低傷害壓裂液在蘇里格氣田東區水平井的應用

藺吉春，李 達，馬得華，白建文，傅 鵬，張春陽

（中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018）

蘇里格氣田作為長慶氣區主要開發的典型上古生界致密砂巖氣藏，具有低滲透、低壓、低產、低豐度特征，基本無自然產能，必須經過壓裂改造才能獲得工業氣流。與中區、西區相比，蘇里格氣田東區，儲層埋藏更淺，地層溫度和壓力系數更低，儲層更薄，物性更差，巖礦特征更為復雜，對損害的敏感程度更高。上述原因導致蘇里格氣田東區壓裂液返排更加困難，儲層與裂縫更易傷害，大大制約了壓裂改造效果的提高，尤其是需要多段壓裂改造的水平井。前期蘇里格氣田東區水平多段壓裂改造仍沿用中、西區的壓裂液體系，該體系由于稠化劑濃度高達0.5%，破膠后殘渣高，對裂縫導流能力傷害大，且破膠不徹底，導致壓后返排困難。2010年蘇里格氣田東區使用常規羥丙基壓裂液多段改造4口水平井，一口由于后期出水未測試，其余三口平均無阻流量不足4×104m3/d，效果十分不理想。因此從地質特征著手，以降低傷害，提高壓后單井產量為目的，優選和試驗適用于蘇里格氣田東區水平井的低傷害、易返排的壓裂液體系是非常必要的[1]。

1 蘇里格氣田東區水平井儲層地質特征

蘇里格氣田東區水平井目的層主要為上古生界二疊系下石盒子組盒8段，儲層巖石類型以巖屑砂巖、巖屑石英砂巖為主，填隙物以高嶺石、伊利石、方解石、硅質、凝灰質為主，填隙物總量平均為19%左右，儲層敏感性主要表現為弱速敏、中等-強水敏、弱堿敏、無-中等偏弱堿敏、強-極強速敏，較氣田中、西區敏感程度更高（見表1）。

表1 蘇里格氣田各區塊盒8儲層敏感程度對比表

氣藏埋深在2 800～3 200 m，地溫梯度為3.03℃/100 m，儲層溫度在100～115℃范圍內。地層平均靜壓25.72 MPa，氣藏壓力系數在0.771～0.914，平均值0.861，屬典型的低壓氣藏。通過巖心物性分析，蘇東氣田東區盒8層平均孔隙度為8.8%，平均滲透率為0.714 mD，低孔低滲特征較中、西區更為明顯[2]（見表2）。另外，東區儲層孔吼細微，喉道中值半徑僅為0.11 μm（中區0.35 μm），導致排驅壓力更高，更易水鎖傷害。

2 三種低傷害壓裂液體系作用機理和傷害評價

2.1 體系配方

2.1.1 常規羥丙基胍膠壓裂液體系配方 基液：0.5%羥丙基稠化劑+0.5%助排劑+0.1%殺菌劑+0.12%Na2CO3+0.1%TA-1+0.5%起泡劑+1.0%KCl+0.3%粘土穩定劑，交聯液：JL-9交聯劑。

表2 蘇里格氣田各區盒8層巖心物性分析對比表

2.1.2 低濃度羥丙基胍膠壓裂液體系配方 基液：0.4%羥丙基稠化劑+0.5%助排劑+0.1%殺菌劑+0.37%起泡劑+1.0%KCl+0.3%粘土穩定劑+0.3%TJ-1，交聯液：JL-9交聯劑。

2.1.3 羧甲基胍膠壓裂液體系配方 前置液：0.35%羧甲基稠化劑+0.5%粘土穩定劑+0.5%交聯促進劑+0.5%助排劑+0.05%殺菌劑+0.5%降濾失劑。

攜砂液：0.35%羧甲基+0.5%LF-11粘土穩定劑+0.5%CJ-11交聯促進劑+0.5%CF-11助排劑+0.05%CJSJ-3殺菌劑，交聯液：JL-11交聯劑。

2.1.4 陰離子表面活性劑壓裂液體系配方 表面活性劑液：6.2%表面活性劑+0.3%KOH+0.1%EDTA，氯化鉀液：11%KCl+0.3%KOH+0.1%EDTA[3]。

2.2 作用機理

2.2.1 羥丙基胍膠壓裂液體系作用機理 常規羥丙基和低濃度羥丙基胍膠壓裂液是以水作為分散介質，吸入羥丙基胍膠粉劑，加入助劑，配制成具有較高粘度的基液。施工時，基液與有機硼交聯劑混合交聯成具有很高攜砂能力的網狀結構，包裹攜砂把支撐劑帶入裂縫。施工結束，在地層溫度、壓力、過硫酸銨的作用下，網狀結構破壞，破膠返排出來，支撐劑留在裂縫內，起到改造產層的效果。

2.2.2 羧甲基胍膠壓裂液體系作用機理 羧甲基胍膠壓裂液是以作為分散介質，吸入羧甲基胍膠粉劑，加入助劑，配制成具有中等粘度的基液。施工時，基液與有機鋯交聯劑混合交聯成具有較好攜砂能力的線性結構，靠彈性攜砂把支撐劑帶入裂縫。施工結束，在地層溫度、壓力、過硫酸銨的作用下，線性結構斷裂，破膠返排出來，支撐劑留在裂縫內，起到改造產層的效果。

