熊俊杰，趙戰(zhàn)江，安 琦，王世彬

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川 成都 610500）

目前壓裂液配制用水主要為淡水。但對(duì)于海上油田壓裂，存在淡水不易獲得或成本較高等問(wèn)題。海上油田壓裂還受自然環(huán)境和平臺(tái)空間限制，無(wú)法擺放大量壓裂設(shè)備及儲(chǔ)液罐。因此對(duì)于海上油田大規(guī)模壓裂，傳統(tǒng)壓裂液及配液流程難以滿足要求，有必要采用海水基壓裂液及配套連續(xù)混配施工技術(shù)［1-3］。對(duì)于海水油氣田深井、超深井，尤其是東海油氣田儲(chǔ)層埋深較大，除了儲(chǔ)層溫度高以外，還存在地層壓力系數(shù)高、閉合應(yīng)力梯度大等情況［4］。在對(duì)其進(jìn)行壓裂改造時(shí)施工壓力通常較高，考慮平臺(tái)空間限制和安全因素，壓裂泵數(shù)量和泵壓受到較大限制［5］。同時(shí)由于通過(guò)調(diào)整管柱尺寸和施工排量的方法來(lái)降低施工壓力可能會(huì)增大壓裂施工難度并影響壓裂改造效果，因此需要新的方法和措施更有效地降低壓裂施工井口壓力。通過(guò)對(duì)海水基壓裂液加重以增大壓裂液的靜液柱壓力是減小壓裂施工井口壓力的有效途徑之一［6］，同時(shí)也可解決淡水不易獲得或成本較高的問(wèn)題。目前，常用的壓裂液加重劑主要有甲酸鹽、NaCl、NaBr 等，NaNO3-NaCl復(fù)合鹽加重壓裂液耐溫135℃［7-9］。NaNO3價(jià)格大約為常用加重劑NaBr 的1/6，用NaNO3加重海水基壓裂液性價(jià)比較高。目前，還未見(jiàn)使用NaNO3加重海水基壓裂液的報(bào)道。筆者用NaNO3加重海水與兩性離子胍膠稠化劑、交聯(lián)劑及其他添加劑配制壓裂液，研究了壓裂液的耐剪切性（150℃）、濾失性、破膠性和對(duì)巖心滲透率與支撐劑導(dǎo)流能力的傷害。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

NaNO3、過(guò)硫酸銨，工業(yè)級(jí)，淄博弘貴東化工有限公司；兩性離子胍膠稠化劑2-羥基-3-（N，N-二甲基甘氨酸基）丙基胍膠（2，3-環(huán)氧丙基二甲氨基乙酸鹽與胍膠在堿的乙醇水溶液中發(fā)生醚化反應(yīng)制得）、季銨鹽類黏土穩(wěn)定劑、氟碳類助排劑、pH 調(diào)節(jié)劑、季銨鹽類殺菌劑、有機(jī)硼鋯交聯(lián)劑，自制；海水取自東海海域，礦化度37156.9 mg/L，硬度1903.5 mg/L，主要離子組成（單位mg/L）為：Ca2+392.8、Mg2+1510.7、Na+10168.9、K+393.7、Cl-21602.3、SO42-3036.4、Br-52.1；黃巖2-2氣田H8層巖心，尺寸為φ2.524×3.510（cm）、φ2.521×5.322（cm）、φ2.516×5.337（cm）。

WT-VSA2000B 吳茵混調(diào)器，北京科氏力科學(xué)儀器有限公司；FANN35旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，美國(guó)Baroid公司；CVRO200 高溫高壓流變儀，英國(guó)Malvem 公司；動(dòng)態(tài)濾失儀，西南石油大學(xué)自制；LDY50-180 型巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)儀、CDLY-2006 型導(dǎo)流能力測(cè)試儀，海安石油科技公司。

1.2 壓裂液的配制及性能評(píng)價(jià)

（1）壓裂液的配制。①基液：先配制一定濃度的NaNO3海水溶液，再按0.52%的加量加入兩性離子胍膠稠化劑，充分溶脹后，再加入一定量的黏土穩(wěn)定劑、助排劑、pH 調(diào)節(jié)劑、殺菌劑，混合均勻后制得壓裂液基液。②壓裂液：向裝有基液的混調(diào)器中加入1.1%的交聯(lián)劑，高速攪拌，直至完全交聯(lián)形成壓裂液凍膠。

（2）稠化劑溶脹性能評(píng)價(jià)。在500 r/min轉(zhuǎn)速下將稠化劑加入盛有500 mL 實(shí)驗(yàn)用水的吳茵混調(diào)器中，使混調(diào)器在500 r/min 轉(zhuǎn)速下高速攪拌，每隔一定時(shí)間測(cè)定溶液黏度，直至黏度穩(wěn)定，實(shí)驗(yàn)溫度20℃。

