异常高温胍胶压裂液体系研制与应用

第３２卷第３期　２０１０年５月　石　油　钻　采　工　艺　ＯＩＬ　ＤＲＩＬＬＩＮＧ＆ＰＲ０ＤＵＣＴ１０Ｎ　ＴＥＣＨＮ０Ｌ０ＧＹ　ＶｏｌＩ　３２　Ｎｏ．３　

Ｍａｖ　２０１０　

文章编号：１０００—７３９３（２０１０）０３—００６４—０４　

异　常高温　胍胶压裂液体系研制与应用　

郭建春辛　军　王世彬赵金洲　

（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都６１０５００）　

摘要：目前国内常规的压裂液体系仅适用温度１５０℃以下的地层。室内对影响超高温压裂液性能的主要添加剂——　稠化剂和交联剂进行了改性，通过严格控制反应条件，得到低残渣、高黏度的超高温胍胶稠化剂ＧＨＰＧ和超高温延迟交联剂　

ＢＡ１—２１，研制出耐温１９０℃以上的超高温压裂液体系。对超高温改性胍胶的性能进行了评价，对超高温压裂液体系交联剂延　迟交联性能、耐温耐剪切性能进行了评价。在ＺＧ６３井实施压裂改造８　ｄ后，压裂液返排率７４．９％，平均产气６０００　ｍ　／ｄ，初步达　

到了改造储层并认识储层的效果。该技术对国内深层超高温储层压裂具有一定指导意义。　

关键词：超高温压裂液；稠化剂改性；交联剂改性；１９０　ｏＣ；现场实施　

中图分类号：ＴＥ３５７．１＋２　文献标识码：Ａ　

Ｒｅｓｅａｒｃｈ　ａｎｄ　ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｇｕｍ／ｂｏｒａｔｅ　ｇｅｌｌｉｎｇ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｓｙｓｔｅｍ　ｆｏｒ　ａｂｎｏｒｍａｌ　ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｕｓｅ　

ＧＵ０　Ｊｉａｎｃｈｕｎ，ＸＩＮ　Ｊｕｎ，ＷＡＮＧ　Ｓｈｉｂｉｎ，ＺＨＡ０　Ｊｉｎｚｈｏｕ　

（ＳｔａｔｅＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＯｉｌａｎｄＧａｓＲｅｓｅｒｖｏｉｒＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＥｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ，ＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ　Ｃｈｅｎｇｄｕ　６１０５００，Ｃｈｉｎａ）　

Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｐｒｏｐｅｒ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｓｙｓｔｅｍ　ｉｓ　ｃｒｉｔｉｃａｌ　ｔｏ　ｓｕｃｃｅｓｓｆｕｌ　ｄｅｅｐ　ｗｅｌｌ（ｍｏｒｅ　ｔｈａｎ　５０００ｍ　ｄｅｅｐ）ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｗｉｔｈ　ａｂｎｏｒｍａｌ　ｈｉｇｈ　

ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ（ｈｉｇｈｅｒ　ｔｈａｎ　１　８０℃）．Ｈｏｗｅｖｅｒ，ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｓｙｓｔｅｍｓ　ｎｏｗ　ｕｓｅｄ　ｉｎ　Ｃｈｉｎａ　ｏｎｌｙ　ａｄａｐｔ　ｔｏ　ｔｈｅ　ｓｔｒａｔａ　ｗｉｔｈ　ｔｅｒｎ—　

ｐｅｒａｔｕｒｅ　ｌｏｗｅｒ　ｔｈａｎ　１５０　ｏＣ．Ｌａｂ　ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ　ｉｓ　ｃｏｎｄｕｃｔｅｄ　ｔｏ　ｍｏｄｉｆｙ　ｔｗｏ　ｍａｊｏｒ　ａｄｄｉｔｉｖｅｓ　ｔｈａｔ　ａｆｆｅｃｔ　ｔｈｅ　ｐｒｏｐｅｒｔｙ　ｏｆｕｌｔｒａ－ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　

ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ…ｔｈｉｃｋｅｎｅｒ　ａｎｄ　ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｅｒ．Ｂｙ　ｓｔｒｉｃｔｌｙ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　ｔｈｅ　ｒｅａｃｔｉｏｎ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ，ＧＨＰＧ　ｇｕｍ／ｂｏｒａｔｅ　ｇｅｌｌｉｎｇ　ｔｈｉｃｋｎｅｒ　ｗｉｔｈ　ｌｏｗ　

ｒｅｓｉｄｕｅ　ａｎｄ　ｈｉｇｈ　ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ　ｆｏｒ　ｕｌｔｒａ—ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｕｓｅ　ａｎｄ　ＢＡ１—２１　ｄｅｌａｙｅｄ　ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｅｒ　ｆｏｒ　ｕｌｔｒａ—ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｕｓｅ　ａｒｅ　ｏｂｔａｉｎｅｄ，　

