王童，管英柱，余博涵

低成本清潔壓裂液體系研究

王童1，管英柱1，余博涵2

（1.長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢430100;2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江大慶163000）

水力壓裂增產(chǎn)技術(shù)是目前改善油氣層最為有效的方法，壓裂施工過程中，壓裂液的好壞決定施工的成敗。針對水基壓裂液體系的成本與清潔的要求進(jìn)行了室內(nèi)試驗研究，對低成本清潔壓裂液體系配方調(diào)試及綜合性能評價進(jìn)行了壓裂液體系完善優(yōu)化研究，完成了低成本清潔壓裂液體系增稠劑的優(yōu)選、配方的優(yōu)化及壓裂液體系性能評價全部室內(nèi)研究工作，研制出低成本清潔壓裂液體系與羥丙基瓜膠壓裂液成本相當(dāng)（約240元·m-2，相當(dāng)于羥丙基胍膠壓裂液的90%），并進(jìn)行了現(xiàn)場試驗，實驗結(jié)果證明，能夠滿足現(xiàn)場施工要求，具有良好的推廣應(yīng)用前景。

水力壓裂；室內(nèi)試驗研究；清潔性能；配方調(diào)試；低成本壓裂液

近年來，致密砂巖、頁巖、煤層等非常規(guī)儲藏和高溫深儲藏逐步成為油氣開采主力區(qū)，這就要求要有適合的壓裂液體系與此類非常規(guī)儲藏地層相匹配。然而，低成本清潔壓裂液則是國內(nèi)油氣田所追求的首要目標(biāo)。1997年，Ani-Agip與斯倫貝謝公司聯(lián)合開發(fā)了由表面活性劑組成的壓裂液VES，此后，通過不斷的豐富和發(fā)展，到2008年，國外石油公司使用VES壓裂液已成功完成2400井次的壓裂作業(yè)。試驗表明，使用該類壓裂液比使用瓜膠基聚合物水基壓裂液的增產(chǎn)效果可以提高27%以上，但是其成本昂貴，相當(dāng)于常規(guī)瓜膠壓裂液的5倍。國內(nèi)周成裕等人利用丙烯酰胺、疏水單體N-烷基丙烯酰胺和N-乙烯吡咯環(huán)酮合成了一種疏水締合物壓裂液稠化劑ANN，與其他添加劑配制出高溫抗剪切聚合物壓裂液。通過評價分析，該聚合物壓裂液是非牛頓流體，具有較好的流變性、抗高溫性和抗剪切性，且粘土穩(wěn)定性能好、低殘渣。

1 清潔壓裂液類型的優(yōu)選

1.1 VES清潔壓裂液

VES清潔壓裂液主劑主要有陽離子季銨鹽、兩性表面活性劑卵磷脂、非離子表面活性劑甜菜堿等，目前VES清潔壓裂液主要采用季銨鹽作為增稠用主劑，國內(nèi)外廣泛應(yīng)用的VES清潔壓裂液多由陽離子膠束劑和一定濃度的鹽溶液組成。陽離子膠束劑多為C16～C22含不飽和雙鍵的季銨鹽，使用的鹽一般為2%～4%的KCl。

1.2 疏水締合型清潔壓裂液

疏水締合型清潔壓裂液由無殘渣增稠劑和流變助劑組成。無殘渣增稠劑是由丙烯酰胺單體與其它烯烴類單體根據(jù)間歇法聚合而成，其它烯烴類單體為陰離子型單體、陽離子型單體、親水性非離子型單體、疏水性非離子型單體中的一種或多種。

1.3 VES和疏水締合型清潔壓裂液對比

表1 VES和疏水締合型清潔壓裂液對比結(jié)果表Tab.1Contrast between VES and hydrophobic association type clean fracturing fluid

從表1中可以看出VES和疏水締合型兩種清潔壓裂液性能相似，但是疏水締合型清潔壓裂液使用濃度低，單位成本低，適合現(xiàn)場推廣應(yīng)用，因此，選擇其作為本項目的后續(xù)研究內(nèi)容。

2 締合型清潔壓裂液配方調(diào)試

2.1 增稠劑溶脹性評價

將增稠劑APCF-1配成溶液，攪拌30min后取樣，用OFITE-900變速流變儀測其剪切速率為170s-1下不同時間的表觀粘度。時間間隔30min，直至溶液表觀粘度趨于穩(wěn)定為止，結(jié)果見表2。

