低滲透高溫氣藏清潔壓裂液研究與應用——以吐哈盆地K22氣井為例

胡永全 劉通義 楊俊年 趙金洲 莊維禮

1.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·西南石油大學 2.中國石油吐哈油田公司勘探事業部

低滲透高溫氣藏清潔壓裂液研究與應用
——以吐哈盆地K22氣井為例

胡永全1劉通義1楊俊年2趙金洲1莊維禮2

1.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·西南石油大學 2.中國石油吐哈油田公司勘探事業部

吐哈盆地 K22氣井儲層埋藏深度3 720 m,地層溫度110℃,壓力系數1.01,具有低孔隙度、低滲透率特性。鄰井巖心流動實驗為強水敏、強—極強水鎖;所在區域平均應力梯度為0.025 7 MPa/m。因此,基于新型表面活性劑研究了一種新型清潔壓裂液,并做了有關的測試分析。RS600流變儀評價測試結果表明,該壓裂液黏溫性能穩定、黏度可達60 m Pa·s;采用控制應力流變儀測試的該壓裂液彈性模量遠大于黏性模量,因而具有優良的黏彈性、流變性和攜砂性能;Fann35黏度計測試結果表明,在輔劑作用下易于破膠,對儲層傷害小;環路實驗裝置測試結果表明,該壓裂液流動摩阻低。現場應用表明:摩阻僅為清水摩阻的1/3,成功加砂44.1 m3,平均砂比20.6%;施工過程液體性能穩定,壓后破膠徹底、返排率達到79.26%;能夠滿足中等加砂規模的要求。該清潔壓裂液成本相對較低且配制簡單,有效地解決了在高溫氣井難以破膠的問題,對低滲透高溫氣藏壓裂改造提供了技術支持。

低滲透率 高溫氣藏 氣井 水力壓裂 清潔壓裂液 敏感性 黏彈性 成本 吐哈盆地

1 K22井概況

K22井儲層為灰色粗砂巖,埋藏深度3 710～3 730 m,地層溫度110℃,壓力系數1.01。測井孔隙度主要分布在6%～10%,滲透率0.14～4 mD;巖心分析孔隙度小于8%,滲透率0.07～1.1 mD。核磁分析孔隙度平均值為4.91%;自由流體的流動滲透率為0.12 mD;薄片分析孔隙度平均值為5.03%,滲透率基本小于0.05 mD。測井綜合解釋為差氣層。

該井沒有全巖分析和黏土礦物分析資料,鄰井黏土礦物一般含量5%～8%,不含蒙脫石,伊利石含量高達90%;巖心流動分析均為強水敏,強—極強水鎖。采用胍膠壓裂液體系易傷害儲層。

鄰井三軸應力巖石楊氏模量32.98～34.61 GPa,泊松比0.27～0.31,孔隙彈性系數0.50～0.74。所在區塊各井施工壓力較高,最小水平主應力梯度平均0.025 7 M Pa/m,普遍高于測井解釋結果。個別井因施工壓力高而無法加砂。例如,K20預探井3 488.0～3 505.0 m層段為灰色細砂巖含水氣層。第一、二次酸化基本不進酸,隨后小型壓裂排量0.9～1 m3/min時泵壓達到83.1 M Pa,入井液量僅7.5 m3。

2 高溫清潔壓裂液配方優化

自20世紀90年代Schlumberger推出黏彈性表面活性劑(V ES)壓裂液以來,因其獨特的清潔性能而得到廣泛研究應用[1-4]。研究最多的VES壓裂液主要由長鏈烷基季銨鹽和長鏈烷基鹵化吡啶與鹵化物、硝酸鹽及有機鹽(如水楊酸鈉、對甲基苯磺酸鹽)等按一定比例混合形成;BJ SERV ICES公司開發的Aqua-Clear和ElastraFrac黏彈性表面活性劑壓裂液耐溫最高可達121℃。國內基本上沿用國外的思路,研制開發多種清潔壓裂液(如 FRAC-1、VES-I、VES-Ⅱ、V ES-70、VES-80、V ES-SL、N TX-100等),主要在低—中溫油井獲得成功應用[5-9];但壓裂加砂規模小、用于氣井難以徹底破膠、壓裂液成本高[10-11]。西南石油大學根據高分子溶液流變學理論、高分子溶液黏彈性理論、結構流體流變學理論,研制出具有特殊流變特性的結構流體[12-13],有效解決了高溫、氣井壓裂的適應性問題。

