环保型海水基免混配压裂液研究与开发进展

近年来，我国油气对外依存度不断攀升，2018 年高达 72% 。依据国家能源安全战略，2019 年中国海油制定了《关于中国海油强化国内勘探开发未来“七年行动计划”》，加大力度开发以深层及低渗油藏为主的非常规油田，确保增储上产。海上油气资源极为丰富，随着开发力度的增大，越来越多的海上低渗透油藏储量被发现，因此解决海上低渗透油气田开发问题对我国石油工业持续稳定增长有着至关重要的作用。然而海上低渗油气田有开发程度较低，开发成本高，技术不如陆上油田开发技术成熟等问题的存在。

我国海上低渗透油田储量分布位置相对集中，其主要分布在东海、渤海、南海西部海域，以砂岩储层为主，具有地质埋藏较深，温度较高，泥质含量较大，岩石孔隙度小、油藏物性差、油层薄的特征，由于海上低渗透油藏埋深较大，大部分低渗透油田的埋深在2500m 以上，其中部分东海海域低渗透气藏埋深甚至超过4000m，受地层强烈压实作用的影响，油藏孔喉细小、孔渗条件差、结构较复杂；由于油藏深度大，储层温度普遍高于90℃，有些地层达到150℃以上[1]。

水力压裂技术作为重要的储层改造措施已在陆地低渗油气田得到广泛应用，且成果显著，海上低渗油田的地质特点导致压裂作业存在着许多的困难：1）海上油田压裂用压裂液所用淡水不易获得，需要通过拖轮等从陆地运送淡水到平台，经济性差；2）由于海上油田平台空间较小，难以摆放大量的配液罐等配制压裂液所用设备，导致难以进行压裂液的提前配制，尤其对于现在应用越来越多的大规模压裂来说，这种问题更加严重。3）随着海上完钻井深越来越大，储层温度也越来越高，常规压裂液在高温地层中，由于耐温性能差等原因，难以应用于压裂施工中[2]。

为了降低海上水力压裂开发成本、提高压裂施工效率和压裂效果，因此有必要采用海水基压裂液体系。海水基压裂液的研究难点主要在于：一是海水矿化度达到 30～40g/L ，因此常规天然聚合物及合成聚合物稠化剂溶解困难；二是海水基压裂液的耐温耐剪切性能受特定水质的影响而难以有效提高[3]。因此开发耐温耐盐性能好、适应性强、性能优良、对地层伤害低的压裂液体系是这一领域研究的重点[4]。此外，由于在海上钻井平台施工场地的限制，开发速溶、免混配压裂液体系也是海水基压裂液体系研究的一个重要方向。