表2 APCF-1溶脹過程的粘度變化數(shù)據(jù)Tab.2Swelling process of viscosity change APCF-1 data

實驗結(jié)果表明：APCF-1溶脹時間短，分散均勻，不會出現(xiàn)“魚眼”，更利于現(xiàn)場配制。經(jīng)剪切后粘度有所降低，但降低幅度不大，不至于影響流變特性，進(jìn)而不影響到所配制成的壓裂液的流變性，也不影響壓裂施工的安全進(jìn)行和效果。

2.2 增稠劑用量與增粘性能

眾多研究均表明：隨著增稠劑加量的增加，基液的粘度就會大大增加，具備更強(qiáng)的抗溫和抗剪切能力，對支撐劑的懸浮穩(wěn)定作用也越強(qiáng)。但是由于增稠劑濃度增加會帶來如下幾個問題。（1）增稠劑濃度增加必將增加作業(yè)的成本；（2）壓裂施工過程中稠化液是通過泵從配液車吸出再通過混砂車，最后泵入地層，因而稠化液的初始粘度就將直接影響到施工的難易程度，現(xiàn)場施工表明一般稠化液的初始粘度大于90mPa·s后吸液就變得很困難，增稠劑的用量增加會大大增加稠化液的初始粘度，故而在增稠劑的加量必須確定；（3）壓裂液的粘度越大，會影響到裂縫的幾何尺寸，進(jìn)而直接影響到壓裂施工的效果。

將APCF-1按不同濃度配制成稠化液，測定其表觀粘度并結(jié)合蘇里格地區(qū)低滲，施工排量較低的具體情況，確定了增稠劑APCF-1加量為0.3%～0.6%，具體加量可根據(jù)具體井的情況而確定。

2.3 KCL加量對粘度的影響

由于聚合物壓裂液的稠化劑容易受鹽效應(yīng)的影響，所以實驗室測試了不同氯化鉀加量下，壓裂液的粘度變化。通過實驗可以看出隨著KCl量的增加，液體的粘度降低，主要原因是鹽效應(yīng)的影響，鉀離子大量包圍在聚合物的極性基團(tuán)周圍，阻礙了分子鏈間的氫鍵形成，液體的表觀粘度降低。綜合考慮到防膨和攜砂的需要，將KCl的加量確定為0～1.0%之間。

2.4 防膨性能實驗

地層中不可避免的含有泥質(zhì)，而泥質(zhì)遇水后會膨脹，運(yùn)移堵塞孔喉，導(dǎo)致壓后的導(dǎo)流能力降低。該增稠劑在合成過程中使用了季銨鹽類單體，其本身具備了一定的防膨性能，本研究采用離心法測定壓裂液破膠液的防膨率。

表3 不同增稠劑用量的壓裂液破膠液防膨效果Tab.3Effect between different thickener dosage on fracturing fluid gel breaking liquid bulk

由表3中可以看出，用量0.4%APCF-1的壓裂液破膠液的防膨效率就能達(dá)到60%以上，并且實驗氣田泥質(zhì)含量較低，在壓裂液中加入一定量的KCL即可滿足防膨的要求，無需再添加其它類型的防膨劑。

2.5 助排性能實驗

實驗測試不用濃度的聚合物壓裂液的破膠液的表面張力，0.4%APCF-1的壓裂液破膠液的表面張力為34.3 mN·m-1，即使不在壓裂液體系中添加助排劑也能滿足返排要求。結(jié)果見表4。

表4 不同增稠劑用量的壓裂液破膠液表面張力Tab.4Different thickener dosage of fracturing fluid gel breaking liquid surface tension

2.6 締合型清潔壓裂液配方確定

通過以上對締合型清潔壓裂液的研究和耐溫實驗，得到了針對實驗氣田的清潔壓裂液基液配方：

（90℃）0.35%APCF-1+0.5%KCl+0.18% APCF-B（流變助劑）

（100℃）0.4%APCF-1+0.5%KCl+0.2% APCF-B（流變助劑）

圖190 ℃清潔壓裂液粘溫曲線Fig.1Curve of viscosity temperature in 90℃clean fracturing fluid

圖2100 ℃清潔壓裂液粘溫曲線Fig.2Curveofviscositytemperaturein100℃cleanfracturingfluid

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

3.1 壓裂設(shè)計

（1）選用Φ73.02mm油管，采取油套混注入壓裂工藝。

（2）壓裂目的層溫度約為97℃，壓裂液選用低成本清潔壓裂液體系，其配方如下：

基液配方：0.4%APCF-1+1.0%KCl+清水

交聯(lián)液：APCF-B（用清水稀釋至50%）

交聯(lián)比：100:0.4（以現(xiàn)場實測為準(zhǔn)）

（3）支撐劑選用中密度高強(qiáng)度陶粒，性能指標(biāo)要求達(dá)到SY/T 5108-2006標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的指標(biāo)。