針對 K22井儲層強水敏和水鎖傷害、高應力、高溫的特點,基于新型表面活性劑[12]研究了清潔壓裂液配方,采用有機物、水稀釋、氧化等多種破膠機理,確保該壓裂液體系在復雜條件下的破膠性能。有效解決了在高溫、氣井條件下的成膠、破膠與傷害等問題。該體系與其他清潔壓裂液不同,在低溫下(只要不結凍)仍然具有良好的水合溶解性能,既可以連續混合也可以批配,配制工藝比較簡單可靠,不會產生魚眼和稠化劑顆粒下沉,可用胍膠壓裂液配制流程在井場配制。其配方為:GRF-1H主劑0.6%(w/v)+GRF-2輔劑(A∶B=1∶1)0.5%～0.6%(v/v)+1%KCl(w/v)。

2.1 增稠性能與流變性

采用RS600流變儀實驗評價表明,該壓裂液體系濃度在0.3%～1.0%就可形成黏彈性良好的凝膠,使用濃度低,壓裂液在110℃下具有良好的流變性能(圖1)。

圖1 清潔壓裂液黏度—溫度曲線圖

2.2 黏彈性與抗剪切穩定性

采用控制應力流變儀測試該清潔壓裂液的彈性模量(G′)、黏性模量(G″)及復合模量(G3)情況如圖2所示,具有頻率敏感性。當剪切速率和溫度恒定時,壓裂液的G′、G″、G3以及表觀黏度均保持恒定;在不同的頻率下,體系的儲能模量始終大于損耗模量,屬彈體流體。可見該體系具有良好黏彈性、抗剪切穩定性、攜砂性能。

2.3 破膠性能

采用 Fann50黏度計測試破膠液性能如表1所示,該清潔壓裂液在90℃、2～4 h內破膠徹底。

圖2 清潔壓裂液各種模量隨頻率變化曲線圖

表1 破膠性能表

2.4 對支撐裂縫傷害評價

采用巖心流動實驗裝置評價該壓裂液對巖心的傷害,其狀況如圖3所示。胍膠壓裂液破膠液在通過API導流槽時,由于破膠液中存在殘渣,使累計體積隨時間的增長越來越慢,最后漸漸地趨向于零,傷害嚴重。而所研制的VES壓裂液破膠液通過API導流槽時,表現出了與2%KCl溶液相似的流動特性,該壓裂液對支撐裂縫帶的傷害非常小。

圖3 壓裂液破膠液的傷害實驗曲線圖

2.5 低摩阻性能

這種新型的溶液的結構具有良好的可逆性,當高剪切時,結構解體;剪切速率降低后,結構又重新恢復。采用自研環路實驗裝置測定的流動摩阻如圖4所示:在同等條件下VES壓裂液摩阻系數比胍膠壓裂液低,有利于降低施工摩阻減小施工壓力。

圖4 胍膠壓裂液與清潔壓裂液的摩阻系數對比圖

3 現場施工分析

為確保壓裂液質量,分別取配液站配制和現場配制壓裂液采用HAA KE-V T550流變儀進行實驗評價(圖5、6)。由圖可見,采用配液站罐內水配制的清潔壓裂液黏度比配液站清水配制的清潔壓裂液黏度低50%(從60 m Pa·s下降至30 m Pa·s),說明水質對清潔壓裂液黏度影響很大,但仍能滿足壓裂要求。

圖5 清潔壓裂液黏度、溫度曲線圖(配液站配制)

圖6 清潔壓裂液黏度、溫度曲線圖(現場配制)

3.1 測試壓裂分析

考慮該地區壓裂施工壓力普遍較高,故首先進行測試壓裂。測試壓裂實際入井液量55 m3。測試壓裂G函數分析曲線見圖7。對測試壓力分別進行停泵壓力分析、壓降G函數分析和壓降雙對數分析以及平方根分析,井底閉合應力梯度14.3 kPa/m,閉合時間25.6 min,凈壓力4.6 M Pa。施工排量5.0 m3/min時清潔壓裂液體系摩阻僅為清水摩阻的1/3,說明清潔壓裂體系摩阻比常規胍膠體系要小。

圖7 測試壓裂G函數分析曲線圖

3.2 主壓裂分析

主壓裂實際入井液量385.0 m3,加入粉陶4.4 m3、30～50目陶粒30.4 m3、20～40目陶粒9.3 m3,最高砂比35%,平均砂比20.6%。主壓裂 G函數分析曲線如圖8所示。

圖8 主壓裂壓降G函數壓力曲線圖

對主壓裂分別進行停泵壓力分析、壓降 G函數分析和壓降雙對數分析以及平方根分析,井底閉合應力梯度為16.9 kPa/m,地面閉合壓力為26.2 M Pa,閉合時間為6.5 min(表2)。

