1、行业论坛黄峰等：华北油田耐温高密度压裂液体系研制与性能评价油气田地面工程 https:/华北油田耐温高密度压裂液体系研制与性能评价黄峰1姜华东2赵磊3廖炜3魏鹏3王立伟31中国石油集团渤海钻探工程有限公司定向井分公司2中国石油集团渤海钻探工程有限公司第二钻井工程分公司3中国石油集团渤海钻探工程有限公司第四钻井工程分公司摘要：常规压裂液耐温差、密度低，无法满足压裂需求，为保障勘探开发效果，必须研究耐高温、可加重、低成本的压裂液体系。为此选择室内自制羟丙基超级瓜胶 JK202作为稠化剂，加入浓度为 0.4%0.45%（质量分数），优选出最佳有机硼交联剂 XM-4，加入浓度为 0.6%0.65%，优
2、选了加重密度为 1.2 g/cm3以内的 NaCl加重剂，确定加重密度为 1.2 g/cm3时 NaC1体系压裂液最优配方。对高温高密度压裂液体系进行综合性能评价，实验结果表明：NaCl加重压裂液各添加剂之间配伍性良好，在 150、170 s-1条件下剪切 60 min，最终黏度稳定在 100 mPas以上；通过调节 pH 值为 912，交联时间可控制在 2.710.3 min之间。该研究成果可为现场高温高应力储层压裂改造提供技术支撑。关键词：华北油田；压裂液；耐高温；加重密度；黏度；减阻率Development and Performance Evaluation of Temperatur
3、e-resistant and High-densityFracturing Fluid System in Huabei OilfieldHUANG Feng1，JIANG Huadong2，ZHAO Lei3，LIAO Wei3，WEI Peng3，WANG Liwei31Directional Well Drilling Branch of Bohai Drilling Engineering Co.，Ltd.，CNPC2No.2 Drilling Engineering Branch of Bohai Drilling Engineering Co.，Ltd.，CNPC3No.4 Dr
4、illing Engineering Branch of Bohai Drilling Engineering Co.，Ltd.，CNPCAbstract：Conventional fracturing fluid has poor temperature resistance and low density，which can-not meet fracturing demand.In order to ensure the effect of exploration and development，it is neces-sary to study the fracturing fluid
5、 system with high-temperature resistance，possibility of weighting,andlow-cost.Based on this，the indoor self-made hydroxypropyl super guar gum JK202 is used as thethickener，with the dosage concentration of 0.4%0.45%(mass fraction).The best organoboron cross-linking agent XM-4 is selected，and its dosa
6、ge concentration is 0.6%0.65%.The NaCl weightingagent with weighted density within 1.2 g/cm3is selected，and the optimal formula of NaCl system withthe weighted density of 1.2 g/cm3is determined.The comprehensive performance evaluation of thehigh-temperature and high-density fracturing fluid system s
7、hows that the compatibility among additivesof NaCl weighting fracturing fluid is good.After shearing for 60 minutes with 150 and 170 s-1，thefinal viscosity is stable at 100 mPas or more.By adjusting the pH value ranging 9 to 12，the crosslink-ing time can be controlled between 2.7 and 10.3 minutes.Th
8、e research results can provide technical sup-port for on-site fracturing and reconstruction of high-temperature and high-stress reservoirs.Keywords：Huabei Oilfield；fracturing fluid；high-temperature resistance；weighted density；viscos-ity；drag reduction efficiency我国作为能源消耗大国，对能源的需求日益增长1-4。根据 2020 中国能源化
