中石油压裂液技术现状与未来发展.pdf

第 36 卷 第 1 期 2014 年 1 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING xanthan gum; cellulose; fast dissolution; uation s 伴随着北美页岩气革命， 储层改造技术正在 引领全球非常规油气勘探开发的重大变革， 已经成 为与物探、 钻井并列的三大关键工程技术。中石油 6070 新增储量为低渗特低渗透非常规油气资 源， 低渗特低渗透、 深层高温、 非常规和海洋石油等 “难新” 领域待开发利用。改造对象从常规储层到非 常规储层， 储层物性由高渗透到低渗透、 超低渗， 甚 至为纳达西级致密储层；油藏类型由常规油气藏到 致密气、 致密油、 页岩气、 煤层气等；并伴有低压、 异 常高压、 水敏、 高温等特性， 储层改造对象异常复杂。 随着改造井数、 层数、 段数越来越多， 储层改造呈现 大排量、 高泵压、 大规模、 工厂化作业的特点［1］。上 石油钻采工艺 2014 年 1 月（第 36 卷） 第 1 期2 述变化对压裂液与储层、 新工艺的适应性以及成本 投入提出新的要求， 有必要对中石油压裂液技术现 状进行梳理， 对未来发展进行思考和规划。 1 技术与应用现状 压裂液的分类和命名目前没有统一的标准。按 照稠化剂类型进行命名， 可分为植物胶类压裂液、 合 成聚合物压裂液、 表面活性剂压裂液、 纤维素压裂液 等。文中以稠化剂分类为主线， 结合特色压裂液技 术， 介绍中石油压裂液技术及应用现状。 1.1 胍尔胶压裂液［2-5］ 胍尔胶压裂液是由胍尔胶原粉或其衍生物与 硼或锆等交联形成的冻胶。胍尔胶原粉水不溶物 质量含量较高（1825） ， 改性后的胍尔胶不溶物 质量含量 212。原粉 1 浓度增黏能力 187 351 mPa s， 冻胶破胶后残渣含量高， 质量分数为 710。原粉在大庆油田高渗浅层有应用。胍 尔胶衍生物包括羟丙基胍尔胶（HPG） 、 超级胍尔胶 （SHPG） 、 羧甲基胍尔胶（CMG） 、 羧甲基羟丙基胍尔 胶（CMHPG） 等， 其中 SHPG 为高取代度、 精制的羟 丙基胍尔胶， 水不溶物低， 形成的压裂液破胶后残渣 少， 由于成本较高， 仅在塔里木、 华北、 大庆、 西南等 油气田有少量应用。 羟丙基胍尔胶压裂液通常温度小于 90 ℃采 用 HPG- 无机硼交联体系， 温度大于 90 ℃采用 HPG- 有机硼体系， 最高耐温为 160 ℃， 是中石油应用最多 的压裂液体系。通过研制开发使用新型高效交联 剂， 形成的超低浓度 HPG 压裂液， 显著降低了 HPG 使用浓度， 可使 0.15HPG 交联， 突破美国压裂液 0.18 交联下限， 稠化剂相对浓度降低 3545， 残 渣减少3853。 2012年在长庆、 大庆、 青海、 华北、 冀东等油田实施近 1 600 口井， 较常规体系总计节约 使用胍尔胶 1 000 余吨， 直接效益近亿元。 羧甲基羟丙基胍尔胶（羧甲基胍尔胶） 压裂液 在碱性条件下， CMHPG 与有机锆形成压裂液， 具有 温度广谱（50180 ℃） 、 低稠化剂用量（比常规胍尔 胶低 50） 、 低摩阻（比常规胍尔胶低 3040） 、 残 渣和残胶伤害低（比常规胍尔胶降低 55） 、 高悬砂 能力等优点， 性能达到国际先进水平。 在长庆、 吉林、 冀东、 大庆等油气田进行应用， 大幅度提高了增产 有效期。酸性压裂液体系具有适用于碱敏性地层、 有效抑制黏土膨胀的特性， 且能够适用于 CO2增能 和泡沫体系。酸性交联 CMHPG 压裂液（实现耐温 150 ℃） 在大庆、 吉林、 新疆、 吐哈等油田碱敏性储层 得到应用。 