ａｎｄ　ａ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｓｙｓｔｅｍ　ｒｅｓｉｓｔａｎｔ　ｔｏ　ｔｈｅ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｈｉｇｈｅｒ　ｔｈａｎ　１　９０℃ｉｓ　ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ　ｓｕｃｃｅｓｓｆｕｌｌｙ．Ｔｈｅ　ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ　ｏｆ　ｍｏｄｉｆｉｅｄ　

ｇｕｍ／ｂｏｒａｔｅ　ｇｅｌｌ　ｆｏｒ　ｕｌｔｒａ—ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｕｓｅ　ｉｓ　ｅｖａｌｕａｔｅｄ，ｔｈｅ　ｄｅｌａｙｅｄ　ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｉｎｇ　ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ　ａｎｄ　ｈｅａｔ／ｓｈｅａｒｉｎｇ　ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ　ｏｆ　ｃｒｏｓｓ－　

ｌｉｎｋｅｒ　ｏｆｔｈｅ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｓｙｓｔｅｍ　ｆｏｒ　ｕｌｔｒａ—ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｕｓｅ　ｉｓ　ａｌｓｏ　ｅｖａｌｕａｔｅｄ．Ｅｉｇｈｔ　ｄａｙｓ　ａｆｔｅｒ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ａｎｄ　ｍｏｄｉｆｉｃａｔｉｏｎ　ｉｎ　ＺＧ６３　

ｗｅｌｌ，ｆｌｏｗ　ｂａｃｋ　ｒａｔｅ　ｏｆ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ａｔｔａｉｎｓ　ｔｏ　７４．９％，ｗｉｔｈ　ｔｈｅ　ａｖｅｒａｇｅ　ｂｅｉｎｇ　６０００　ｍ　．Ｔｈｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｉｓ　ｍｏｄｉｆｉｅｄ　ａｎｄ　ｒｅｃｏｇｎｉｚｅｄ．Ｔｈｉｓ　

ｎｅｗ　ｂｒｅａｋｔｈｒｏｕｇｈ　ｉｓ　ｖａｌｕａｂｌｅ　ｆｏｒ　ｄｅｅｐ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｗｉｔｈ　ｕｌｔｒａ—ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｉｎ　Ｃｈｉｎａ．　

Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｆｏｒ　ａｂｎｏｒｍａｌ　ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｕｓｅ；ｔｈｉｃｋｅｎｅｒ　ｍｏｄｉｆｉｃａｔｉｏｎ；ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｅｒ　ｍｏｄｉｆｉｃａｔｉｏｎ；１　９０％；ｆｉｅｌｄ　

ｉｍｐｌｅｍｅｎｔａｔｉｏｎ　

国内异常高温深层勘探领域极为广阔，压裂作　

为这类储层最为有效的增产措施，受到日益广泛的　

关注。然而在深井异常高温高压环境下，国内传统的　有机硼交联压裂液仅适合在温度１５０℃下使用　１－７］，　

很难在超高温（１８０℃以上）保持良好的性能Ｅ　８－１２１。　国外研制的有机金属交联压裂液不易发生水解，能　

在高温下较长时间保持黏度，可用于２００℃的高温地　

层，但实验证明这种交联体系对支撑裂缝导流能力　

和地层均能产生极大的伤害。为此，研制了一种可用　

于异常高温（１８０℃以上）深井的新型低伤害胍胶压　

基金项目：国家科技重大专项（编号：２００８ＺＸ０５００６．００５）资助。　作者简介：郭建春，１９７０年生。１９９５年毕业于西南石油学院油气田开发专业，获博士学位，主要从事油气藏开采和增产技术方面的研究　工作．教授。Ｅ—ｍａｉｌ：ｇｕｏｊｉａｎｃｈｕｎ＠ｖｉｐ．１６３．ｃｏｍ。

　郭建春等：异常高温胍胶压裂液体系研制与应用　６５　

裂液体系，该体系在现场得到成功应用。　１．２　

１超高温压裂液体系　

Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ｏｆ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｕｉｄ　ｓｙｓｔｅｍ　ｆｏｒ　