表2 主壓裂壓降分析解釋結果表

由主壓裂施工凈壓力擬合分析可得:①施工初期凈壓力不高,隨后一直較平穩增大,裂縫基本正常延伸,測試壓裂與主壓裂解釋的閉合壓力、裂縫閉合時間有較大差異,說明儲層具有非均質性;②停泵后壓降慢,壓后基本無流體產出,反映該地層物性條件不好;③動態縫長144.5 m,動態縫高57.61 m,平均縫寬1.773 cm,支撐縫長143.2 m,支撐縫高57.2 m,平均支撐縫寬0.347 cm,平均裂縫導流能力128.8 mD·m。

壓后破膠好,壓裂液返排順暢。自噴返排48.06%,累積排液達到了79.26%。

4 結論與認識

1)室內實驗表明:清潔壓裂液彈性性能好、攜砂性能和破膠性能優良,具有低摩阻和低傷害、易返排的特點。

2)現場試驗表明:清潔壓裂液在施工過程中液體性能穩定,施工順利,能滿足中等加砂規模的要求;在水敏水鎖地層且沒有地層水和烴類物質條件下,壓后返排率高達79.26%,表明清潔壓裂液破膠徹底、易于返排。有效解決了中高溫氣井的清潔壓裂液破膠問題。

3)新型清潔壓裂液在高溫氣井成功應用,對于低滲透高溫氣藏壓裂改造具有重大意義。

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A case study of clean fracturing fluid applied in the well K22,Turpan - Ham i Basin

Hu Yongquan1,Liu Tongyi1,Yang Junnian2,Zhao Jinzhou1,Zhuang Weili2
(1.State Key L aboratory of Oil&Gas Reservoir Geology and Exp loitation∥Southw est Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China;2.Ex p loration Department of Tuha Oilfield Com pany,PetroChina, H am i,X injiang 839009,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 31,ISSUE 7,pp.43-46,7/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

The pay zone in the K22 gas well,Turpan - Hami Basin,is 3720 m deep w ith the temperature of 110℃and the p ressure coefficient of 1.01,and is of low porosity and low permeability.From the co re experimental analysis,the pay zone is found to be strong water sensitive,strong to extremely strong water-blocking,and the average p ressure gradient there is about 0.0257 M Pa/m. Therefo re,based on a novel surfactant,a new clean-fracturing fluid was developed and relevant tests were carried out.Specifically, its viscosity vs.temperature is stable according to the evaluation of the RS600 rheometer,and the viscosity is up to be 60 m Pa·s; its elastic moduli ismuch larger than lossmoduli according to the tests by the stress-controlling rheometer,w hich means excellent visco-elastic p roperty,rheological p roperty and p roppant carrying capacity;it tends to gel breaking w hen p rocessed by supp lementary additives and does little harm to the fo rmation acco rding to the tests by the Fann35 viscometer;it also show s low flow resistance through testsof the loop equipment.A field application show s that its resistance isonly one-third of that of water friction and 44.1 m3p roppant has been injected into the fo rmation w ith an average sand ratio of 20.6%.During fracturing treatment,the liquid show s stable perfo rmance and comp letely broken gelw ith a flow-back rate as high as 79.26%.This satisfies the requirementsof themoder-ate-rate sand adding.This low-cost,easily p repared clean fracturing fluid effectively solves the p roblem of difficult gelout in a hightemperature gas well effectively.Moreover,it p rovides technical suppo rt for the fracturing in low-permeability and high - temperature gas reservoirs.

Turpan - HamiBasin,low permeability,high temperature gas reservoir,gaswell,hydraulic fracturing,clean fracturing fluid,formation sensitivity,visco-elastic p roperty

胡永全等.低滲透高溫氣藏清潔壓裂液研究與應用——以吐哈盆地 K22氣井為例.天然氣工業,2011,31(7):43-46.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.07.011

胡永全,1964年生,教授,碩士;一直從事增產技術和采油氣工程的教學科研工作,承擔國家、省部級和油田項目多項,在CIM、OGJ和國內外雜志發表論文70余篇。地址:(610500)四川省成都市新都區新都大道8號。電話:13880551895。E-mail:stim swpi@163.com

(修改回稿日期 2011-05-10 編輯 韓曉渝)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.07.011

Hu Yongquan,p rofesso r,bo rn in 1964,ismainly engaged in teaching and research of stimulation and p roduction engineering.He has undertaken different - level research p rojects and hasw ritten mo re than 70 papers published in CIM,OGJ and other academical journals.

Add:No.8,Xindu Avenue,Xindu District,Chengdu,Sichuan 610500,P.R.China

Mobile:+86-13880551895 E-mail:stimswpi@163.com