廖云虎 彭建峰 于志刚 石阳 高莹

(1. 中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 524057； 2. 中国石油勘探开发研究院， 北京 100083)

低伤害高效海水基压裂液的研制与应用

廖云虎1彭建峰1于志刚1石阳2高莹2

(1. 中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 524057； 2. 中国石油勘探开发研究院， 北京 100083)

南海西部油田文昌13区ZJ1-3油组具有低渗、高泥质的储层特性，增产改造所需规模较大，用淡水配制压裂液无法满足连续在线配液和压裂施工规模的要求。针对此问题，展开海水配置压裂液的技术攻关。运用新型交联技术，克服了高矿化度下瓜胶水化增黏、pH值控制、携砂等困难，并保证了压裂液的速溶性。在现场应用中采用连续混配的方法，成功实施了平台规模化的分段压裂。

低伤害； 海水基； 压裂液； 连续混配； 分段压裂

低渗油气藏作为南海西部产量的重要组成部分，近年来在开发中取得了一定的成绩，但开发技术仍需改进。与陆地油田相比，海上油田压裂技术的应用起步较晚，受海况、运力的影响较大。此前的压裂井均采用淡水来配制压裂液，配液时间较长，所需储液的装置较多，成本较高，施工规模受限。

南海西部油田文昌13区ZJ1-3油组具有低渗、高泥质的储层特性，增产改造所需规模较大，用淡水配制压裂液无法满足连续在线配液和压裂施工规模的要求。寻求并探索储层改造增产方法，是当前推动该储层开发的重要任务。压裂液是贯穿压裂作业过程的重要环节，其性能决定了改造规模及施工工艺水平。用海水配制高性能压裂液是改变压裂水平的重要途径[1]。

1 研究区储层特征及配液要求

1.1 储层特征

南海西部油田文昌13区X油田ZJ1-3油组储层埋深约1 200 m左右，属于疏松低渗砂岩油藏，储层温度76 ℃，试井渗透率仅1×10-3μm2，属特低渗，其孔喉半径均值小于2 μm，泥质含量高达20%以上。储层孔喉细、泥质含量高、水敏特征明显，容易受到外来流体的污染，对压裂液的用液量和储层保护性能要求较高。储层的这种特征，决定了压裂液应具有低伤害、低滤失的特性。

1.2 配液要求

文昌13区海水矿化度达33 g/L，水中阳离子以K+、Na+为主，Ca2+、Mg2+含量也较高。金属离子的存在，使得瓜胶水化时不易溶解，溶胀时间长，甚至形成鱼眼；同时，基液黏度低，难以充分发挥交联的作用。在对储层物性特征进行大规模改造时，只有采用连续混配的方式进行在线配液，才能提高压裂施工排量和规模，缩短配液时间，保证压裂性能的可靠性。

2 压裂液体系室内研发

高矿化度的海水对压裂液配制和交联均有较大影响，需突破稠化剂溶解起黏的时限条件，才能结合连续混配装置进行配液。若压裂液残留在储层内的时间过长，易使黏土遇水膨胀运移而堵塞孔喉,降低储层基质和裂缝渗透率,加剧伤害。研发海水基压裂液时，应首先考虑高矿化度下稠化剂的速溶问题，螯合金属离子，减少离子干扰，然后再优化各添加剂配方以确保交联作用，从而使压裂液具有高防膨、低滤失、易返排等性能[2-4]。

(1) 助溶防膨剂。常规水基压裂液增稠剂因用量大、残渣含量高而对储层及裂缝导流能力伤害较大，影响压裂改造效果。本次研究优选超级速溶瓜胶，研发了集助溶和防膨功能的添加剂AS-55，通过对金属离子的螯合，减少OH-干扰，促使瓜胶大分子支链在海水中伸展，实现速溶，攻克了增稠剂不易溶解的难题。对质量分数为0.3%的速溶羟丙基瓜胶分别使用淡水、海水进行实验，观察添加AS-55前后的溶解时间与黏度的关系。图1所示为实验中添加AS-55前后溶解时间与黏度关系曲线。在海水中加入质量分数为0.5%的助溶防膨剂AS-55后，羟丙基瓜胶增稠剂的黏度在2 min左右即可增至15 mPa·s，10 min左右可达到最大黏度。同时，该助溶剂还可以起到防膨的作用，通过天然岩心粉进行实验测试，加入质量分数为0.5%的AS-55，海水中CST比率可降至0.125。