ｕｌｔｒａ—ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　

１．１超高温改性胍胶　

Ｍｏｄｉｆｉｅｄ　ｇｕｍ／ｂｏｒａｔｅ　ｇｅｌｌ　

１．１．１研制思路增稠剂作为压裂液中的成胶剂，　

起增稠、携砂和降低液体滤失作用，是影响压裂液　

性能和压裂效果的主要因素之一。在良好的分散　

条件下将胍胶原粉分散在有机溶剂中，用碱催化，　

然后加入阳离子醚化剂，充分反应后，经过～系列　

后处理得到超高温改性胍胶ＧＨＰＧ，结构见图１。　

—０　Ｈ　２ＣＨ２Ｏ　

ＣＨ２　

图１　改性的超高温胍胶（ＧＨＰＧ）结构示意图　Ｆｉｇ．１　Ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ　ｏｆ　ｍｏｄｉｆｉｅｄ　ＧＨＰＧ　

１．１．２性能评价选择增稠剂的原则是增黏性能　

好、水不溶物低、降阻效果明显、用量少。在考察增　

稠剂性能时，水不溶物残渣含量尤为重要，这是因为　

水基压裂液残渣的沉积将降低裂缝中铺置支撑剂的　

毛细空间，在一定条件下导致裂缝导流能力的急剧　

下降。室内将ＧＨＰＧ与常用压裂液增稠剂的性能进　

行了对比，见表１，结果表明，ＧＨＰＧ不仅具有明显的　

增稠优势，其水不溶物含量也较其余增稠剂小得多。　

可见，超高温改性胍胶ＧＨＰＧ完全符合压裂液增稠　

剂的筛选标准。　

表１　ＧＨＰＧ与常用压裂液增稠剂的性能对比　Ｔａｂｌｅ　１　Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ　ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ　ｏｆ　ＧＨＰＧ　ａｎｄ　ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｉｎａ１　ｔｈｉｃｋｅｎｅｒ　

注：溶解时间６０　ｒａｉｎ。　超高温压裂液体系交联剂　

Ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｅｒ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｓｙｓｔｅｍ　１．２．１研制思路对于高温油气层的开采，采用常　

规交联体系存在交联过快及抗剪切差的缺陷¨　，因　

此，应用于超高温压裂液的交联剂需要具有延缓交　

联作用，能使压裂液在地面管串中流动时不发生交　

联或只进行部分交联，同时又能在进入井筒、到达目　

的层前逐渐形成所需黏度，从而既有利于施工泵注，　

又能保持压裂液的良好性能。　

基于上述原因，室内研制了一种性能优良的交　

联剂ＢＡ１．２１，它以有机硼为主体，在严格控制反应　

条件下向有机硼中引进有机锆络合物而制得。锆离　

子与有机硼胶态粒子之间的络合键强于硼与羟基问　

的络合键，从而可将有机硼胶态粒子与其牢固地结　

合在一起，形成更大的胶态离子，如图２所示。这样，　

交联密度和交联强度将进一步提高，生成冻胶的耐　

温性和耐剪切性也将得到改善。同时，在ＢＡ１．２１中，　

硼与锆之比大于４０，聚糖分子主要与硼离子交联。　

当受到较强剪切作用时，键断裂发生在胶态粒子的　

硼离子与聚糖分子羟基之间的络合键上，当剪切作　

用减弱或消失后，断裂的络合键可以恢复，这样就不　

存在单纯锆离子交联冻胶不耐剪切的问题。　

图２　ＢＡ１—２１的交联示意图　Ｆｉｇ．２　Ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｉｎｇ　ｏｆ　ＢＡ　１—２　１　

１．２．２性能评价配置超高温压裂液体系的主要添　

加剂见表２。　

表２超高温压裂液体系配方　Ｔａｂｌｅ　２　Ｆｏｒｍｕｌａ　ｏｆ　ｕｌｔｒａ—ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｉｕｄ　

（１）延迟交联性能。ＢＡ１．２１的延缓交联原理在　

于：有机配位体与硼离子在碱性条件下亲和性好，过　

量的配位体借助这种亲和性包围在ＢＡ１．２１胶体颗　

粒周围，碱度越大，亲和力越强，配位体包裹ＢＡ１．２１　

越紧密，好似在ＢＡ１．２１周围涂上一层保护膜。改变　

碱度大小，即可调节保护膜亲和力的强弱，从而有效　６６　石油钻采工艺２０１０年５月（第３２卷）第３期　

影响ＢＡ１．２１的裸露程度，控制与植物胶羟基作用的　

机会，调节交联时间。　

延迟交联实验表明，ＢＡ１—２１交联体系黏度第一　

拐点在４　ｒａｉｎ左右，此时体系为局部交联呈线性结　

构，具有较强的流动性和低摩阻特性。第二拐点为　

８～１０　ｍｉｎ左右，体系为网状结构，黏弹性很高，出现　

“挑舌”特征。见图３。　

图３延迟交联作用下压裂液的动态黏度　Ｆｉｇ－３　Ｄｙｎａｍｉｃ　ｖｉｓｃｏｓｉｔ）ｒ　ｏｆ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｉｕｄ　ｗｉｔｈ　ｄｅｌａｙｅｄ　ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｉｎｇ　