2.2.3 陰離子表面活性劑壓裂液體系作用機理 陰離子表面活性劑壓裂液是以鹽水作為分散介質，加入表面活性劑和助劑，配置成具有一定粘彈性的膠束流體的無殘渣壓裂液。施工時，表面活性劑在鹽水中通過反向離子的作用，組成細長的膠束聚集體，即形成一種膠束狀微胞。表面活性劑濃度超過臨界膠束濃度，球狀的膠束會變成桿狀或蠕蟲狀的微胞，蠕蟲狀的微胞纏繞在一起，阻止液體流動，形成具有攜砂能力網狀結構粘彈態流體，靠彈性攜砂把支撐劑帶入裂縫。施工結束，在地層溫度、壓力、烴類、地層水的作用，其螺旋形分子結構會分解成更小的分子結構，懸浮聚集體無法相互纏結，破膠返出地面。支撐劑留在裂縫內，起到改造產層的效果。

表3 三種低傷害壓裂液體系與常規壓裂液體系的傷害評價對比表

2.3 傷害評價

低濃度羥丙基胍膠壓裂液、羧甲基胍膠壓裂液、陰離子表面活性劑壓裂液體系在降低傷害方面主要是立足于降低滯留、提高返排，通過優選粘土穩定劑降低水敏傷害，優選助排劑降低表面張力來減輕水鎖傷害[4]。利用標準方法測定，三種低傷害壓裂液體系和常規羥丙基壓裂液體系的表面張力、殘渣含量、巖心傷害率等結果（見表3）。

3 現場應用

3.1 儲層鉆遇情況

由于水平井的儲層鉆遇情況直接影響著后期改造方案的制定，同時對壓后排液的快慢、試氣求產的高低具有較為根本的意義，因此采用不同壓裂液進行的水平井多段改造效果的對比，必須建立在儲層鉆遇情況基本相當的前提下。通過對蘇里格氣田東區2010～2011年壓裂的水平井儲層鉆遇情況統計（見表4），可以看出水平段長度在800～1 109 m，砂巖長度在700～1 038 m，解釋有效儲層長度在361～784 m，采用各種壓裂液改造的水平井各個儲層鉆遇指標都有好有壞，但總體平均水平基本相當。

3.2 壓裂施工情況

水平井方案設計優化時，充分考慮三種低傷害壓裂液體系與常規羥丙基胍膠壓裂液體系作用機理不同，同時為保證水平井多段壓裂改造順利施工，因此各種采用不同壓裂液改造的水平井在加砂規模、施工排量、平均砂液比設計必然有所差異。通過對蘇里格氣田東區2010-2011年壓裂的水平井現場施工參數統計（見表5），常規羥丙基胍膠壓裂液體系改造井平均單段入地液量為233.9 m3，單段加砂29.16 m3，平均砂液比23.43%；低濃度羥丙基胍膠壓裂液體系改造井平均單段入地液量為253.7 m3，單段加砂30.76 m3，平均砂液比25.13%；羧甲基胍膠壓裂液體系改造井平均單段入地液量為239.7 m3，單段加砂30.38 m3，平均砂液比22.83%；陰離子表面活性劑壓裂液體系改造井平均單段入地液量為245.0 m3，單段加砂17.49 m3，平均砂液比15.53%。

表4 蘇里格氣田東區2010-2011年壓裂水平井儲層鉆遇情況統計表

表5 蘇里格氣田東區2010-2011年壓裂水平井施工參數統計表

表6 蘇里格氣田東區2010-2011年壓裂水平井壓后排液情況

3.3 壓后排液求產情況

通過對蘇里格氣田東區2010-2011年壓裂的水平井壓后排液及求產情況統計（見表6），三種低傷害壓裂液體系破膠快、易返排的技術優勢極為突出，使水平井壓后返排周期縮短一半以上，返排速率提高一倍多，尤其是采用羧甲基胍膠壓裂液體系改造的蘇東FF井關放排液周期僅為2.7 d，返排速率高達22.1 m3/h。由于減小了裂縫和儲層傷害，試氣無阻流量從2010年采用常規羥丙基胍膠壓裂液體系改造井平均3.88×104m3/d，提高到2011年低傷害壓裂液體系改造體系井平均 31.63×104m3/d。

4 結論

（1）蘇里格氣田東區水平井儲層與中、西區相比，低孔、低滲特征更為明顯，對傷害敏感程度更高，沿用常規羥丙基壓裂液體系已不能滿足水平井多段改造的要求。

（2）三種低傷害壓裂液體系作用機理不同，但都是通過降低儲層滯留、提高返排速度，來減輕儲層和裂縫的傷害。

（3）在水平井鉆遇地質條件基本相當的情況下，與采用常規羥丙基壓裂液體系改造的水平井相比，采用三種低傷害壓裂液改造的水平井壓后返排周期可以縮短一半以上，返排速率提高一倍以上。試氣平均無阻流量從3.88×104m3/d提高到31.63×104m3/d，取得了顯著的增產效果。

［1］劉有權，等.CT低傷害水基壓裂液的研制及應用［J］.石油與天然氣化工，2006，35（5）:401-402.

［2］胡子見，白建文，李達，等.蘇里格氣田東區低傷害壓裂技術研究與應用［J］.石油化工應用，2012，31（2）:15-19.

［3］丁里，呂海燕，趙文，等.陰離子表面活性劑壓裂液的研制及在蘇里格氣田的應用［J］.石油與天然氣化工，2010，39（4）:316-319.

［4］李憲文，凌云，馬旭，等.長慶氣區低滲透砂巖氣藏壓裂工藝技術新進展—以蘇里格氣田為例［J］.天然氣工業，2011，31（2）:20-24.