing fluid system was 0.35%，the crosslinking agent is 0.50%，the residue of gel breaking is 144mg/L，the gel breaker was 0.008%and the break time was 3 h，compared with the conventional guanidine gum system，the break glue residue decline rate was 51.52%，the dosage of foaming agent，clay stabilizer and fracturing assistant was 0.50%，the temperature stabilizing agent was 0.10%.The results of rheological research and analysis show that system has good temperature and shearing sustainability，the viscosity is greater than 100mPa·swhen the temperature reaches 140℃，shear viscosity is greater than 80 mPa·s after 90 min shearing at 170 s-1.The damage rate and static filtration cores of the study found that damage decline rate were greater than 50%，static filtration is smaller，which can reduce the damage to the reservoir.

low concentration fracturing fluid；hydroxypropyl guar gum；fracturing fluid；crosslinking agent；low damage

TE357.12

A

1673-5285（2016）07-0009-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.003

2016－06-17

陜西省科技統(tǒng)籌創(chuàng)新工程計(jì)劃項(xiàng)目，項(xiàng)目編號(hào)：2015KTCL01-02。

謝元，男（1988-），助理工程師，主要從事油田化學(xué)品及油氣井增產(chǎn)技術(shù)的研究工作，郵箱：xiey11@126.com。