（4）壓裂目的層所在砂體厚度約40m，砂體非均質(zhì)性較強(qiáng)，擬采用4m·min-1排量施工，結(jié)合軟件模擬結(jié)果設(shè)計加砂量為55.0m。為充分磨蝕裂縫壁面，保證加砂順暢，在前置液階段采用支撐劑段塞工藝。為了快速排液，采取全程伴注液氮方式，排量為150L·min-1。

（5）壓裂主要設(shè)計參數(shù)見表5。

表 5主壓裂施工參數(shù)表（Tab.7List of primary fracturing operation parameter）

3.2 現(xiàn)場施工情況

采取Φ73mm油管油套注入壓裂方式施工，為合層壓裂井，施工層位為A、B層。于15:59開始施工，試壓63MPa，無刺漏，施工油套環(huán)空注入，油管監(jiān)測地層壓力，施工壓力平穩(wěn)，施工排量4.0～4.6m3·min-1，施工壓力21～25MPa，按設(shè)計完成加砂55m3，平均砂比21.5%，入地凈液量432.4m3，前置液百分比37.7%，泵注液氮7m3。17:59停泵，停泵壓力11.8 MPa。

該井入井凈液量432.4m3，累計排出液量247.5m3，初期返排率52.9%。測井上返排液表面張力29.83mN ·m-1，粘度為3.94mPa·s。7:00～16:00關(guān)井，油壓16～18MPa，套壓16.5～18MPa，（14:00～16:00測靜壓）。-18:00針閥1/6圈放，油壓18～13.5MPa，套壓18～14MPa，火焰橘黃2～3m，無液。-2:00針閥1/6圈，油壓13.5MPa，套壓14MPa，擋板16mm，上游壓力0.3MPa，日產(chǎn)15283.2m3·d-1，求產(chǎn)期間產(chǎn)氣4994.4m3，無液，（19:00～21:00測流壓）。-7:00關(guān)井，油壓16.5MPa，套壓17MPa，試氣結(jié)束。

4 結(jié)論

完成了低成本清潔壓裂液體系增稠劑的優(yōu)選、配方的優(yōu)化及壓裂液體系性能評價全部室內(nèi)研究工作，研制出低成本清潔壓裂液體系與羥丙基瓜膠壓裂液成本相當(dāng)（約240元·m-2，相當(dāng)于羥丙基胍膠壓裂液的90%），現(xiàn)場試驗取得了較好的試驗效果。

Study on low cost clean fracturing fluid

WANG tong1，GUAN Ying-zhu1，YU Bo-han2
（1.College of Petroleum Engineering in Yangtze University,Wuhan 430100,China；2.Daqing Oilfield Co., Ltd.,Petro China，Daqing 163000,China）

Hydraulic fracture stimulation technology to improve oil and gas layer is the most effective way,the process of fracturing,the fracturing fluid is good or bad determines the success or failure of construction.Indoor experimental research was made for cost and cleaning requirements of water-based fracture fluid system,in order to perfect and optimize the fracture fluid system,formula adjusting and integrated performance evaluation of low-cost clean fracture fluid system were analyzed,all indoor research works about optimum selection of thickener for low-cost clean fracture fluid system,optimization of formula,and its performance evaluation have been completed,the developed low-cost clean fracture fluid system is comparable to the cost of hydropropyl guar fracturing fluid（about 240 yuan·m-2meter, which is 90%of hydropropyl guar fracturing fluid）

hydraulic fracture；laboratory experiment research；clean performance；formula adjusting；low-cost fracture fluid

TE357.12

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170276

2016-12-14

王童（1993-），男，碩士研究生在讀，從事提高原油采收率相關(guān)研究。

管英柱（1972-），男，博士，主要從事油氣田開發(fā)方面的教學(xué)與科研工作。