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随着油气藏的不断开发, 东北油气田的水资源利用及地层产出水处理问题逐渐显现出来:一方面, 水力压裂是东北油气田低渗透气藏开发的主要手段, 对压裂液配液水的需求量较大; 另一方面, 地层产水量在逐年增大, 受经济成本的制约, 处理后的地层水很难重复利用。不管从开发成本还是环境保护考虑, 地层水重复利用技术都是油气田高效、绿色环保开发的有效途径, 进行可重复利用压裂液研究是解决问题的关键。
国内外对油气田地层水的重复利用进行了广泛的研究[1-3], 在利用地层水配制压裂液方面取得了一些进展, 也研制了很多可重复利用压裂液体系, 如改性的交联低分子量胍胶压裂液体系以及低分子聚合物压裂液体系, 虽然报道指出这些都具有较好的抗温能力, 但也存在交联可控性差以及残渣含量偏高的问题[4-5]。而VES压裂液解决了交联和残渣伤害的问题, 但由于耐矿化度和耐温能力(小于100 ℃)的限制无法广泛应用[6]。为此, 笔者通过深入分析地层水特征和技术难题, 有针对性地开展地层水压裂液体系的研究, 研制了适用于东北油气田的地层水基分子自缔合压裂液, 开辟了油气田地层水重复利用的新途径[7]。
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对彰武区、七棵树、苏家屯等地层水进行外观及化学需氧量(COD)分析结果见表 1, 结果显示, 几个区块的地层水外观均呈现黄色甚至黑色, 化学需氧量接近2 000 mg/L, 说明地层水中有机质含量较高, 有助于腐生菌繁殖, 配制压裂液后压裂液稳定性将受到潜在的影响。
表 1 地层水外观及化学需氧量分析结果
Table 1. Analysis results on appearance and chemical oxygen demand of formation water
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对上述地层水样简单过滤处理后进行水质分析。其中的悬浮物含量、含油量按照SY/T 5329—94《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》测定, 水中离子含量按照SY/T 5523—2006《油气田水分析方法》进行分析。结果表明, 与常用的配液水相比, 地层水的pH值偏高, 矿化度普遍较高, 其中彰武区地层水矿化度高达10 618 mg/L(见表 2), 尤其是高含量的Ca2+、Mg2+可能对压裂液的综合性能造成很大影响[8-9]。
表 2 过滤后地层水水质分析结果
Table 2. Analysis results on formation water quality after filtering
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用BT-9300Z激光粒度分布仪对以上地层水样进行了粒度分析, 4个水样的分析结果见图 1。数据表明, 过滤后地层水中的悬浮固相粒径基本分布在1~2 μm范围内, 其中苏家屯水样小于2 μm的固体颗粒含量最低(83.06%)。据项目资料调研, 4个区块的储层孔喉半径在0.05~0.98 μm, 平均孔喉半径0.2~0.5 μm, 固相颗粒基本不会进入孔隙喉道造成堵塞伤害。
图 1 地层水中悬浮固相粒径分布曲线
Figure 1. Size distribution of suspending solid phase in formation water
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采用一种多元共聚物与水混配形成低黏度高弹性的溶液, 该溶液分子间通过静电、氢键、疏水缔合效应等发生自缔合, 辅以稠化增效剂后, 分子链能够进一步缔合到存在的疏水微区内而形成可逆的超分子空间网状结构流体, 能够很好地满足压裂液的诸多要求, 该流体即为BCS分子自缔合压裂液。
稠化剂BC-S:成都佰椿石油科技有限公司产品。将丙烯酸、丙烯酰胺、AMPS、阴离子不饱和单体、隔离单体、助溶剂和水按一定比例加入反应釜, 用纯碱调节pH值为8.0, 通氮气除氧后, 加入过硫酸钾-亚硫酸氢钠引发剂, 在35 ℃下反应8 h后得到胶体状产物, 对胶体进行造粒、干燥、粉碎, 即得分子自缔合压裂液稠化剂BC-S。BC-S能够在高矿化度的水中溶胀, 自缔合形成一种可逆结构溶液, 该溶液具有抗菌稳定性强、受复杂离子影响小、耐温性能好、残渣含量低等特点, 因此BC-S作为地层水基压裂液稠化剂具有其独特的优势。
稠化增效剂BL-S:成都佰椿石油科技有限公司产品。能够与稠化剂溶液产生协同作用, 自动缔合到稠化剂分子已存在的疏水微区内, 使亲水链由高度卷曲变得较为伸展, 从而形成高黏弹性的可逆结构流体, 其表观黏度和空间网架结构强度得到显著提高。
高温稳定剂B-13:成都佰椿石油科技有限公司产品。能够有效去除地层水中的不稳定离子以及溶解氧, 减小其对稠化剂的催化断链作用, 提高稠化剂分子的热稳定性。
金属离子稳定剂BCG-5/高效阻垢剂BC-3:成都佰椿石油科技有限公司产品。地层水中存在很多高价/变价金属, 在升温过程中容易生成沉淀, 并对稠化剂产生很强的絮凝作用, 严重影响压裂液的综合性能, 并且残渣伤害严重甚至阻塞导流通道, 这两种添加剂的加入可以有效去除此类负面影响, 提高压裂液耐温耐剪切性能, 降低压裂液残渣含量。
通过添加剂的研发及优选, 形成的BCS分子自缔合压裂液组成为:0.3%~0.55%稠化剂BC-S+0.2%~0.5%稠化增效剂BL-S+0.2%~0.3%金属离子稳定剂BCG-5+0.1%~0.2%高温稳定剂B-13+0.1%~0.3%高效阻垢剂BC-3。
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选取5组压裂液。胍胶压裂液:0.5%ZJA胍胶原粉+0.1%NaHCO3+0.35%交联剂TCL-1;HPG压裂液:0.5%HPG+0.1%pH值调节剂+0.2%杀菌剂1227+0.4%交联剂CYB-160;改性胍胶CMG压裂液:0.5%CMG胍胶+0.2%pH值调节剂+0.3%交联剂ZYB-2;FYC低分子聚合物压裂液:0.5%FYC-4+0.1%Na2CO3+0.3%交联剂FC-12;BCS分子自缔合压裂液:0.5%BC-S稠化剂+0.4%BL-S稠化增效剂+0.2%高温稳定剂B-13。