低分子可回收压裂液胍尔胶降解后分子量降 低， 为常规胍尔胶的 1/201/10， 水不溶物、 破胶液分 子量对地层伤害均有所降低。低分子胍尔胶与硼交 联后， 形成暂时的水凝胶网络， 作业过程中依靠地层 的酸性对压裂液进行中和降低其 pH 值而破胶返排。 可回收压裂液在长庆、 四川等油田累计应用 365 口 井， 回收利用返排液 8 565 m3， 应用井返排液利用率 达到 97。 浓缩压裂液为满足连续混配准确计量需要， 将胍尔胶粉悬浮在柴油或对环境更友好的矿物油 中， 形成浓缩液体稠化剂。大庆油田和吉林油田通 过技术引进， 开展了浓缩压裂液现场应用试验。同 时， 吉林油田的连续混配装置实现了粉剂的准确计 量， 形成采用粉剂进行实时混配技术。 总体来说， 胍尔胶压裂液应用最为广泛， 应用份 额占 90 以上， 基本满足中石油常规压裂需求。但 不同体系对配液水中无机盐离子存在不同程度的敏 感， 影响压裂液性能；另外， 胍尔胶压裂液耐温很难 突破 180 ℃。 1.2 香豆胶压裂液［6-8］ 香豆胶为国产稠化剂， 是从香豆种子中提取的 天然植物胶， 其结构为半乳甘露聚糖。1 浓度增黏 能力差异较大（156321 mPa s） ， 香豆胶原粉水不溶 物含量为 715， 具有较好的水溶性， 摩阻低， 形 成的压裂液耐温 170 ℃。2012 年香豆胶压裂液在 长庆油田 18 个区块完成 110 口井施工， 最大加砂 60 m3， 平均砂比 35， 返排率 72.6。 香豆胶技术性能与胍尔胶相当， 但受种子质量、 加工水平及成本压力等因素的限制， 目前使用的香 豆胶压裂液稠化剂用量较高、 耐温有限， 性能没有达 到业内已经形成的技术水平。 1.3 合成聚合物压裂液［9］ 合成聚合物压裂液主要包括交联型和缔合型 两大类。在胍尔胶疯狂涨价的大背景下， 合成聚合 物压裂液技术得到长足发展， 各油田都开展了各类 聚合物压裂液现场试验。中石油勘探院廊坊分院研 制开发的清洁交联压裂液技术， 最高耐温达 210 ℃。 该技术在吉林油田应用 240 井 506 层， 各项技术指 标基本与胍尔胶压裂液持平， 60 ℃配方成本为 265 元 /m3， 较同期胍尔胶压裂液降低 60；在华北油田 进行了 2 口井储层温度超过 200 ℃高温应用试验。 西南石油大学罗平亚院士开发的超分子缔合压裂液 技术， 已在不同地层进行现场应用 385 井次。 聚合物压裂液基本无残渣， 与植物胶压裂液相 比固相伤害低， 但聚合物压裂液对水质及破胶剂敏 3程兴生等中石油压裂液技术现状与未来发展 感， 存在配液难、 支撑剂不易混入和交联控制难、 施 工摩阻高等问题。 1.4 表面活性剂压裂液［10］ 表面活性剂压裂液具有无残渣、 易破胶、 伤害 低、 弹性大及携砂性能好的特点， 在中石油各油田均 有应用， 终因成本高尚未获得大范围推广。长庆油 田开发的阴离子表面活性剂压裂液最高耐温 135 ℃， 在致密气试验区推广应用 65 口井， 表现出良好的储 层适应性。 新疆油田使用的弹性表面活性剂压裂液， 适用温度 2580 ℃， 现场应用 150 余井次。中石油 勘探院廊坊分院开发的双生阳离子表面活性剂压裂 液在煤层压裂中进行了多口井实验性应用。 1.5 油基压裂液 油基压裂液主要用于水基压裂液易造成伤害的 强水敏储层。与水基压裂液相比， 油基压裂液成本 高、 使用难， 而且易燃， 施工存在安全风险， 现场仅新 疆油田有少量应用。采用石西轻质原油、 磷酸酯及铝 酸盐形成油基压裂液冻胶， 适用温度 2590 ℃， 170 s–1 下剪切 12 h， 保留黏度≥ 50 mPa s， 闪点≥ 60 ℃， 降 阻率 4060。在莫北油田应用最大井深 3 500 m， 平均砂比 18， 最高砂比 30。另外， 采用稠油与稀 油按比例混合加入减阻剂， 形成的油基压裂液降阻率 4060， 闪点≥ 60 ℃。