图1 实验中添加AS-55前后溶解时间与黏度关系曲线

(2) 助排剂。通过加大配方液中优化助排剂的加量，降低表面张力和固液界面张力，利于返排。加入质量分数为0.3%～1.5%的助排剂HSC-25，可以将配方液的表面张力降低30 mN/m左右，将煤油和配方液的界面张力降至2 mN/m以下。为了满足技术指标，最终确定HSC-25最佳使用质量分数为1%左右。

(3) 破乳剂。为了避免压裂过程中造成的乳化堵塞现象，对不同浓度的破乳剂FRZ-4(质量分数从0～0.5%)进行实验评价。ZJ1-3油组原油中胶质与沥青质含量较低，容易破乳，但在低温下不易破乳；加入质量分数为0.1%～0.5%的破乳剂FRZ-4后，均可在3 min之内快速破乳，破乳率达100%。

(4) 新型交联剂与调节剂。一般情况下，与瓜胶压裂液配套的硼交联技术需要在碱性环境下才能起作用。随着碱性的增强，交联剂中心离子与瓜胶的交联结合能力也会增强，耐温性能得到提高。但在海水中，Ca2+、Mg2+离子浓度很高，强碱物质的加入会促使Mg(OH)2、Ca(OH)2和MgCO3沉淀的形成。针对上述问题，开发出一种应用于海水基压裂液的弱碱性调节剂(Geda30)与其配套交联剂，在弱碱性环境下实现交联。在淡水中，新型弱碱性调节剂体系均一透明，无沉淀；而在海水中使用常规调节剂NaOH或Na2CO3调节pH值，则会迅速出现大量沉淀。图2所示为添加不同调节剂的情况对比。研发配套的交联剂为YP150，它是由硼螯合物和过渡金属螯合物组成的复杂结构化合物。

图2 添加不同调节剂的情况对比

3 压裂液体系性能评价

通过室内实验，确定以下海水基压裂液体系配方：海水+0.30%速溶瓜胶+0.50%助溶防膨剂AS-55+1%助排剂HSC-25+0.50%破乳剂FRZ-4+(0.60%～0.80%)调节剂Geda30+(0.45%～0.50%)YP150(50%)[5-6]。

(1) 交联性能。将质量分数为0.3%的羟丙基瓜胶用海水配制基液，黏度为24 mPa·s。根据储层温度条件，pH值在8～9之间作调整。加入质量分数为0.2%～0.3%的交联剂，交联时间在10～60 s之间作调整，交联后的冻胶完整、有韧性、易挑挂。

(2) 耐温耐剪切性能。依据《水基压裂液性能评价方法》(SY/T5107 — 2005)，使用HAAKE MARS流变仪在170 s-1、80 ℃条件下，进行该压裂液配方耐温性实验。图3所示为海水基压裂液流变曲线。可以看出，该配方在80 ℃条件下剪切90 min，黏度保持140 mPa·s左右，完全可以满足现场压裂施工的要求。

(3) 残渣含量。压裂液残渣含量对压裂改造增产效果有很大的影响。使用低浓度瓜胶的海水基压裂液体系，残渣含量少(残渣平均含量为323 mg/L)，满足水基冻胶压裂液通用技术指标对残渣含量的要求。

(4) 冻胶滤失性能。室温下压裂液的滤失系数为2.7×10-4m2/min，小于6.0×10-4m2/min，满足水基冻胶压裂液通用技术指标对静滤失系数的要求。

图3 海水基压裂液流变曲线

(5) 破胶性能。在基液中加入过硫酸铵破胶剂，然后加入0.25%交联剂，将交联后的压裂液密封并置于80 ℃恒温水浴容器中，观察压裂液在不同时间的状态。确认破胶剂加量在50×10-6为宜，加砂阶段加入100×10-6过硫酸铵，破胶时间约为120 min。在30 ℃下测得破胶液黏度为3.58 mPa·s，破胶后测得破胶液的表面张力为28.90 mN/m，其与脱水煤油的界面张力为1.27 mN/m。破胶后的压裂液黏度低，表面张力和界面张力较小，有利于压后快速彻底返排。