9、工产业发展报告，我国 2020 年一次炼油能力达 9108t，成品油终端消费量为4.03108t，成品油出口量达5.9108t5-8。全世界低渗透油田数量众多，资源丰富，许多石油勘探队伍都在尝试开采这类低渗、稠油油气田。这DOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2023.02.00312第 42卷第 02期（2023-02）油气田地面工程 https:/行业论坛类油田开发难度大、成本高，因此水力压裂技术由此诞生，自 20 世纪 80 年代开始对低渗透油藏进行改造，该技术得到飞速发展9-13。高温、高压是深井、超深井的显著特点，这类井压裂施工时井口承压过高，除了减小压裂液摩阻和
10、地层破裂压力外，还需要通过在压裂液中添加加重剂来增加压裂液密度，提高压裂液静液柱压力，从而降低井口施工压力14-15。加重剂种类较多，其盐溶液密度与加重剂的种类和浓度有关，所以压裂液的密度在一定范围内可以通过使用不同的加重剂来进行调节16。加重剂的选取应重点考虑加重效果、经济性以及对地层的影响。目前常见的压裂液加重剂中氯化钠和氯化钾成本较低，但加重效果有限；溴化钾和溴化钠加重效果较好，但成本较高，很难广泛应用。交联剂在压裂液交联反应中发挥关键作用，直接影响压裂液成胶时间、耐温性和耐剪切性。使用交联剂可以减少稠化剂的用量，从而节约成本，它具有耐温耐剪切性、容易破胶、延迟交联等优点。本文室内合成有
11、机硼交联剂，并筛选优化，形成针对不同加重体系下的耐高温交联剂，配合优选的加重剂、稠化剂等，最终形成一套耐温高密度压裂液体系。随着华北油田继续向深层勘探，其主力产层储层增储稳产能力下降，因此必须加大深层稀油的勘探开发力度。研究区储层物性差，须进行压裂改造增产。常规压裂液耐温差、密度低，无法满足其压裂需求，为保障华北油田的有效勘探开发，必须研究耐高温、可加重、低成本的压裂液体系。研究开展了对稠化剂、交联剂、pH 调节剂、加重剂和破胶剂类型与含量等的优选，开发一套适用于华北油田高温深层的耐温高密度压裂液体系，为深层、高温、高应力储层改造提供技术支撑。1压裂液添加剂优选与评价1.1稠化剂优选1.1.1
12、表观黏度评价水基压裂液稠化剂包括瓜胶及其衍生物、纤维素、人工聚合物等，最常用的是瓜胶、羟丙基瓜胶等。而普通瓜胶耐温性较差，故高温压裂液常使用改性瓜胶作为稠化剂。综合文献调研、现场要求以及实验室实际条件，选择实验室使用的羟丙基超级瓜胶 JK202作为稠化剂，其具有良好的抗温、抗剪切性能，并拥有较好减阻和抗盐性能。室内条件下，取多个烧杯分别加入 100 g 蒸馏水置于磁力搅拌器上，分别加入不同浓度的稠化剂JK202，搅拌 20 min 充分溶胀后，使用六速旋转黏度计测定不同浓度下瓜胶基液的表观黏度，结果如表 1所示。表 1不同浓度下基液表观黏度Tab.1 Apparent viscosity of
13、 base fluid at different concentrations浓度/%0.200.250.300.35表观黏度/(mPas)11.818.625.634.8浓度/%0.400.450.500.55表观黏度/(mPas)43.661.274.586.8稠化剂浓度较低时，其基液黏度过低，无法满足压裂液携砂性能和耐温性能要求，而过量的稠化剂会增加破胶后的残渣含量，并耗费大量成本。故综合考虑，暂定稠化剂 JK202 水溶液浓度为 0.4%0.45%（质量分数，下同）。1.1.2耐温性能评价室内配制浓度为 0.5%的羟丙基瓜胶 HPG 水溶液和浓度为 0.45%羟丙基超级瓜胶 JK202
14、 水溶液，充分溶胀后使用流变仪测定不同温度下瓜胶基液的表观黏度，结果如表 2所示。表 2不同温度下基液表观黏度测试Tab.2 Apparent viscosity test of base fluid at differenttemperatures时间/s051015202530温度/22.338.555.570.888.2105.6121.8表观黏度/(mPas)59.148.637.220.815.811.99.6从表 2 可知，稠化剂 JK202 在常温下表观黏度为 59.1 mPas，具有足够的黏度保证压裂液携砂性能，而且在 120 温度下仍能保持较高的表观黏度，说明其耐温性能较好。
15、1.1.3最佳溶胀 pH值配制 0.45%的 JK202水溶液，使用 pH 调节剂调节水溶液至不同的 pH 值，置于磁力搅拌器上搅拌约 20 min 至充分溶胀。量取 300 mL 瓜胶基液，使用六速旋转黏度计测定室温 20、转速 300 r/min条件下，不同 pH值的瓜胶液表观黏度（表 3）。由表 3可知，羟丙基超级瓜胶 JK202在 pH值超过 10 时，基液黏度下降较为明显，主要原因在于强碱性环境下高分子链中液晶结构较为稳定，表现出溶胀现象不明显。因此可以确定，羟丙基超级瓜胶 JK202最佳溶胀 pH值为 710。13行业论坛黄峰等：华北油田耐温高密度压裂液体系研制与性能评价油气田地面
16、工程 https:/表 3不同 pH值条件下基液黏度Tab.3 Base fluid viscosity under different pH valuespH值3456789101112HPG基液黏度/(mPas)335345465049484665JK202基液黏度/(mPas)4265545853484745761.2交联剂的优选主要从压裂液体系交联挑挂性和耐温抗剪切性等方面对有机硼交联剂进行优选。配置 5 份 100 g羟丙基超级瓜胶 JK202 基液，其中 JK202 浓度为0.45%，在磁力搅拌器上搅拌约 20 min，使瓜胶粉充分溶胀，分别向其中添加等量的碱性 pH 调节剂，调节基液 pH 值在 10左右，每份样品分别添加不同的有机硼交联剂，质量分数暂定为 0.6%，使用玻璃棒搅拌，观察压裂液交联情况，并进行挑挂性试验，结果见表 4所示。表 4有机硼交联剂压裂液交联挑挂情况Tab.4 Fracturing fluid crosslinking and hanging of organic boroncrosslinking agents性能交联性挑挂性交联剂XM-1不不X