国外海水基压裂液研究与开发进展

20 世纪70-90 年代海上油气田勘探开发进入快速发展时期，水力压裂技术作为开发改造海上低渗油气田的重要措施，具有十分广阔的应用前景。为了满足海上水力压裂施工设计的需要，国外的研究工作者在 20世纪 90 年代初提出了海水基压裂液体系的概念并进行了系统研究，这些研究在墨西哥湾油田和北海油田的压裂作业中得到大规模应用，取得了显著效果。Roodhart[5]等人提出海水基压裂液粘度低是因为海水中钙镁离子浓度高，影响压裂液性能，提出在配制海水基硼交联胍胶压裂液之前先将海水中的 Ca²⁺ 、 Mg² +离子完全沉淀出来，使体系的pH 得到控制，从而交联反应就能够顺利进行，但是该方法成本太高，不利于大规模作业，在高矿化度海水中，其抗温性能也一般，该体系仅适用于中低温地层。为了彻底避免硼交联体系的碱性环境下，Ca2+、 Mg² +离子的沉淀问题，采用锆、钛为交联剂的酸性交联体系具有独特的优势[6]。Huang 等[7]制备以钛为交联剂的CMHPG 压裂液体系，能形成粘弹性良好的冻胶，以 0.48% CMHPG，交联 pH 为 4，冻胶在温度89℃， 100s-1下，连续剪切 100min，其粘度仍能维持在 100mPa·s 以上。Gupta 等[8]研究了两性聚合物压裂液体系，采用高矿化度水配制压裂液，取得良好的效果。水溶性两性聚合物是分子链上同时引入含有正负两种电荷基团的水溶性高分子，与仅含一种电荷的阴离子或阳离子聚合物相比，该体系在盐水中粘度不但不降低，反而升高，呈现出十分明显的反聚电解质效应等独特的性能[9]。同时，在体系中加入与两性离子聚合物能产生协同效应的表面活性剂，结构得到进一步强化，使该体系具有良好的耐剪切性，同时也能降低压裂液在泵注过程中的摩阻。该体系在Bakken 和 Marcellus 地区使用产出水配制压裂液，都表现出良好的流变性能，其中 Marcellus 地区产出水的 Ca²⁺ 、 Mg^2* +离子浓度分别为 2790mg/L， 1470mg/L，总矿化度达到 27382ppm。在温度93℃， 100s-1 下，连续剪切 120min，两性离子聚合物稠化剂表面活性剂体系的表观粘度能维持在 150mPa·s以上，且易破胶。

2 国内海水基压裂液研究与开发进展

国内主要在 2011 年后开始针对高矿化度产出水提出相关压裂液体系，且多处于实验室研究阶段，近年来随着研究深入，对耐盐压裂液体系的研究向耐高温领域进行了拓展。王中泽等[10]以分子间的静电作用为理论基础，研制出一种适用于中高温地层的阳离子型中高分子量的压裂液用聚合物稠化剂，该压裂液聚合物稠化剂在加入电吸引诱导剂后可形成较强的空间网状结构，增黏效果很好，并且在110 C 、130 C 、 170s-1 下剪切1h 后黏度保持在 40～55mPa⋅s，，通过在苏里格气田苏20-23-X 井盒8 下段的现场压裂施工测试，其施工效果显著。徐克彬等[11]在阳离子聚合物溶液中加入阴离子表面活性剂，使聚合物通过静电吸引作用进行自缔合交联，并引入球状胶束及钙镁离子稳定剂，该压裂液体系耐盐达 60Kppm ，在 130‰ 、 170s-1 下剪切1h 后黏度大于50mPa.s，在华北油田二连地区阿尔法3-26 井现场应用，效果显著。张胜传等[12]以丙烯酰胺、丙烯酸、AMPS、二甲基丙烯酰胺、丙烯磺酸钠五种单体共聚得到多元共聚超支化分子增稠剂，在海水中溶胀3min 即可达到最高黏度的 90% ，在 150% 、 170s-1 下剪切 120min 后黏度达到 110mPa.s ，在大港油田港深16-23 井开展了先导试验，油层中部温度为156.2℃，压裂液现场配制工艺简单，性能稳定，施工顺利。鲍文辉等[13]对胍胶进行羟丙基和磺酸基改性得到耐盐稠化剂，通过溶解促进剂使耐盐稠化剂5min 内达到最终黏度的 80% ，满足连续混配装置和增产作业船配合使用的要求，采用过滤海水直接配制压裂液，成功应用于国内某油田153℃油井压裂施工中。陈磊等[14]以丙烯酰胺、丙烯酸、AMPS、N-乙烯基吡咯烷酮、顺丁烯二酸单十二烷基酯钠盐、N-十六烷基丙烯酰胺为原料，制得缔合型聚合物稠化剂，耐盐能力达到 40Kppm，抗Ca2+、 Mg2⋅ 分别达到800 和 1600mg/L ，在海水中溶胀8 min 时的溶液黏度达到最终黏度的 80% ，1%稠化剂+0.6% 交联剂的海水基压裂液体系在180℃下剪切90 min 的黏度为 60～70mPa.s 。薛俊杰等[15]以丙烯酰胺、AMPS 和ACMO 为原料制备了三元聚合物稠化剂，以该稠化剂形成的压裂液冻胶在矿化度45Kppm，200℃、170s-1 下黏度保留率 35% ，210℃、170 s-1 下剪切 120min 后黏度保持在 175.8mPa.s，具有六元杂环结构的吗啉基团的引入可明显提高压裂液冻胶的耐温抗剪切能力。

