李帅帅，杨育恒，陈效领，鱼文军，丁士辉
（中国石油西部钻探井下作业公司，新疆克拉玛依 834000）
压裂返排液是增产措施后的主要污染物［1］。吉木萨尔页岩油储层压裂改造所需水量巨大，仅2019年实施体积压裂改造的28 口井入地总液量就超过120×104m3，近几年储层采出水累计50×104m3以上。油田采出水中的离子种类复杂，处理难度高、环保压力较大［2］。从降低环境污染及节约水资源的角度看，对压裂返排液处理再利用是可持续发展的必然趋势［3］。国内外专家针对压裂返排液的处理开展了大量的研究工作并形成了多种物理、化学处理方法，如臭氧催化氧化技术、膜分离技术、絮凝技术等［4］。催化氧化是一类高级的污水处理技术，可将其他方法难以消除的物质快速氧化去除，使污水的黏度降低进而加快药剂的传播率［5］。通过对污水氧化絮凝、纳米过滤处理技术等，形成了“氧化-絮凝-过滤”压裂返排液处理再利用工艺［6］。膜分离法是利用膜的选择透过性将小分子或离子从返排液中逐步去除的工艺［7-9］。但以上处理返排液方法存在成本高、程序复杂的缺点，考虑到现场施工的简便与安全以及新疆油田公司对单井的投资成本，故不适用于吉木萨尔页岩油区块现场返排液的处理。本文先对吉木萨尔页岩油区块返排液进行pH 调节、硼离子屏蔽、杀菌的处理，然后利用处理后的返排液再次复配胍胶压裂液，通过考察所配制压裂液的溶胀性能、交联冻胶耐温耐剪切和破胶性能确定了利用返排液复配胍胶压裂液的最佳配方，并在J1井进行了现场试验。
1.1 材料与仪器
羟丙基胍胶，山东东营嘉颐有限公司；
压裂用有机硼交联剂XJ-03，工业品，新疆克拉玛依市新聚有限责任公司；
压裂用杀菌剂BLX-1、XT、KRS-1，工业品，新疆克拉玛依市龙兴有限责任公司；
pH 调节剂A（柠檬酸或盐酸），pH 调节剂B（片碱或纯碱），硼离子屏蔽剂C，实验室自制；
压裂返排液取自新疆吉木萨尔页岩油区块现场。
S500 型pH 计，梅特勒-托利多公司；
RS6000 型流变仪，美国哈克公司；
DK-8D型三温三控水槽，上海博讯实业公司；
K100 型表界面张力仪，德国克吕士公司；
HTD13285-12 型旋转黏度计，青岛海通达公司；
铁细菌（FEB）测试瓶，硫酸盐还原菌（SRB）测试瓶，腐生菌（TGB）测试瓶，北京海富达公司；
930型离子色谱仪，瑞士万通公司。
1.2 实验方法
（1）返排液的分析
按照中国石油行业标准SY/T 5523—2006《油田水分析方法》及SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》，利用S500型pH计在室温条件下检测返排液的pH 值，利用离子色谱仪检测压裂返排液的离子含量。按照中国石油天然气行业标准SY/T 0532—2012《油田注入水细菌分析方法绝迹稀释法》测定压裂返排液中细菌含量。
（2）压裂液配制与评价
在返排液样品中加入适量pH调节剂A、杀菌剂BLX-1 或屏蔽剂C，配制质量分数为0.35%的胍胶基液。
首先取100 mL的胍胶基液，利用HTD13285-12型旋转黏度计在室温条件下测定用返排液配制的胍胶基液的黏度以及室温放置一定时间后的黏度；
然后向胍胶基液中加入0.3%的交联剂XJ-03形成冻胶，将制备好的冻胶样品放入哈克RS6000 流变仪套筒中，在温度120 ℃、剪切速率170 s-1下剪切120 min，测定压裂液冻胶的流变性能。
在配制好的冻胶中，加入不同量的破胶剂，在温度95 ℃下测定压裂液冻胶的破胶性能，包括破胶黏度和残渣含量。将破胶液在水浴恒温20 ℃下预热30 min，利用K100型表界面张力仪测定破胶液的助排性能，包括表面张力及其与煤油间的界面张力。
2.1 返排液的组成分析