该体系在新疆油田乌 36 井 区及 288 断块强水敏储层施工 60 余口井， 改造效果 明显。 1.6 特色压裂液技术 乳化压裂液。乳化压裂液是介于水基和油基压 裂液之间的一种压裂液体系， 由 3040 的液态烃 和 6070 的聚合物水溶液组成的一种水包油或 油包水的压裂液。与水基压裂液相比， 减少了入地 水量， 具有低滤失、 低残渣、 高黏度的特点［11］。该体 系在大庆海塔、 青海、 吉林、 吐哈、 新疆等油田强水敏 的特殊储层使用并取得较好效果。 泡沫压裂液。泡沫压裂液是在常规压裂液基础 上混拌高浓度的液态 N2或 CO2等组成的以气相为 内相、 液相为外相的低伤害压裂液［12］。气体泡沫质 量多为 4060， 泡沫质量小于 52 时为增能体 系。泡沫压裂液黏度大、 携砂能力强、 滤失低、 残液 返排率高， 特别适合低温、 低压、 水敏或水锁等敏感 性强的储层。泡沫压裂液实际应用并不普遍， 主要 原因是施工设备复杂昂贵， 成本高。中石油目前使 用泡沫压裂液多为增能助排。 加重压裂液。提高压裂液密度是降低井口施工 压力的有效方法， 考虑成本问题采用 KCl 或 NaNO3 对 HPG- 有机硼压裂液体系进行加重， 前者最大密 度 1.15 g/cm3， 后者最大密度 1.32 g/cm3 ［13］。中石油 勘探院廊坊分院研制开发并获得专利权的加重压裂 液体系为耐温 160 ℃的 0.45HPG- 有机硼交联体 系， 在塔里木油田近 7 000 m 的多口超深井进行成功 应用， 并取得良好效果。在新疆、 玉门、 华北等油田 异常高压井也进行了推广应用。 热化学压裂液。将生热化学反应引入水基压裂 液中， 形成自生热类泡沫压裂液， 用于中浅层稠油及 低压低渗透油气藏储层压裂改造［14］。新疆油田将 生热化学反应用于聚合物和清洁压裂液中；大庆油 田在低温低压井累计应用 136 口井， 压后平均返排 率 53.4， 平均增油强度 0.64 t/（d m） 。 减阻水（滑溜水） 。使用减阻剂及表面活性剂、 阻垢剂、 黏土稳定剂、 杀菌剂、 破胶剂、 防膨剂等形成 的低黏低摩阻压裂液［15］。目前使用的减阻剂为能 够实现连续混配的合成高分子乳液。中石油勘探院 廊坊分院形成的典型配方为水 （0.040.08） FA30 减阻剂 （0.050.15）FA-6 助排剂 适量 杀菌剂， 具有速溶增黏、 剪切稳定性好、 低摩阻（现 场实测降阻率 82） 、 无残渣、 低表面张力、 易返排 （自 喷返排率达 40.73） 等特点。川庆钻探公司研制开 发的减阻水压裂液与此性能接近。 2 需求分析 随着储层改造对象由以常规油气藏为主向非常 规油气藏拓展， 致使动用储量物性下限越来越低， 渗 透率小于 0.1 mD 的致密油气以及纳达西级的页岩 气储层都依赖储层改造进行经济有效开发。面临的 储层条件越来越复杂， 储层深度更深， 深井压裂超过 7 000 m；地层温度更高， 超过 200 ℃ ；高应力储层 更普遍， 如塔里木某井压裂施工， 压裂液加重的情况 下， 井口施工压力仍超过 135 MPa。同时， 改造模式 由笼统改造逐步向体积改造和精细改造转变。储层 改造呈现大排量、 高泵压、 大规模、 工厂化作业的特 点。 因此， 满足储层特点及工艺技术需求的压裂液 应具备低伤害、 低成本、 高效环保的特性。 受国际市场需求等多种因素影响， 2011 年下半 年以来， 胍尔胶价格一路飙升， 2011 年年初的 2.46 万元 /t 升高至 2012 年 4 月份最高的 15.8 万元 /t， 2012 年 10 月价格有所回落， 达到 6.33 万元 / t， 但仍 是 2011 年同期价格的 174， 导致每立方米压裂液 价格增加 23 倍以上。2013 年中石油预计需要胍尔 胶 210 4 t 左右， 预计成本增加近 7 亿元。 