（２）耐温耐剪切性能。图４显示，该超高温压裂　

液冻胶在１９０　ｏＣ、１７０　Ｓ。剪切６０　ｍｉｎ后黏度保持在　

６０～７０　ｍＰａ・Ｓ左右；当剪切时间延长至９０　ｒａｉｎ后黏度　

有较大幅度上升，上升幅度为７Ｏ～８０　ｍＰａ・Ｓ，黏度上升　

至１５０　ｍＰａ・Ｓ左右；当连续剪切１２０　ｍｉｎ后其黏度仍　

然保持在７０～８０　ｍＰａ・Ｓ，显示出极其优异的抗温抗剪　

切性能，完全能满足超高温、超深层储层的加砂压裂　

改造作业要求。　

ｌ９５　

１９０　ｐ　萄１８５　

１８０　

１７５　悔　

总　９０　８０　７０　６０　５０　４０　３０　２０　３５０　３００　２５０　皇２００　１５Ｏ　榱１００　５Ｏ　Ｏ　Ｏ　２６　５２　７８　ｌ０４　ｌ３Ｏ　时间／ｍｉｎ　

图４　１９０℃下超高温压裂液黏度一时间曲线　Ｆｉｇ．４　Ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ—ｔｉｍｅ　ｃｈｉｖｅ　ｏｆ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｉｎ　１　９０℃　

２现场应用　

Ｆｉｅｌｄ　ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　

为验证该压裂液体系的实用性，选取了具有代　

表性的ＺＧ６３井进行试验。　

２．１　ＺＧ６３井概况　

Ｇｅｎｅｒａｌ　ｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ａｂｏｕｔ　ＺＧ６３　ｗｅｌｌ　

该井储层埋藏深（近５０００　ｍ），异常高温（１８５℃），　

压裂层段下部有煤层发育，滤失大，岩性致密（测井　解释孔隙度１０．２％，渗透率３．３×１０。ｇｍ　），单层厚度　

薄，水锁效应严重，固井质量差，压裂改造难度极大，　

投资风险很高。　

２．２主要技术措施　

Ｍａｉｎ　ｔｅｃｈｎｉｃａｌ　ｍｅａｓｕｒｅｓ　

（１）压裂层段４２号层（４７３８．２～４７４４．４　ｍ）下部有　

煤层发育，控制向下射孔的位置，射开４７３８．２～４７４２．４　

ｍ，４．２　ｍ／１层，控制裂缝向煤层过快扩展。　

（２）压裂目的层超深，温度高，采用能适应１８０℃　

的超高温压裂液体系和延迟交联技术，减少井筒摩　

阻，增大井底注液压力。　

（３）前置液中采用二级粉陶段塞，形成人工下隔　

板，阻碍裂缝向下过快延伸，另一方面减少压裂液滤　

失，提高压裂的液体效率。　

（４）地层闭合压力高，选用２０～４０目、高强度　

Ｃａｒｂｏｐｒｏｐ陶粒支撑剂，减少高闭合压力下裂缝导流　

能力的损失。　

（５）４２号压裂层段与下部４３号水层相隔７　ｍ　

以上，中间存在５　ｍ的致密隔层，压裂连通水层可能　

性很小，加之储层致密，因此压裂应立足于大排量，　

压裂设备应满足８０　ＭＰａ、４．５　ｍ　／ｍｉｎ的注液要求。　

（６）前置液比例不低于４５％，全程伴注液Ｎ，，提　

高压裂液返排效果。　

（７）为降低施工风险，平均砂比控制在２５％左右，　

最高砂比严格控制在４０％左右。　

（８）选用能够承受１８０　和７０　ＭＰａ工作环境的　

封隔器ＺＹ５４１。　

２．３现场施工　

Ｆｉｅｌｄ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　

（１）当排量为２．５　ｍ　／ｍｉｎ，油压明显上升到９Ｏ　

ＭＰａ时地层出现破裂特征。整个加砂阶段排量维持　

在３．２～４　ｍ　／ｍｉｎ、压力在８０～８８　ＭＰａ范围内波动，经　

过一个多小时完成了该井的压裂施工。表３列出了　

压裂设计及实际施工参数对照情况，可以看出压裂　

施工参数和设计值基本吻合。　

表３压裂设计及实际施工参数　Ｔａｂｌｅ　３　Ｃｏｎｓｔｒａｓｔ　ｏｆ　ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ　ｂｅｔｗｅｅｎ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｄｅｓｉｇｎ　ａｎｄ　ｏｐｅｒａｔｉｏｎ　

（２）Ｆｒ

ａｃＰＴ软件进行净压力拟合得到支撑缝