压裂返排液是含有各种添加剂、破胶剂、交联剂、无机盐等的油田污水［10］。本实验所用的压裂返排液均取自新疆吉木萨尔，外观呈浅黄色，透亮无悬浮物，刺鼻味弱。经检测分析，压裂返排液的矿化度为17 020 mg/L，主要离子的含量（单位mg/L）：K++Na+4101.20、Ca2+2526.00、Mg2+340.00、Cl-5768.90、SO42-90.60、CO32-188.67、B3+4005.00，pH值为10.0，SRB菌数为25 000个/mL，FEB菌数为6000个/mL，TGB 菌数为250 000 个/mL。该压裂返排液的碱性较强，所含阳离子主要为B3+、Ca2+、K+、Na+；
所含阴离子主要为Cl-、CO32-。
2.2 返排液的处理效果
2.2.1 pH值的影响
返排液的pH 对胍胶溶胀有很大的影响，在酸性环境中胍胶的溶胀速率较快，但胍胶分子链易发生降解，使液体黏度降低；
而在碱性环境中OH-易与胍胶结合而影响其溶胀性能［11］。吉木萨尔页岩油区块的返排液碱性较强，因此为达到现场配液要求，需向压裂返排液中加入pH调节剂A以降低压裂返排液的pH值。
在返排液样品中加入适量pH调节剂A调节pH值至7～9，然后用不同pH 值的返排液配制质量分数为0.35%的胍胶基液，在常温和搅拌速率500 r/min下，胍胶溶胀性能如图1 所示。pH 值越低，胍胶的溶胀效果越好。pH 值≥9 时，胍胶基本不溶胀；
pH值=8 时，胍胶有明显的黏度增强现象，但没有达到应有的正常黏度；
pH 值=7（pH 调节剂A 加量为0.06%）时，胍胶初始黏度达到40 mPa·s，完全溶胀。
图1 pH值对基液表观黏度的影响
2.2.2 硼离子的影响
压裂返排液中含有大量的硼离子，在采用返排液配液时，硼离子和胍胶及其衍生物会提前发生反应［12］，促使交联时间过短，导致压裂液在管道或井筒中的摩阻增大，消耗大量的动力，同时在连续剪切时压裂液受到剪切速率的变化直接影响其流变性能。因此需向返排液中加入一定量的屏蔽剂C屏蔽硼离子，从而使交联时间在合适范围内。
在返排液样品中加入适量（0.01%～0.12%）屏蔽剂C，用返排液配制质量分数为0.35%的胍胶基液，然后加入0.3%的交联剂XJ-03，屏蔽剂加量对交联时间的影响见图2。当屏蔽剂加量由0.01%增至0.12%时，交联时间由低于20 s 增至高于140 s。区块压裂目的层埋深在2500～3000 m，施工排量16 m3/min，为了有效降低压裂液在高压管汇或井筒中的摩阻，交联时间应控制在90～110 s，因此屏蔽剂C用量以0.08%为宜。
图2 屏蔽剂加量对交联时间的影响
2.2.3 细菌的影响
压裂液黏度的降低与细菌的关系很大，细菌在适宜生存环境下会使胍胶高分子迅速降解，从而导致压裂液的黏度急剧下降。页岩油区块返排液含菌量大，SRB菌数为25 000个/mL，FEB菌数为6000个/mL，TGB 菌数为250 000 个/mL，故需要向返排液中加入杀菌剂以解决压裂液黏度保持难度大的问题。
在返排液样品中加入适量（0.05%或0.10%）杀菌剂BLX-1 或LRS-1，然后用返排液配制质量分数为0.35%的胍胶基液，基液黏度随放置时间的变化见图3。从图3 可以看出，随放置时间的延长，未加杀菌剂的基液黏度降低迅速，而加入0.10%的高效季铵盐类杀菌剂BLX-1 的基液黏度降低速率相对较缓，6 h后黏度从峰值42 mPa·s降至20 mPa·s。
图3 不同杀菌剂对压裂液基液黏度的影响
杀菌剂BLX-1 具有良好的稳定性，使用安全，在量足的情况下能够消除返排液中的SRB、FEB、TGB细菌。由于现场施工运用连续混配工艺，完全满足现配现用，基液腐败速率大大降低，入井液体质量有所保障。
因此，向压裂液返排液中加入0.06%pH调节剂A、0.08%屏蔽剂C 和0.10%杀菌剂BLX-1 对返排液进行处理，再采用处理过的返排液配制压裂液基液。