随着储层改造规模不断扩大， 所需淡水量不断 增大， 供应不能及时到位和成本上涨问题日益凸显。 石油钻采工艺 2014 年 1 月（第 36 卷） 第 1 期4 如陕北油气区储层改造用水价达到 100200 元 /m3； 塔里木油田塔中作业区配液用水是从 300 km 外的 轮南镇拉水， 仅运费就达 150 元 /m3以上， 再运往沙 漠腹地， 需要专用沙漠车， 成本会进一步大幅增加。 同时， 备水周期长， 相应增加了试油成本［16］。所以， 水在压裂液成本中所占比重不容忽视。同时， 大量 的、 成份复杂的压裂返排液排放处理难度大， 直接排 放会造成环境污染。因此， 实现压裂液回收再利用， 减少环境污染和水资源浪费势在必行， 也是解决用 水及降低压裂液成本的重要途径。 尽管超高温压裂液室内研究获得重大突破， 但 由于稠化剂浓度较高， 造成现场配液困难， 交联时间 难以有效控制， 交联快导致液体摩阻高， 而高温压裂 液通常都在深井超深井中应用， 高摩阻制约实际使 用。因此， 超高温压裂液应用中配液和高摩阻等制 约实际应用的问题有待深入攻关解决。 大规模、 工厂化作业对压裂液的快速配制的要 求以及大量残液如何高效返排降低伤害等， 都将影 响压裂新工艺的实施和压后效果的取得。为保障新 工艺的有效实施， 这些问题都亟待攻关解决。 3 压裂液技术未来发展的思考 3.1 推动压裂液主体体系多元化发展， 实现压裂液 成本可控 导致中石油压裂液成本飙升和无法控制的原 因， 是压裂液主体技术单一且胍尔胶供应受制于人。 为此， 应从源头上形成合理供需关系， 打破稠化剂依 赖进口的局面， 避免对胍尔胶的过度依赖。 20 世纪 80 年代香豆胶就开始了室内研究与现 场试验并获得成功， 但受种植规模、 加工水平、 市场 需求及其价格的影响， 没有形成良好的产业链， 影响 了产业发展。借助植物胶加工和香豆胶综合开发利 用技术的进步， 联动种植、 加工、 科研、 应用等形成产 业链， 可以提升香豆胶压裂液性能和规模化应用水 平。性能和应用情况表明香豆胶是一种很有发展前 途的植物胶， 而且我国许多省份拥有适宜香豆子的 耕种土地和种植经验， 可作为胍尔胶的替代产品之 一。从长远考虑， 中石油可组织就香豆种植、 香豆胶 加工以及改性进行技术攻关， 在价格和使用上进行 适度保护， 扶持国产香豆胶技术发展及产业化。 纤维素压裂液在大港油田和玉门油田早有应 用， 因纤维素溶解缓慢、 难交联成足够黏度冻胶、 耐 盐性差、 增稠能力有限、 残留物对地层伤害大等缺 点， 纤维素作为压裂液的研究和应用就此中断［17］。 中石油勘探院廊坊分院开发一种酸性纤维素压裂 液， 有效解决了早期纤维素压裂液存在的问题， 易配 制、 破胶彻底无残渣、 可满足温度低于 130 ℃储层压 裂需求。中石油储层大多集中在 60120 ℃温度范 围内， 尽管该体系也存在对含盐度大的水质较为敏 感的缺陷， 但形成的纤维素压裂液可在较大范围内 在一定条件下代替胍尔胶压裂液。国内纤维素资源 丰富， 应加快纤维素压裂液开发及现场试验， 充分利 用本国资源， 逐步摆脱对国外产品依赖的局面。 3.2 提高压裂液对高矿化度水的适应性， 保障大规 模及工厂化作业的实施 水平井工厂化作业目的是要提高施工效率、 缩 短施工周期、 降低作业成本。压裂快速备水是实现 工厂化作业关键环节之一。中石油油气田集中分布 在我国缺水的华北、 东北和西北， 这与大规模作业、 大量用水形成深刻矛盾， 而且现行压裂液体系大多 对水质敏感， 高矿化度水对稠化剂溶解分散、 交联 pH 环境的形成产生影响， 限制了非淡水的使用。过 去一直是水质指标满足压裂液要求来发展压裂液技 术， 现场也是寻找合适水源满足配液需求， 或对高矿 化度水中离子进行螯合屏蔽处理， 但成本高且效果 有限。