3 连续混配及免混配压裂液发展历程

连续混配技术因施工方便，节约人力、时间，简化施工设备，适于在海上压裂施工使用，平台连续混配施工，首先利用来源方便快捷的海水，避免了淡水资源的运输和储存，大大降低了后勤成本。其次，连续混配能解决平台空间对压裂规模的限制，降低施工风险，同时，压裂液配制易受现场控制，压裂液残液少，能减少浪费，更有利于环境保护[16]。连续混配工艺最早于 1985 提出，在哈里伯顿公司的 Harms 和 Yeager 的几篇文章中提到，现场使用连续混配工艺进行压裂施工，施工效率从之前的每天施工一口井提高到每天施工3 口井[17]。实现连续混配的关键是稠化剂能够迅速、完全的水化，最早满足条件的方法是预先配制高浓度稠化剂油浆，得到压裂浓缩液，并于施工现场通过连续混配装置将浓缩液与水混合，这种油浆形态的压裂浓缩液分散于水中不会形成胶块，可以迅速水化并且比固体粉剂易于计量，并且操作时无粉尘产生，提升了现场作业条件[18]。

自20 世纪90 年代，油田工作者先后研发了无固相表面活性剂、有机酯复配体系悬浮剂以及无固相聚合物悬浮剂，以柴油为携带液配制的羟丙基胍胶浓缩液和以聚丙烯酸酯高分子乳化剂制备的胍胶类乳液态浓缩压裂液[19]。随着目前国内外水基压裂液对胍胶的需求快速增加，其原料瓜尔豆由于生长条件限制无法扩展种植范围，导致胍胶供不应求，且价格也水涨船高，而合成聚合物类压裂液稠化剂因其增稠能力强、破胶性能好、残渣少，压后增产效果较好，因此在现场应用范围逐步扩大。20 世纪 70 年代以来，通过反相乳液及反相微乳液聚合相继研究和开发出了油包水型乳液及微乳液聚合物产品，这类乳液产品可在较短的时间内分散溶解，完全可以满足连续混配工艺对合成聚合物类稠化剂速溶的要求[20]。

使用乳液聚合物型压裂液稠化剂，可在连续混配施工的基础上进一步减少配液装置，实现无配液装置的免混配压裂液体系，与连续混配相比，免混配压裂液溶解时间极短，不需要停留时间，与配水混合后可直接携砂打入地层，因此不需要配液装置，进一步节省了海上平台压裂施工的空间，进而增大作业规模，有利于压裂施工在海上油田推广。同时，这种免混配压裂液在非极限条件下不需要交联剂，根据现场需要调整稠化剂泵入浓度，即可分别实现低粘减阻、高粘携砂的不同功能，避免常规压裂液受高矿化度高温条件影响不易交联增粘的情况[21]。