2.3 压裂返排液配制压裂液及性能评价
2.3.1 pH调节剂B的影响
向返排液配制的压裂液基液中加入0.3%的交联剂XJ-3和一定量（0.030%～0.045%）的pH调节剂B，pH 调节剂B 加量对交联性能的影响见表1。随pH调节剂B加量的增大，交联时间逐渐延长，pH调节剂B加量以0.045%为宜，所形成的冻胶交联后挑挂良好，弹性好。
表1 不同pH调节剂B加量下的交联时间以及挑挂状态
2.3.2 耐温耐剪切性能
分别用返排液配制的压裂液和用清水配制的压裂液所形成冻胶的耐温耐剪切性能测试结果见图4，温度120 ℃、剪切速率170 s-1。由图4可知，用返排液配制压裂液和用清水配制压裂液的耐温耐剪切性能相当，剪切黏度始终保持在200 mPa·s 以上，均具有良好的携砂能力和流变特性。
图4 返排液再配液（a）和清水配液（b）的耐温耐剪切性能
2.3.3 破胶性能
在上述配制好的冻胶中，加入不同量的破胶剂KJWP，利用DK-8D型三温三控水槽，实验室设定恒温水浴95 ℃。KJWP 加量为0.01%和0.015%时，破胶处理4 h还未完全破胶，KJWP加量为0.02%时，破胶处理4 h 后完全破胶，破胶液黏度为3.37 mPa·s，残渣含量为387 mg/L，破胶液的表面张力为21.04 mN/m，与煤油间的界面张力为2.5 mN/m，符合中国石油天然气行业标准SY/T 7627—2021《水基压裂液技术要求》（破胶液表面张力≤32 mN/m，与煤油间的界面张力≤3 mN/m）。
2.3.4 现场应用效果
2020年4月，对吉木萨尔页岩油区块的J1井进行了压裂储层改造施工。施工前，先对现场蓄水池初次调节，在进水口加入一定量的pH 调节剂A，并在不同区域取24～30 个点以保障水质稳定。在立式罐的多个取样口取样进行水质检测和配液实验，实现二次调控。根据立式罐的水样检测结果，混配车利用液添泵再次吸入pH 调节剂A，高效杀菌剂BLX-1、屏蔽剂C作补充调节，在混配车排出口取样检测配液质量，实现三次调控，有效保障了入井液体质量的稳定可靠。现场检测压裂液基液的黏度范围为39.0～48 mPa·s，pH值为6.5～7.0，交联时间为90～110 s，挑挂性能良好。
J1 井施工共计泵入压裂液入井液量4.93×104m³，处理返排液4.5×104m³，累计加砂量3500 m³。图5是该井第5级施工曲线。从图5可以看出，排量达到13 m3/min 时，压力为77～80 MPa，压力比较平稳。J1 井储层改造的顺利进行表明返排液再配液体系能满足吉木萨尔页岩油区块水平井的施工要求。在此次现场应用试验中，页岩油压裂返排液达到了100%配液重复利用率。截至2020 年12 月11日，J1 井已连续生产185 d，远远高于该区块水平井新井投产的平均产量，效果显著，提高了储层有效改造体积和生产效果，说明采用压裂液返排液配制压裂液对页岩油储层的开发具有很好的适用性。
图5 J1井的压裂施工曲线
新疆吉木萨尔页岩油区块返排液具有高含硼、高含碱、高含菌的特点，利用返排液直接配制的压裂液无法溶胀，基液黏度不能满足现场施工要求。向压裂液返排液中加入0.06%pH 调节剂A、0.08%屏蔽剂C 和0.10%杀菌剂BLX-1 对返排液进行处理，再采用处理过的返排液配制压裂液基液，然后加入0.3%的交联剂XJ-3 和0.045%的pH 调节剂B，所制得的压裂液具有良好的耐温耐剪切性能，成胶后剪切120 min后的黏度依然大于200 mPa·s，且携砂性能良好，破胶液性能满足行业标准。
压裂返排液再配液技术现已应用于吉木萨尔页岩油区块的J1 井，并取得了良好的增产效果，有效的处理方法不仅可以节约水资源还可控制返排液对环境的污染。
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