因成本和需求原因， 先前的理念很难满足大 规模及工厂化作业的需求。提高压裂液对高矿化度 水的适应性， 如高矿化度地层水、 油层采出污水、 海 水等的使用， 实现就地取材扩大适用水源， 降低用水 成本、 缩短备水周期， 保障大规模及工厂化作业的实 施。此外， 压后残液溶解了地层中的可溶盐或掺进 地层水导致返排液矿化度增加， 使得压裂液对高矿 化度水的适应性成为实现压裂液回收再利用的前提 条件之一。 黄原胶是各行业中最典型和最重要的抗盐增稠 剂［18］。依靠分子间力形成结构流体， 黄原胶非交联 基液弹性与胍尔胶交联冻胶相近， 在一定温度范围 （120 ℃） 内， 非交联的黄原胶基液具有较好的携砂性 能。非交联黄原胶与其他交联体系相比配方单一、 影响性能因素少， 此特点是实现压裂液回收再利用 的重要优势。黄原胶不交联作为压裂液使用滤失较 大；温度低于 80 ℃时降解困难， 会对地层带来较大 伤害。为此， 中石油勘探院廊坊分院正在开展低温 破胶和应用技术攻关研究。 3.3 减少添加剂相互影响， 实现在线连续混配 针对连续混配的需要， 已经提出浓缩或速溶干 粉压裂液研制开发的需求［19］。分析认为稠化剂溶 胀快慢可能会影响液体注入的摩阻和形成的冻胶流 变性能。对于滑溜水压裂液稠化剂快速释放增黏， 有利于降低摩阻；而对于线性胶或交联冻胶， 稠化 5程兴生等中石油压裂液技术现状与未来发展 剂用量较大， 充分溶胀后基液黏度较高， 可能导致注 入摩阻增加。图 1 是目前广泛使用的普通羟丙基胍 尔胶、 相同配方、 基液放置不同时间的 2 个冻胶流变 性能测试结果， 曲线 1 为基液经 4 h 充分溶胀交联的 冻胶流变性能， 曲线 2 为基液配制 3 min 后立即交联 形成的冻胶流变性能。从结果看， 基液未充分溶胀 对施工期间压裂液整体性能影响较小， 而且有利于 后期黏度的保持。实验结果对目前业已形成的技术 条件下研发速溶干粉压裂液必要性提出质疑。 图 1 基液放置不同时间冻胶流变性能比较 目前常用的胍尔胶冻胶压裂液体系添加剂种类 繁多、 组成复杂， 而且添加剂之间相互影响， 比如 pH 调节剂提供必要的碱性交联环境， 不利于胍尔胶的 溶胀， 在配制过程中就存在添加剂添加的先后顺序 问题， 而连续混配是快速在线配制， 没有足够的时间 来区分添加的顺序。因此， 简化压裂液配方、 减少添 加剂间的相互影响， 对于实现大规模在线连续混配 尤为重要。 3.4 用工艺技术弥补液体性能的不足 现场配液难、 交联反应快、 摩阻高的问题， 制约 着超高温压裂液的实际有效应用。耐高温与稠化剂 高用量、 快交联与高摩阻等内在的矛盾相互制约， 短 期内很难根本解决。因此， 建议液体技术与工艺相 结合， 用工艺弥补液体性能的不足。比如可以考虑 减阻水携带耐高温纤维， 代替超高温压裂液进行应 用。减阻水摩阻低， 可以实现大排量， 通过大排量弥 补液体滤失和纤维暂堵降低滤失实现造缝；利用纤 维强悬浮性实现地层高温下携砂功能。这一想法仅 是抛砖引玉， 以拓宽压裂液技术攻关思路。 3.5 建立非常规储层压裂液及其伤害评价方法， 以 规范和指导压裂液技术发展 与常规储层压裂相比， 非常规储层改造对象、 改 造目标、 设计理念发生变化， 储层和工艺技术对液体 性能的要求也发生了相应变化。随着非常规储层压 裂改造大规模的应用， 应尽快建立非常规储层压裂 液及其伤害评价方法， 以规范和指导压裂液技术发 展。 参考文献 ［1］ 李克智， 何青， 秦玉英， 等 .“井工厂” 压裂模式在大牛 地气田的应用［J］. 石油钻采工艺， 2013， 35 （1） 68- 71. ［2］ 梁文利， 赵林， 辛素云 . 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