4 海水基免混配压裂液研究与开发进展

张锋三[22]以丙烯酰胺、AMPS 和十八烷基二甲基烯丙基氯化铵为单体合成了疏水缔合聚丙烯酰胺乳液，聚合物分子量100～200 万，固含量35～50%，乳液溶解时间52～94s，耐温80℃，耐盐 50Kppm ，实现“低浓度减阻、中浓度造缝、高浓度携砂”，在延长油田吴起区域 4 口井进行了现场试验，现场施工过程中通过在线绞龙连续混配的配液方法，滑溜水能够快速溶解且减阻性较好；经过对试验井产量及施工摩阻分析，压裂液在不同排量下具有更低的摩阻及携砂效果，试验井的产量较邻井增加 30% 以上。文新[20]以丙烯酰胺和自己合成的含长碳链磺酸结构单体合成了疏水缔合聚丙烯酰胺乳液，固含量 33% ，聚合物分子量 1500 万，乳液溶解时间60s，耐温118℃，耐盐50K ppm，在神木气田的双C22 井进行现场应用试验，该产品可满足连续混配工艺技术要求，利用该井返排液对本井配液施工，砂比为 25% ，施工平稳，返排率达到50%以上，返排无泡沫，并且点火成功。张晓虎等[23]以丙烯酰胺、AMPS、NVP 和长链烷基二甲基烯丙基氯化铵合成疏水缔合乳液，并与自制增效剂复配得到超分子乳液，耐盐10Kppm，0.6%的胶液在110 C 、170s-1 下剪切 120min ，黏度始终保持在120mPa.s 以上，在W204H39-5 井第19 段全程使用该压裂液体系施工，现场应用情况良好，施工段加砂强度高于同井相邻段及邻井相同段，无需其他添加剂，仅通过调整加量就实现了滑溜水、线性胶、冻胶的无缝切换，切换过程中压力平稳，液体性能稳定，实现了一体化压裂液完成整个施工的目标。李楷等[24]以丙烯酰胺、AMPS 和一系列疏水单体合成了聚丙烯酰胺乳液，制备过程中操作简单易于控制，制备而成的丙烯酰胺类聚合物增稠剂具有低伤害、环境污染小、增粘性好、悬浮性强、抗盐性好、摩阻低的性能，具有良好的减阻性能、携砂性能、破胶性能以及较好的增稠能力，能够满足 120℃以内地层的压裂要求。胡光等[25]以丙烯酰胺、DAC、AMPS 和正硅酸乙酯为单体，以耐热型脂肪族超支化聚酯为支化剂，合成了超支化两性聚合物乳液，乳液溶解时间30s，耐温140℃，耐盐90K ppm，超支化两性聚丙烯酰胺及其衍生物与常规乳液减阻剂相比分子结构更为复杂，减阻性能优异且可交联，通过实际需要搭配其他组分可获得滑溜水压裂液、线性胶压裂液、交联冻胶压裂液，实现一剂多用减少配液流程，有效降低施工成本。何大鹏等[21]以丙烯酰胺、AMPS、甲基丙烯酸甲酯、乙烯基磺酸钠为单体合成了聚合物乳液，可采用清水和高矿化度盐水配液，在 150℃、170s-1 下剪切 120min 后黏度保持在80mPa·s 以上，在延长油田某井利用地层返排液在线配制120℃的弱凝胶压裂液并进行了实验性压裂施工，解决了现场压裂存在的诸多难题。

5 结论

目前，与陆地压裂相比，海上压裂有以下几项受限条件：一是海上低渗储层相比陆地致密气、页岩气，渗透率一般高一到两个数量级，实施大规模体积压裂的必要性不强；二是海上作业空间有限，无法摆放大量的压裂装备，压裂材料的连续供应也存在巨大挑战；三是海上单个井槽综合成本高，不具备陆地大规模整体加密的条件；四是海上综合建井成本远高于陆地，经济开发门槛高，试错成本高。

海水基免混配压裂液体系主要针对以上受限条件的第二点，可以有效的节约施工平台及压裂液上的空间，摆放更多的压裂施工设备，为海上进行大规模压裂施工或者深海油田压裂提供有利条件。但目前海水基或耐温耐盐免混配压裂液相关研究，一方面由于以上提到的海上压裂受限条件，一方面耐温性能达不到海上压裂 150℃以上的要求，因此并未在海上压裂施工中得到应用。海水基免混配压裂液下一步的研究方向应针对海上压裂规模小、排量低、温度高等特点，进一步提升液体性能，尤其以提高携砂能力与耐温性能为主要攻关方向。

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