环江油田抗高矿化度水质压裂液体系研究
Outline:
马兵1
,
宋汉华2
,
牛鑫3
,
刘一仓4
,
刘转红1
1. 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;
2. 中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心;
3. 中国石油长庆油田分公司第四采油厂;
4. 中国石油长庆油田分公司超低渗透油藏第四项目部
收稿日期：2011-04-27；修回日期：2011-05-27
作者简介：马兵：男，1979年生，工程师，2002年毕业于江汉石油学院石油工程专业，2007年获湖北荆州长江大学油气田开发工程硕士学位，现从事储层改造方面研究。地址：(710018)陕西省西安市未央区明光路新技术开发中心.
摘要：环江油田在前期的压裂施工过程中存在压裂液体系抗剪切、携砂性能差的问题，严重影响了对储层的有效压裂改造。通过室内试验分析后发现该区压裂配液用水中含有浓度高于正常值数倍的Ca2+、Mg2+等金属离子，其能与胍胶高分子基团作用，导致胍胶不能在水中充分溶胀或溶解，并出现分层和沉淀物。为此，研发出了抑制水质高矿化度、促进胶液溶胀、提高压裂液抗剪切能力的AH-Z螯合助溶剂与AH-W螯合稳定剂, 大大减小了高矿化度金属离子对压裂液性能的影响，提高了压裂液的抗剪切、携砂性能，从而形成了有效稳定的交联冻胶，保证了压裂顺利施工。
关键词：环江油田 压裂液 高矿化度 螯合助溶剂 螯合稳定剂
Research of Fracturing Fluid with High Salinity Resistance in Huanjiang Oilfield
Outline:
Ma Bing1
,
Song Hanhua2
,
Niu Xin3
, et al
1. The Oil and Gas Technology Research Institute of Changqing Oilfield Company, State Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oilfield, Xi'an 710018, Shaanxi, China;
2. Sulige Research Institute of Changqing Oilfield Company, Xi'an 710018, Shaanxi, China;
3. The No.4 Oil Production Plant of Changqing Oilfield, Jingbian 718500, Shaanxi, China
Abstract: The shearing resisted and poor sand-carrying performance of fracturing fluid has seriously affected the effective fracturing reconstruction of the reservoir in the Huanjiang oilfield in the early-stage fracturing process. Laboratory analysis shows that water in this area contains several times higher concentrations of Ca2+, Mg2+ and other metal ions than normal water. The metal ions can interact with guar gum polymer group, which results in difficulties in swelling or dissolving in water, and the occurrence of stratification and sediment. The chelate solvent AH-Z and chelate stable agent AH-W were developed. They can inhibit high salinity, promote guar gum swelling, increase fracturing fluid shear-resised capacity, and greatly reduce the detrimental effects of the high salinity metal ions on the performance of fracturing fluid as well. Consequently, they can improve fracturing liquid shear resistance and sand-carrying capability, and promote to form an effective and stable cross-linked gel ensuring the smooth fracturing process.
Key words:
Huanjiang oilfield fracturing fluid high salinity chelate solvent chelate stable agent
环江油田位于甘肃省环县境内，是长庆油田近年来发现的一个亿吨级大油田。该区位于鄂尔多斯盆地西部，横跨天环坳陷和西缘逆冲带两大构造单元，主力油层为三叠系延长组长8。
环江油田长8油层深度大于2 700 m，平均孔隙度8.9%，平均渗透率0.32×10-3 μm2，渗透率低、物性差、岩性致密，为典型的低渗透储层。水力压裂是该区主要的储层改造手段，油井不经过压裂改造就没有产能。然而，在前期的压裂改造过程中, 由于常规压裂液体系性能差，在一定程度上影响了对储层的有效压裂改造。