（3）壓裂液性能測(cè)定。參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5107—2016《水基壓裂液性能評(píng)價(jià)方法》，評(píng)價(jià)壓裂液的耐剪切性能（150℃、170 s-1）、濾失性能（80℃）、破膠性能，測(cè)定巖心基質(zhì)滲透率損害率。

（4）壓裂液對(duì)支撐劑導(dǎo)流能力傷害率的測(cè)定。在室內(nèi)模擬地層條件，利用導(dǎo)流能力測(cè)試儀對(duì)35%NaNO3加重海水基壓裂液進(jìn)行支撐劑（陶粒）的導(dǎo)流能力測(cè)試。實(shí)驗(yàn)儀采用API 標(biāo)準(zhǔn)導(dǎo)流室，鋪砂濃度為5 kg/m2。在120℃下，注入去離子水，測(cè)得不同壓力下的支撐劑導(dǎo)流能力，然后在6.9 MPa 的壓力下注入800 mL破膠液（破膠溫度80℃，過(guò)硫酸銨加量0.1%，破膠時(shí)間240 min），再注入蒸餾水測(cè)試支撐劑導(dǎo)流能力，按損害前后導(dǎo)流能力差值與損害前導(dǎo)流能力的比值計(jì)算導(dǎo)流能力損害率。

2 結(jié)果與討論

2.1 NaNO3加量對(duì)壓裂液基液的影響

2.1.1 基液密度

壓裂液中NaNO3質(zhì)量分?jǐn)?shù)為15%、25%、30%和35%時(shí)，壓裂液密度（20℃）呈線性增加，分別為1.111、1.156、1.173和1.196 g/cm3。通過(guò)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)線性回歸得到NaNO3含量與海水基壓裂液密度的關(guān)系為：ρ=0.4206c+1.0486，R2為0.9989。式中，ρ—壓裂液密度（g/cm3），c—NaNO3含量（%）。使用35%NaNO3進(jìn)行加重，壓裂液密度為1.20 g/cm3，若繼續(xù)增大NaNO3加量至飽和溶液，壓裂液密度可達(dá)1.26 g/cm3。但外界條件變化時(shí)，NaNO3易析出。綜合考慮優(yōu)選35%NaNO3進(jìn)行加重，可有效增大壓裂液凈液柱壓力，實(shí)現(xiàn)降低施工壓力約2 MPa/1000 m。

2.1.2 基液黏度

NaNO3加量對(duì)海水基壓裂液基液黏度的影響見(jiàn)表1。隨著NaNO3加量及放置時(shí)間的增加，基液黏度降低，但降幅較小，黏度降低率僅為5%。NaNO3加量及放置時(shí)間對(duì)壓裂液基液黏度影響較小。鹽含量較高時(shí)，存在部分鹽析現(xiàn)象，兩性離子胍膠分子發(fā)生卷曲，導(dǎo)致黏度降低；兩性離子胍膠屬于植物膠改性物，受細(xì)菌影響較大，因此隨放置時(shí)間延長(zhǎng)黏度有所降低。后續(xù)實(shí)驗(yàn)中NaNO3的加量均為35%。

表1 NaNO3加量對(duì)壓裂液基液黏度的影響

2.2 稠化劑溶脹性能

0.52%兩性離子胍膠在35%NaNO3海水溶液及海水中的溶脹性能見(jiàn)圖1。兩性離子胍膠在海水中的溶脹性能好于在35% NaNO3海水溶液中，攪拌60 min后的黏度較高；在海水中僅需10 min即可達(dá)到最終黏度的85%，而在NaNO3海水溶液中需溶脹20 min 才可達(dá)到該值。高礦化度水屬于強(qiáng)電解質(zhì)，使用高礦化度水配制兩性離子胍膠溶液時(shí)，強(qiáng)電解質(zhì)先于水分子快速進(jìn)入胍膠分子中，從而屏蔽有效電荷，減弱離子間排斥作用引起的鏈擴(kuò)展，導(dǎo)致溶脹性能變差。NaNO3海水溶液礦化度高于海水，導(dǎo)致兩性離子胍膠在NaNO3海水溶液中溶脹性能比在海水溶液中差［10-13］。

圖1 兩性離子胍膠在不同海水溶液中的溶脹性能

2.3 壓裂液性能評(píng)價(jià)

2.3.1 耐剪切性能評(píng)價(jià)

壓裂液凍膠黏度隨剪切時(shí)間的變化見(jiàn)圖2。壓裂液凍膠在150℃、170 s-1下連續(xù)剪切120 min 后的黏度保持在76 mPa·s 以上，說(shuō)明壓裂液在150℃下的耐剪切性能良好，滿足壓裂施工要求。

