贾俊，陈磊，张亮

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710021；2.川庆钻探工程有限公司工程技术研究院，西安 710018；3.川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司，西安 710018）

1 压裂返排液配钻井液影响因素分析

1.1 陇东地区返排液基本情况

现场收集长庆油田陇东地区具有代表性的4 种油井用压裂液返排液样品（EM30，EM30S，RP-120，和瓜胶），对其基本性能进行测试，数据见表1。

表1 长庆油田陇东地区代表性油井用压裂返排液基本性能

从表1 可以看出，长庆陇东地区压裂返排液样品除色度外，密度、黏度、pH 等基本性能接近于清水，压裂返排液样品COD值在146～29 536 mg/L之间，不同压裂返排液的COD值差异较大，返排液中的含砂量在0.5%～1.0%之间，含砂量大会对钻井设备等造成一定的磨损，是配制钻井液的影响因素之一。

1.2 压裂返排液离子成分分析

对现场返排液样品的离子成分进行了分析，实验结果见表2。

表2 长庆油田陇东地区代表性压裂返排液离子成分分析

由测试结果可知，压裂返排液中离子成分主要以Ca2+、Mg2+、K+、Na+及Cl-为主，同时存在HCO3-、SO42-等，返排液样品的矿化度在901～29 410 mg/L 之间，返排液的硬度从74 mg/L 到1826 mg/L 不等。由于高矿化度等会降低钻井液处理剂使用效果，如影响膨润土的水化分散及聚合物分子链的伸展和溶解，导致钻井液整体性能差，如钻井液黏度切力低，降滤失性难以控制等，是影响其配制钻井液的主要因素之一。

1.3 压裂返排液生化指标分析

针对收集的压裂返排液样品，参考标准SY/T 0532—2012《油田注入水细菌分析方法 绝迹稀释法》，采用生化培养箱在35 ℃下，对SRB、FB、TGB 三种菌落含量进行检测，实验结果见表3。表3 表明，返排液中普遍存在大量细菌且极易繁殖。返排液样品细菌含量高，易造成钻井液添加剂的降解、发酵、失效等，会严重影响钻井液体系稳定性，因此细菌含量是影响配制钻井液的主要因素之一。

表3 压裂返排液样品的原始细菌含量检测

1.4 压裂返排液发泡性评价

室内对现场返排液的发泡性能进行了评价，实验结果如表4 所示。

表4 返排液的发泡性能评价

室内实验表明，现场采集的压裂返出液样品除1#外均有不同程度的发泡，体积增加明显，其中2#样品和混合样品的发泡率达26%。主要是因为压裂返排液中含有助排剂、表面活性剂等组分，在钻井液循环过程中易引起发泡，从而导致钻井液性能不稳定，对钻井施工造成影响。因此，返排液的发泡性是影响钻井液性能稳定性的因素之一。

综上分析，陇东地区压裂返排液的含砂量、总矿化度、硬度及细菌含量高，会对配制钻井液产生影响。因此，需要对返排液进行预处理后再配制钻井液进行使用。

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2 压裂返排液预处理技术

2.1 返排液除砂设备的优选

为有效降低压裂返排液中的含砂等固相，实现更好的配制钻井液效果，在压裂井现场测试分析了三级液压除砂回收装置及螺旋除砂沉砂设备的固相去除效果，实验结果见表5。现场测试表明，返排液经螺旋除砂沉砂罐和三级液压除砂装置处理后，含砂量均可降低到0.3%以下。因此以上2 种设备均可用于返排液中含砂的去除。

表5 不同设备的返排液除砂效果分析对比

2.2 返排液杀菌剂的优选

细菌含量高会严重影响钻井液体系稳定性，导致钻井液处理剂加量增加。室内开展了返排液杀菌剂的优选。由表6 看出，WJ-1 对返排液的杀菌效果最好。主要是因为WJ-1 是由阳离子长链聚合物、表面活性剂、稳定剂复合而成的广谱杀菌剂，相对于NS-1 和SJ-1 的单一性杀菌剂的效果要好。因此选用WJ-1 作为返排液的杀菌剂。