1 环江油田水质问题
环江油田于2010年开始规模投产，在前期的压裂施工中发现交联冻胶体系呈弱交联，粘度低、携砂性能差，压裂施工过程中砂比提不上去，平均砂比达不到设计要求，严重影响了对储层的有效压裂改造。配制压裂液的化工原料质量是完全合格的，而且配液程序也准确无误，因此可以判断压裂液体系性能不合格的原因应该是配液用水的水质不达标所造成的。
1.1 物理性能评价
对环江油田压裂用水分别在四个不同水源点进行了取样(分别编号为1#、2#、3#、4#水样)。对每个水样进行了矿化度和pH值测定，并与标准的常规配液用水进行了对比，评价结果见表 1。
表 1
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表 1 环江地区水样基本离子分析表
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分析结果表明，四种水样与常规配液用水相比，Ca2+、Mg2+含量远远高于常规配液水样，矿化度极高。用该水样配成0.4%浓度的羟丙基胍胶(CJ2-6)溶液，静置4 h后，烧杯底部出现沉淀物，将底部胶状沉淀物捞起后，发现上部基液粘度较低，不易交联(图 1)。
1.2 水质对胍胶溶液粘度的影响分析
选取4#水样配制成浓度为0.4%的羟丙基胍胶溶液，以正常指标的工业水作为参考标准，检测不同静置时间下溶液粘度的变化(表 2)。
表 2
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表 2 粘度测试表
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试验方法：使用GJ-3S搅拌器，在量杯中加入500 mL水样，在搅拌速度为7 500 r/min的情况下加入已称量好的羟丙基胍胶CJ2-6(2.0 g)，搅拌3 min后，检测溶液粘度变化。
从表 2可以看出：4#水样与工业水配制的CJ2-6羟丙基胍胶溶液相比，胍胶溶液溶胀速度慢，随着放置时间的延长，两者之间粘度差异逐渐缩小。
分别用四种水样及标准工业水配制成0.35%和0.4%的CJ2-6溶液，用GJ-3S搅拌器在7 500 r/min转速下连续搅拌5 min后，在室温下静置90 min，然后用六速旋转粘度计检测溶液的粘度，结果见表 3。
表 3
表 3 不同浓度、不同水样配制的CJ2-6溶液粘度（检测温度:15℃）
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表 3 不同浓度、不同水样配制的CJ2-6溶液粘度（检测温度:15℃）
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从表 3可以看出，4个水样在配制成胶溶液后，与工业水对比，粘度均较低，其中3#水样粘度最低，与同等条件下配制的0.35%的CJ2-6水溶液粘度差异达到37.9%。检测结果表明4个水样都对所配制的胍胶溶液的粘度有影响。
1.3 压裂液流变性能评价
分别用1#、2#、3#、4#水样及工业水配制0.4%羟丙基胍胶溶液，加入破乳助排剂、粘土稳定剂、杀菌剂等添加剂，在30℃水浴中溶胀4h。
将胍胶基液与50%有机硼交联剂按100:0.6的比例配制成交联液，然后采用BROOKFIELD公司PVS高温高压流变仪评价其在70℃下的耐剪切性能，剪切速率170 s-1。4#水样和工业水水样配制的冻胶流变性测试结果见图 2。
从图 2可以看出，工业水配制的冻胶在70℃连续剪切60min后，粘度仍保持在100 mPa·s以上；而4#水样配制的冻胶在流变仪的连续剪切下，7min粘度降低至50mPa·s以下，不能满足现场施工要求。用其它三个水样所配制的交联冻胶的流变性能与4#水样基本相同，抗剪切性能差，均不能满足现场压裂施工要求。
2 抗高矿化度水质压裂液配方优化及评价
经过室内大量的试验分析，开发出抑制水质高矿化度、促进胶液溶胀、提高压裂液抗剪切能力的螯合系列产品——AH-Z螯合助溶剂与AH-W螯合稳定剂, 以保证冻胶良好的携砂性能，利于形成良好的支撑裂缝，并能及时彻底破胶。
2.1 AH-Z螯合助溶剂工作原理
螯合作用是螯合剂溶于水后发生电离，生成带负电性的分子链，它与Ca2+、Mg2+等离子形成可溶于水的络合物或螯合物，从而使无机盐溶解度增加，起到助溶阻垢作用。
例如：聚磷酸盐在水溶液中产生(—P—O—P—O—)键，它能够与Ca2+形成螯合物，见图 3和图 4。
由于螯合物的特殊稳定性，已很少能反映金属离子在未螯合前的性质。金属离子在形成螯合物后，在颜色、氧化还原稳定性、溶解度及晶形等性质方面发生了巨大的变化。很多金属螯合物具有特征性的颜色，而且这些螯合物可以溶解于有机溶剂中。利用这些特点，可以进行沉淀、溶剂萃取分离、比色定量等分析分离工作[13]。
羟丙基胍胶是天然植物胶胍胶的衍生物。分子结构中主链为β- 1, 4D甘露糖，侧链为α-1, 6D半乳糖。在胍胶及胍胶衍生物分子结构中，都有2个相邻顺位羟基，为极性高分子，故易在水中发生溶胀或溶解[4]。但是，由于水中Ca2+、Mg2+等高价金属离子浓度大，能与胍胶高分子基团作用，发生交联而使其难在水中发生溶胀或溶解，导致水溶液分层并出现乳白色絮状物。因此，不能形成高度分散体系的胶体溶液。
另外，有机硼溶液呈碱性，在遇到水中高浓度的Ca2+、Mg2+等高价金属离子时，会生成沉淀物：
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(1) |
