缔合型复合压裂液的研制与应用

第36卷第3期2019年9月25日

文章编号：1000-4092（2019）03-381-07

油田化学

OilfieldChemistry

Vol.36No.325Sept，2019

缔合型复合压裂液的研制与应用

刘

宽1，侯冬冬2，杨

4

哲3，郭拥军1，，王

*

翔4，熊亚春4

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（西南石油大学），四川成都610500；2.中国石油国际勘探开发有限公司，北京100034；3.中

国石油西南油气田分公司工程技术研究院，四川成都610017；4.四川光亚聚合物化工有限公司，四川南充637932）

摘要：为简化滑溜水配制工艺、降低现场压裂施工成本，以丙烯酰胺（AM）和甲基丙烯酰氧乙基二甲基十八烷基溴化铵（DH-1）缔合单体为原料、2，2'-偶氮二异丁脒盐酸盐（V50）为引发剂，合成了既可作为滑溜水降阻剂、又可作为胶液稠化剂的抗盐型缔合稠化剂GAF-KYTP；在返排液配液的条件下，优选了GAF-KYTP、有机锆交联剂GAF-5、氟碳类助排剂GAF-6的加量，制得一套添加剂种类一致、加量不同的多功能复合压裂液（滑溜水+胶液）体系，评价了压裂液的降阻性、耐温抗剪切性和对岩心的伤害，并在威远区块进行了现场应用。结果表明，GAF-KYTP在返排液中具有较好的抗盐性和增黏性；配方为0.06%GAF-KYTP+0.1%GAF-6滑溜水溶解速度快，室内降阻率为79%，现场降阻率为78.3%，降阻效果较好；配方为0.4%GAF-KYTP+0.2%GAF-6+0.3%GAF-5的胶液耐温抗剪切性较好，在90℃、170s-1下剪切1h后的黏度为82.6mPa·s；GAF-KYTP配制的滑溜水和胶液对岩心基质渗透率伤害率小于10%。该体系改善了目前国内页岩气开采过程中滑溜水、胶液体系添加剂不同而导致的现场滑溜水、胶液同时配制时工艺复杂的问题，以及胶液稠化剂抗盐性差，无法采用返排液配制的问题。图8表4参16

关键词：稠化剂；缔合聚合物；复合压裂液；滑溜水；胶液；返排液；低伤害中图分类号：TE357.1+2

文献标识码：A

DOI：10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.03.001

随着页岩气开发的不断深入，各项钻井、压裂技术日益成熟，页岩气开发投入迎来爆发式增长。“工厂化”、“拉链式”压裂模式成为页岩气储层改造的主要模式，压裂规模以及井次逐年增加。大型体积压裂过程中主要使用的压裂液体系有滑溜水体系、胶液体系以及复合压裂体系（滑溜水+胶液）。压裂液体系适用储层条件不一，低黏滑溜水体系适合于脆性指数较高的储层，线性凝胶体系适合于脆性指数较低的储层，“滑溜水+胶液”复合压裂体系适合于脆性指数中等的储层。国内长宁-威远页岩气示范区现场使用的压裂液体系为滑溜水和胶液体系（交替注入），其中滑溜水用于造缝、同时携带

低砂比支撑剂，胶液用于清扫裂缝、井筒，尾追高砂比，支撑缝口［1-8］。

目前国内各页岩气区块在储层改造过程中使用的滑溜水降阻剂与胶液稠化剂为不同产品，现场配制过程中需来回切换两种体系添加剂，配制工艺复杂，且容易出现纰漏。各页岩气区块压后以及生产过程中产出的大量污水矿化度高、水质复杂，处理方法主要有膜蒸馏、膜分离、催化氧化、化学絮凝、电絮凝等［9］，成本较高。目前，各区块主要采用返排液配制滑溜水，而胶液稠化剂由于抗盐能力较差，溶解时间长，在产出污水中黏度大幅下降，只能采用清水配制胶液，使得现场需同时供应两种配液

*收稿日期：2018-11-02；修回日期：2019-03-14。

基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”项目“储层改造关键流体研发”课题（项目编号2017ZX05023003），四川省科

技厅重点研发项目“多功能环保型页岩气压裂液体系的开发、生产及应用技术研究”（项目编号2017GZ0131）。

作者简介：刘宽（1987-），男，工程师，西南石油大学油气田开发专业硕士（2013），从事储层增产改造技术研究，通讯地址：610500四川省

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