表6 杀菌剂优选实验

图1 是在标准条件下测试压裂返排液加入杀菌剂前后杀菌效果，其中左边4 列是未加杀菌剂的返排液，从颜色可以看出其细菌大量繁殖；右边6 列是加入杀菌剂WJ-1 后的返排液，从颜色可以看出杀菌剂WJ-1 对硫酸盐还原菌（SRB）、铁细菌（FB）及腐生菌（TGB）均具有较好的灭活效果。

图1 对返排液中不同菌落的杀菌性能评价

2.3 返排液抑泡处理剂优选

实验选用XP1、XP2、XP3 和XP4 4 种试剂作为消泡剂，选取起泡效果较高的2#、4#、6#样品和混合样测试了加入不同抑泡剂的抑泡效果，结果见表7。抑泡结果为XP4＞XP3＞XP2＞XP1，究其原因主要是因为XP4 是属于有机硅乳液水溶性消泡剂，相对于其他3 种丙烯酸酯类及聚醚类消泡剂其渗透力更强，能迅速破坏泡沫，抑制泡沫的产生。

表7 压裂液返排液抑泡率实验结果

2.4 返排液离子去除实验研究

分离液中Na+，K+，Ca2+，Mg2+，Sr2+等离子大量存在，使得返排液会对钻井液（尤其是清水聚合物钻井液）性能造成一定影响，因此去除/降低返排液中的离子含量对配制钻井液有着重要影响。由返排液离子含量分析结果可知，返排液中的离子主要是由二价的Ca2+，Mg2+和一价的Na+及K+等构成，并且以一价离子为主。现有离子去除方法主要以化学去除法和离子交换树脂法为主，从返排液处理经济性角度出发，选用化学去除法开展返排液的离子去除实验研究。2#返排液样品的硬度最高，因此采用2#返排液样品开展了离子去除实验优选评价，结果见表8 和表9 及图2。由实验结果可以看出，压裂返排液经处理后，总硬度降低到71 mg/L 以内，可以达到钻井液配浆水硬度的要求（小于200 mg/L）。消除剂JNS-1、NSG-1 作用后，对膨润土造浆性具有一定影响；消除剂ST-1 作用后，pH 在9～11 时膨润土造浆性良好，主要是因为ST-1 不但能对Ca2+，Mg2+等离子实现沉淀去除，而且其对其它高价离子具有屏蔽和络合作用，能有效抑制其对黏土分散产生影响，因此选择ST-1 作为硬度消除剂。

表8 2#返排液用硬度消除剂的优选实验（水化时间为16 h）

图2 ST-1（左）和JNS-1（右）离子去除后黏土分散实验

表9 压裂返排液降离子处理后阳离子含量测试（mg·L-1）

2.5 压裂返排液预处理流程及控制参数

根据室内实验结果，结合长庆陇东油井现场实际生产特点，确定出压裂返排液预处理流程及控制指标。返排液预处理流程：①对井口返出的返排液采用螺旋除砂沉砂装置进行除砂；②将除砂后的返排液转入预处理罐中按照以下比例和顺序进行处理：压裂液返排液+（0.1%～0.3%）pH 调节剂+（0.1%～0.3%）硬度消除剂+（0.05%～0.1%)消泡剂+（0.05%～0.1%）杀菌剂搅拌、沉淀（具体根据返排液实际结果调整），沉淀后上部清液达到钻井液配浆水要求，具体参数控制值如表10 所示。