圖2 壓裂液凍膠黏度隨剪切時(shí)間的變化

在兩性離子胍膠加量為0.52%時(shí)，向35%NaNO3海水基壓裂液和海水基壓裂液中加入不同量的交聯(lián)劑，在150℃、170 s-1下剪切120 min后的黏度見(jiàn)圖3。在相同交聯(lián)劑加量（0.6%）下，海水基壓裂液凍膠黏度顯著高于35% NaNO3海水基壓裂液凍膠。這是由于加入NaNO3后，大量帶電荷的離子包圍在稠化劑分子周圍，與純海水相比進(jìn)一步減少了交聯(lián)劑與稠化劑分子發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)的幾率［14-15］，交聯(lián)強(qiáng)度大大降低，導(dǎo)致耐剪切性能顯著降低。當(dāng)交聯(lián)劑加量增至1.1%后，交聯(lián)劑與稠化劑分子發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)的幾率得到提高，能形成完善的空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，耐剪切性能提高。而在海水基壓裂液中交聯(lián)劑加量大于0.6%時(shí)，壓裂液黏度降低。

圖3 交聯(lián)劑對(duì)兩種海水基壓裂液黏度的影響

2.3.2 濾失性能評(píng)價(jià)

在80℃下，測(cè)得35% NaNO3海水基壓裂液（0.35%兩性離子胍膠、0.8%交聯(lián)劑）的濾失量為0.008 m3/m2、動(dòng)態(tài)濾失速度為 3.69×10-4m/min（φ2.524×3.510（cm）巖心滲透率0.038×10-3μm2）。壓裂液濾失性能良好，滿足石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6376—2008《壓裂液通用技術(shù)條件》要求。

2.3.3 破膠性能評(píng)價(jià)

在60和80℃、過(guò)硫酸銨加量為0.1%的條件下，35% NaNO3海水基壓裂液凍膠（0.35%兩性離子胍膠、0.8%交聯(lián)劑）在不同破膠時(shí)間下的黏度見(jiàn)表2。由表可見(jiàn)，壓裂液在3數(shù)4 h 可完全破膠，滿足壓裂液破膠要求。增加過(guò)硫酸銨用量或提高破膠溫度可縮短壓裂液破膠時(shí)間。

表2 NaNO3海水基壓裂液凍膠在不同破膠時(shí)間下的黏度

2.3.4 巖心基質(zhì)滲透率損害率評(píng)價(jià)

由表3數(shù)據(jù)可見(jiàn)，35%NaNO3海水基壓裂液對(duì)儲(chǔ)層巖心基質(zhì)的滲透率損害率為23.3%，低于標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6376—2008要求的≤30%，壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的傷害較小。實(shí)驗(yàn)過(guò)程中NaNO3等鹽分有可能在小孔喉中析出而形成堵塞，導(dǎo)致滲透率損害率增大；在壓裂施工結(jié)束后，隨著返出液返出，鹽將不斷溶解，對(duì)地層的傷害逐漸減弱。

表3 壓裂液對(duì)巖心基質(zhì)滲透率損害率

2.3.5 支撐劑導(dǎo)流能力傷害率評(píng)價(jià)

加重海水基壓裂液破膠液注入前后的支撐劑導(dǎo)流能力隨閉合壓力的變化見(jiàn)圖4。隨著閉合壓力升高，破膠液注入前后的導(dǎo)流能力快速降低，傷害率總體呈快速增大趨勢(shì)。閉合壓力為41.4、82.7 MPa 時(shí)的導(dǎo)流能力傷害率分別為37.07%、41.89%。在實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，NaNO3等鹽分有可能附著在支撐劑表面形成堵塞，導(dǎo)致傷害后導(dǎo)流能力較傷害前降低。在壓裂液返排過(guò)程中，鹽分將不斷溶解返出，導(dǎo)流能力有所增大。

圖4 加重海水基壓裂液破膠液注入前后的支撐劑導(dǎo)流能力隨閉合壓力的變化

3 結(jié)論

用35% NaNO3加重海水、0.52%兩性離子胍膠稠化劑、1.2%有機(jī)硼鋯交聯(lián)劑及其他添加劑配制的壓裂液密度為1.20 g/cm3。壓裂液可有效增大壓裂液凈液柱壓力，實(shí)現(xiàn)降低施工壓力約2 MPa/1000 m。NaNO3海水對(duì)胍膠稠化劑溶脹性能的影響大于海水，現(xiàn)場(chǎng)配液時(shí)應(yīng)適當(dāng)延長(zhǎng)稠化劑溶脹時(shí)間。NaNO3加重海水基壓裂液具有良好的高溫耐剪切性能和降濾失性能；在60℃和80℃下，壓裂液在3數(shù)4 h 完全破膠，壓裂液對(duì)巖心基質(zhì)滲透率損害率及支撐劑導(dǎo)流能力傷害率較低，滿足壓裂施工要求。