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(2) |
由此可见，配液用水的高矿化度是导致施工所用胍胶液体不溶胀、分层、粘度低以及交联后的冻胶韧性、抗温性能、抗剪切力差等问题的根本原因，有效地降低配液水的矿化度是解决问题的关键。目前常用的降低水矿化度的方法主要有加化学剂处理法、膜分离法、反渗透法、电渗析法和蒸馏淡化法等。
结合现场施工条件以及对水样的分析，经过室内多次试验，研发出了能够有效降低环江油田配液水高矿化度的新型螯合助溶剂AH-Z，它能够利用其分子内部高配位能力的官能团与水中的高价金属离子结合达到有效降低矿化度的目的，成功地解决了胍胶分层、沉淀、不能溶胀的问题。与此同时，配合使用螯合稳定剂AH-W可以有效提高胍胶基液交联后的抗剪切性、抗温性以及携砂能力。
2.2 液体配方优化及评价
(1) AH-Z螯合助溶剂。在配制胍胶溶液之前，在4个水样中分别加入不同量的AH-Z螯合助溶剂以达到抑制矿化度对胶液溶胀的影响，并提高胶溶液的粘度。然后将各水样配制成胍胶溶液，检测溶液粘度随静置时间的变化。
从表 4可以看出，加入AH-Z螯合助溶剂后，4#样配制的胶溶液溶胀速率有明显的改善，AH-Z为0.05%时，4#水样的粘度与工业水配制的溶液粘度接近。
表 4
表 4 4#水样加入不同浓度的AH-Z螯合助溶剂配制的基液粘度表
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表 4 4#水样加入不同浓度的AH-Z螯合助溶剂配制的基液粘度表
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从表 5可以看出，对于1#、2#、4#水样，AH-Z螯合助溶剂加量为0.05%，即可抑制水质的高矿化度，保证胶液溶胀，达到较好的粘度。针对3#水样，AH-Z螯合助溶剂加量分别为0.05%、0.10%时，胶溶胀效果差，无法满足施工需求，当AH-Z螯合助溶剂加量至0.15%时，可满足条件。
表 5
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表 5 水样调整数据表
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在现场施工过程中，可以通过试验小样的方式，以工业水做参比，用简单的胶溶胀试验进行AH-Z螯合助溶剂加量的确定。
(2) 流变性能评价。量取4个水样各500 mL，1#、2#、4#水样加0.05%AH-Z螯合助溶剂，3#水样加0.15%AH-Z螯合助溶剂，分别配制成0.4%CJ2-6胍胶基液，放入30 ℃恒温水浴中恒温静置4 h，使基液粘度趋于稳定。
将基液和50% JL-2交联剂按100:0.6交联后，采用BROOKFIELD公司PVS高温高压流变仪评价其在70 ℃下的耐剪切性能，剪切速率170 s-1。结果见图 5。
从图 5可以看出，经过配方调整后的1#、2#、3#、4#水样所配制的交联胍胶体系，在70 ℃下连续剪切45 min，最后粘度均保持在100 mPa·s以上。说明该体系配方具有较好的耐温抗剪切性能，完全能够满足现场携砂要求。
(3) 静态破胶实验。在1#水样配制的基液中，加入不同量的螯合稳定剂AH-W和过硫酸铵破胶剂APS，然后与50%有机硼交联剂JL-2按100:0.6进行交联。评价交联冻胶在70 ℃下的破胶性能，并与工业水配制的基液进行对比。不同破胶剂加量下的破胶液粘度见表 6。
表 6
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表 6 破胶剂APS不同加量下的破胶液粘度数据
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从表 6可以看出，在温度为70 ℃的情况下，AH-W加量为0.1%，过硫酸铵加量为0.015%，2 h之内可完全破胶；过硫酸铵的加量为0.02%时，1.5 h之内可完全破胶；过硫酸铵的加量为0.03%时，1 h之内可完全破胶。因此，AH-Z螯合助溶剂和AH-W螯合稳定剂的加入对液体的破胶性能没有影响。
3 现场施工情况
2010年压裂液配方经优化调整后，现场共压裂200余口井，施工过程顺利，平均砂比完全达到了设计要求(见表 7)。通过加入螯合助溶剂(AH-Z)和螯合稳定剂(AH-W)，大大减小了高矿化度金属离子对压裂液性能的影响，在压裂过程中能够形成有效稳定的冻胶，使压裂液具有良好的携砂性能，能够保证压裂施工的顺利进行(见图 6)。
表 7
表 7 环江长8油藏部分井压裂液基液粘度及平均砂比统计表
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表 7 环江长8油藏部分井压裂液基液粘度及平均砂比统计表
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4 结论
(1) 环江油田由于压裂用水存在高于正常值数倍的金属离子，矿化度高, 从而影响了压裂液的有效交联，造成压裂液抗剪切、携砂性能差；
(2) 针对环江油田高矿化度压裂用水，研发了螯合助溶剂(AH-Z)和螯合稳定剂(AH-W)，可大大减小高矿化度金属阳离子对压裂液性能的影响，提高压裂液的抗剪切、携砂性能，能够形成有效稳定的冻胶，保证压裂顺利施工。
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米卡尔J埃克诺米德斯. 油藏增产措施(第三版)[M]. 北京: 石油工业出版社, 2002: 239-257.
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2011, Vol. 40