表10 返排液参数指标控制

3 压裂返排液配钻井液技术

3.1 预处理后返排液配制钻井液技术

根据陇东地区油井返排液及钻井液实际使用情况，综合考虑压裂返排液配制钻井液影响因素，室内选取2#样品（矿化度最高，EM30s）、3#样品（矿化度最低，瓜胶）及混合样（1#～6#），开展预处理前后返排液及与清水混配后配制钻井液性能评价。体系选用陇东油井常用的聚磺钻井液，开展热滚前后的返排液综合性能评价，结果见表11。由上述结果可以看出，2#返排液（EM30s）矿化度、总硬度较高，预处理后配制的聚磺钻井液黏度损失率在20%以内，失水略有增加，2#返排液与清水按照50∶50 的比例混配后配制钻井液，黏度损失率可控制在10%以内；3#返出液（瓜胶）矿化度、总硬度相对较低，预处理后配制的聚磺钻井液与清水配制的性能相差不大。

总体来看，矿化度最高的2#样（29 140 mg/L）在预处理后，配制的钻井液表观黏度增加值在13.6%以上，与清水按照1∶1 配比后和全部采用清水配制的性能基本接近；矿化度最低的3#样（901 mg·L-1）在预处理后，配制的钻井液性能和全部采用清水配制的接近，能满足配制聚磺钻井液的需要。

表11 压裂液返出液配聚磺钻井液配方实验

3.2 返排液配钻井液高温高压流变性评价

为进一步验证压裂返排液配制的钻井液稳定性，采用高温高压流变仪对压裂返排液配制的钻井液性能进行测试，见图3。从图3 可以看出，当体系的温度达到150 ℃左右时，体系黏度突降，说明体系最高抗温150 ℃。

图3 返排液配制的钻井液高温高压流变曲线

4 现场试验情况

4.1 试验井基本情况

钻井液试验井为长庆油田陇东地区致密油水平井华H**-4 井。该井为二开水平井，一开井眼尺寸406.4 mm，二开井眼尺寸311.2 mm，水平段储层层位为长72 地层，设计井深4540 m，从1000 m 开始采用聚磺钻井液体系进行钻进。

选取的返排液井为陇东华H**井，该井压裂返排液类型为EM30s，返排液基本性能测试如表12 所示。

表12 致密油水平井华H**-4 井返排液离子成分分析

4.2 试验情况

压裂返排液经三级除砂回收装置除砂后用罐车拉运至钻井现场，在钻井现场经过去除硬度、杀菌、调整pH 及抑泡等预处理后和生产用水混合配制现场钻井液。压裂返排液预处理前后基本性能见表13。

表13 压裂返排液预处理前后基本性能

现场从2000 m 开始按照50∶50 的比例将预处理后返排液和清水混合后配制钻井液，钻井液密度为1.22～1.24 g/cm3，FV为42 s～46 s，完井测井期间将钻井液密度调整至1.30 g/cm3，钻井液性能稳定，无沉降。现场试验期间钻井液性能稳定，流变性良好，钻井液有轻微发泡现象，通过添加少量消泡剂XP4 即可消除，钻井液无变质（检测了井深3500、3800、4100 和4463 m 的钻井液中细菌含量均在控制范围之内），滤失量易于控制（稳定在6 mL 以内），试验井段井壁稳定，井眼清洁状况良好，起下钻及测井无遇阻，具体数据如表14所示。

表14 华H*-4 井钻井液性能对比

5 结论与认识

1.长庆陇东油井压裂液（EM30，EM30s，RP120及瓜胶等）返排液配制钻井液的影响因素主要是含砂量、矿化度及细菌含量高及发泡性明显等。

2.通过实验研究，按照预处理工艺将返排液进行螺旋除砂、pH 调节、杀菌、离子消除及抑泡等工艺措施后，返排液的发泡率小于2%，总硬度控制在100 mg/L 以内，可以达到配制钻井液配浆水要求。预处理后的返排液配制的钻井液（密度为1.25～1.30 g/cm3）的高温高压流变性能与清水配制的聚磺钻井液基本一致，热滚前后（120 ℃、16 h）的黏度损失率可控制在15%以内。

3.返排液配制钻井液在试验期间性能稳定，发泡性能可控，流变性良好，失水易于控制，试验井段井壁稳定，井眼清洁状况良好，起下钻及测井无遇阻，为该技术在长庆陇东油井进一步扩大应用奠定了基础。