对海水基压裂液进行了岩心伤害评价，实验结果如表1所示。岩心伤害率为18.27%，远低于30%，属于低伤害体系。

表1 压裂液岩心伤害实验结果

4 现场应用情况

在文昌13-X油田H井压裂改造中，应用了海水基低浓度瓜胶压裂液体系，使用过滤后的海水对泥浆池进行储液，在连续混配装置上实现在线配液，冻胶交联状态良好、坚韧、有弹性。该井连续实施了2段压裂，施工累计入井的总携砂液量为487.6 m3，加砂量共74 m3，最大排量为3.6 m3/min，最大砂质量浓度为620 kg/m3。整个施工过程顺利，压裂后开井返排顺利，初期已实现自喷排液。该井从配液到施工完毕仅用时2 d。与以往压裂作业相比较，此次作业效率明显提高。

5 结 语

室内实验和现场实践表明，助溶防膨剂解决了海水高矿化度下的增稠剂水化增黏问题，实现速溶的同时将瓜胶质量分数降至0.3%，奠定了海水在线配制压裂液的基础。

使用新型调节剂及其交联技术，保障了压裂液抗剪切、携砂性能，为安全顺利地实现压裂施工提供了技术保障。

室内评价结果显示，该海水基压裂液体系耐温80 ℃，残渣含量为323 mg/L，岩心伤害率为18.27%，压裂液防膨性能好、伤害率低。

该体系在现场成功应用，且性能可靠，适用于连续混配，大幅缩短了作业时间，降低了作业成本，使实现海洋平台规模化施工的可能性加大。

[1] 刘刚芝，王杏尊，鲍文辉，等.一种海水基压裂液体系的研究[J].钻井液与完井液，2013，30(3)：73-75.

[2] 刘远亮.低伤害压裂液室内评价及其应用[J].大庆石油学院学报，2010，34(4)：57-61.

[3] 马兵，宋汉华，牛鑫，等.环江油田抗高矿化度压裂液体系研究[J].石油化工应用，2011，30(6):14-18.

[4] 胡忠前，马喜平，何川，等.国外低伤害压裂液体系研究新进展[J].海洋石油，2007，27(3):93-97.

[5] 刘玉婷，管保山，刘萍，等.压裂用螯合剂的开发及现场应用[J].化学试剂，2010，32(6):545-547 .

[6] 龙政军.压裂液性能对压裂效果的影响分析[J].钻采工艺，1999，22(1)：49-51.

Development and Application of Low Damage and High Efficiency Seawater-Based Fracturing Fluid

LIAOYunhu1PENGJianfeng1YUZhigang1SHIYang2GAOYing2

(1. Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd., Zhanjiang Guangdong 524057, China;2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China)

According to the reservoir characteristics (low permeability and high mud content) of ZJ1-3 oil field, Wenchang 13 district in the western South China Sea, the transformation of the scale is large, but the fresh water fracturing fluid preparation cannot realize on-line liquid mixing construction. Through indoor research, we carried out many experiments about the technology of fracturing fluid in seawater. By using new crosslinking technology, we overcome the difficulties of glue viscosity increasing under high salinity, pH value control and sand-carrying to achieve instant fluid. In on-site operation we adopt continuous mixed method to implement the staged fracturing of platform scale.

low damage; seawater-based; fracturing fluid; continuous mixing process; staged fracturing

2016-03-02

中国海洋石油总公司综合科研项目“南海西部海域典型低孔低渗油气藏勘探开发关键技术研究及实践” (CNOOC-KJ125ZDXM07LTD02ZJ11)

廖云虎(1981 — )，男，硕士，工程师，研究方向为油气田采油工艺。

TE39

A

1673-1980(2016)06-0064-03