将取得的地层水样按相同比例混合, 测定矿化度为7 008.2 mg/L, pH值为8.76。采用混合水样配制的5组压裂液基础性能见表 3, 结果表明, 不论是胍胶类还是低分子聚合物类压裂液都存在稠化剂溶胀速度慢甚至是沉淀、配伍性差、基液稳定性差、交联无法控制、冻胶耐温能力差等至少一项的问题, 任何一项出现问题, 压裂液的整体性能都无法保证, 并且体系残渣含量高, 这些对压裂施工成功率和增产效果都会产生重大影响[10-12]。值得注意的是, 地层水配制的BCS分子自缔合压裂液表现出了良好的综合性能。
表 3 地层水配制的压裂液性能对比
Table 3. Property comparison between fracturing fluids prepared with formation water
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根据自缔合压裂液体系自身性能特点, 并针对东北油气田地层水主要特征进行了配方优化, 形成了适合130 ℃以下的地层水基压裂液配方:0.55%BC-S + 0.45%BL-S + 0.3%BCG-5 + 0.2%B-13+ 0.3% BC-3。实验情况见表 4。
表 4 BCS地层水基压裂液配方优化实验
Table 4. Formula optimization experiment on BCS formation water based fracturing fluid
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采用哈克RS6000高温流变仪在130 ℃、170 s-1下分别对自来水和地层水配制的分子自缔合压裂液进行了耐温抗剪切性能测试, 结果见图 2。曲线表明, 地层水基压裂液经剪切120 min后其表观黏度还能保持在35 mPa·s以上, 较自来水配制的压裂液变化较小, 显示了良好的耐温抗剪切性能。
图 2 不同水样配制的压裂液黏度-时间曲线
Figure 2. Viscosity-time curve of fracturing fluid prepared with different water samples
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黏弹性是压裂液的关键性能之一, 其强弱能够准确地反映此类液体携砂性能的好坏[13-14]。使用Thermo落球黏度计(测试管长度100 mm)分别测试了不同温度下铁镍合金落球(密度8.1 g/cm3, 直径15.6 mm)在自来水基和地层水基BCS压裂液中下落的时间, 并与自来水基HPG压裂液的测试结果进行对比。落球沉降时间随温度变化情况见图 3。可以看出, 落球在2组BCS压裂液中的沉降时间曲线很接近, 说明采用地层水配制压裂液后其携砂性能变化小, 并且与具有强大冻胶结构的自来水基HPG压裂液相比, BCS压裂液体现出了更加优异的携砂性能, 这足以证明BCS压裂液黏弹性对其携砂性能的突出贡献[15]。
图 3 落球在不同压裂液中的沉降时间随温度的变化曲线
Figure 3. Relationship between falling time and temperature of falling ball in different fracturing fluids
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按照130 ℃配方配制地层水基BCS压裂液, 加入0.3~0.6 g/L的APS破胶剂, 在130 ℃下破胶4~8 h后(根据APS加量确定), 测试破胶液黏度为4.5 mPa·s, 破胶液表面张力24.32 mN/m, 残渣含量为85.9 mg/L(压裂液添加剂本身的残渣含量仅为1.5 mg/L)。
为进一步研究BCS压裂液的可重复利用特性, 分别采用自来水基压裂液破胶液和地层水基压裂液破胶液(用自来水按一定比例稀释)再次按照130 ℃配方配制压裂液, 从表 5中数据对比可以看出, 全部采用压裂液破胶液配制时, 其性能明显降低, 说明破胶液中含有影响压裂液性能的不利因素, 而采用自来水稀释后, 可以一定程度消除这些影响, 当自来水用量60%时, 压裂液性能综合性能良好。
表 5 破胶液稀释后配制的压裂液性能
Table 5. Property of fracturing fluid prepared after the dilution of gel breaker
根据压裂实际情况, 压裂返排液体必然是破胶液与地层水的混合溶液, 因此按照破胶液与地层水1:1的混合比例模拟了压裂返排液, 并用60%的自来水稀释后配制压裂液, 其性能基本可以达到原130 ℃配方的标准。由此可知, BCS压裂液可以首先利用地层水配液, 再利用自来水稀释后的压裂返排液来配制压裂液, 从而实现地层水的再次甚至是多次重复利用。
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(1) 东北油气田地层水特征分析结果表明:经过简单处理后, 水样中固相颗粒不易堵塞孔隙吼道; 水样呈弱碱性, 生物活性强, 矿化度较高, Ca2+、Mg2+含量高, 采用这些地层水很难配制出综合性能优良的压裂液。
(2) 通过添加剂及配方研究, 形成了东北油气田可重复利用地层水基BCS分子自缔合压裂液配方, 其在130 ℃、170 s-1下耐温抗剪切性能良好, 具有优异的携砂性能和清洁特性; 将地层水按一定比例稀释后能够再次配制BCS水基压裂液, 从而实现地层水的再次或多次重复利用, 对于促进东北油气分公司的资源开发利用具有重要意义。
Reusable fracturing fluid based on formation water in Northeast Oil and Gas Field
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摘要: 针对东北油气田压裂液配液水缺乏及地层水重复利用难的问题，开展了东北油气田地层水特征分析及可重复利用压裂液研究。地层水特征分析以及地层水压裂液优选实验结果表明：苏家屯等几个区块地层水呈弱碱性，生物活性强、Ca2+、Mg2+含量高，使得常规稠化剂溶胀速度慢甚至沉淀、配制的基液稳定性差并且交联无法控制、交联液耐温能力差。最终确定了能采用地层水配制的BCS分子自缔合压裂液及130 ℃配方：0.55%稠化剂BC-S+0.45%稠化增效剂BL-S+0.3%金属离子稳定剂BCG-5+0.2%高温稳定剂B-13+0.3%高效阻垢剂BC-3。性能评价结果表明：BCS压裂液在130 ℃、170 s−1下剪切120 min黏度可达35 mPa·s以上，耐温抗剪切性能良好，携砂性能优于HPG压裂液，并且破胶彻底，破胶液残渣含量仅为1.5 mg/L，表面张力为24.32 mN/m。采用60%的自来水稀释压裂返排液后，配制的BCS压裂液能达到原130 ℃配方的标准，从而实现地层水的多次重复利用。Abstract: In Northeast Oil and Gas Field, the dispending fluid of fracturing fluid is deficient and formation water cannot be recycled easily.To solve these problems, the characteristics of formation water in Northeast Oil and Gas Field were analyzed and the reusable fracturing fluid was investigated.It is indicated from formation water characteristic analysis and formation water based fracturing fluid optimization experiments that the formation water in several blocks (e.g.Sujiatun) is characterized by weak alkaline, strong bioactivity and high contents of Ca2+ and Mg2+.As a result, the conventional thickener swells slowly and even precipitates, the stability of prepared based fluid is poor, crosslinking is uncontrollable and the temperature resistance of crosslinked fluid is poor.Ultimately, the BCS molecular self-association fracturing fluid based on formation water was adopted and its 130 ℃ formula is 0.55% thickener BC-S+0.45% thickening synergist BL-S+0.3% metallic ion stabilizer BCG-5+0.2% high temperature stabilizer B-13+0.3% efficient antiprecipitant BC-3.Its performance was evaluated.It is indicated that after BCS fracturing fluid is sheared for 120 min at 170 s-1 under 130 ℃, its viscosity is high than 35 mPa·s.Its temperature resistance and shear resistance are good.Its proppant carrying capacity is better than that of HPGfracturing fluid.Its gel breaking is complete with the content of gel breaker residue only 1.5 mg/L.Its surface tension is 24.32mN/m.After the flowback fracturing fluid is diluted with 60% tap water, the BCS fracturing fluid can satisfy the criterion of original 130 ℃formula, and thus the formation water can be recycled many times.
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图 1 地层水中悬浮固相粒径分布曲线
Figure 1. Size distribution of suspending solid phase in formation water
图 2 不同水样配制的压裂液黏度-时间曲线
Figure 2. Viscosity-time curve of fracturing fluid prepared with different water samples
图 3 落球在不同压裂液中的沉降时间随温度的变化曲线
Figure 3. Relationship between falling time and temperature of falling ball in different fracturing fluids
表 1 地层水外观及化学需氧量分析结果
Table 1. Analysis results on appearance and chemical oxygen demand of formation water
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表 3 地层水配制的压裂液性能对比
Table 3. Property comparison between fracturing fluids prepared with formation water
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表 4 BCS地层水基压裂液配方优化实验
Table 4. Formula optimization experiment on BCS formation water based fracturing fluid
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表 5 破胶液稀释后配制的压裂液性能
Table 5. Property of fracturing fluid prepared after the dilution of gel breaker
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