超細(xì)低傷害加重壓裂液在元壩地區(qū)的應(yīng)用

唐　瑞　江（中石化勘探分公司，四川成都　610041）

超細(xì)低傷害加重壓裂液在元壩地區(qū)的應(yīng)用

唐瑞江
（中石化勘探分公司，四川成都610041）

為解決元壩地區(qū)致密砂巖氣藏水力壓裂破裂壓力高、施工難度大的問題，研制出新型超細(xì)低傷害加重壓裂液。該加重壓裂液使用了采用混合溶劑法制備的粒度分布在20～40 nm范圍的固體顆粒加重劑，在100 g基液中添加70 g納米粒子加重劑后，密度達(dá)到1.50 g/cm3，與胍膠體系完全相容，配伍性好；在120 ℃、170 s-1剪切2 h黏度仍有77.5 mPa·s；對巖心基質(zhì)傷害率小于30%，具有低傷害性質(zhì)。元壩氣田陸相致密儲層現(xiàn)場試驗取得良好效果，在破裂壓力高的致密儲層具有良好的推廣應(yīng)用前景。

元壩氣藏；加重壓裂液；納米加重劑；現(xiàn)場應(yīng)用

由于致密砂巖儲層破裂壓力高，難以壓開儲層，改造效果差［1］。部分井在限壓99 MPa條件下壓不開儲層，無法實現(xiàn)儲層改造；而在限壓120 MPa條件下進(jìn)行超高壓壓裂，井口、地面管匯、井口油管承壓高，安全風(fēng)險大，設(shè)備損壞嚴(yán)重，施工更換易損配件費用高。因此，開展了加重壓裂液研究及現(xiàn)場試驗。

目前常見中高密度壓裂液［2］主要采用CaCl2、CaBr2等可溶性無機(jī)鹽加重，對較高密度處理液存在配制成本高、鹽析傷害大［3］、返排困難、產(chǎn)量影響大等問題，不適用元壩地區(qū)。因此，需要研制一種低傷害加重壓裂液［4］用于提高壓裂效果。研制了一種納米粒子加重劑，因非水溶，不會產(chǎn)生鹽析傷害，同時可實現(xiàn)較好的返排。為解決固相顆粒進(jìn)入堵塞喉道的難題，主要開展超細(xì)粒徑選擇、表面涂層修飾等工作。當(dāng)固體顆粒直徑相當(dāng)于巖石孔喉直徑的1/3～1/5時，既不會堵塞孔喉，又不會進(jìn)入巖石基質(zhì)深部，在較高壓差作用下，易于返排，減少儲層傷害。該地區(qū)巖心樣品壓汞試驗分析中值孔隙直徑在120～150 nm，選用固體顆粒直徑為20～40 nm較為合適，其納米級的粒子尺寸更是遠(yuǎn)小于壓裂裂縫閉合后支撐劑粒子間的孔隙尺寸，可以實現(xiàn)入井液順利返排。

1　納米硫酸鋇加重壓裂液的研制

采用混合溶劑法制備納米硫酸鋇：在燒杯中加入一定量的乙二醇，隨后在攪拌下加入稱量好的氯化鋇，加熱使其溶解，停止加熱，劇烈攪拌下迅速加入一定量的硫酸鈉水溶液，調(diào)節(jié)pH值至中性或微堿性，攪拌l0 min后，移入分餾裝置中，分餾出水分，停止加熱，得到一定濃度的納米硫酸鋇乙二醇溶膠。

經(jīng)過不同配方實驗發(fā)現(xiàn)，采用混合溶劑的方法，即向一定濃度的氯化鋇的乙二醇溶液中加入等當(dāng)量的不同濃度的稀硫酸鈉，然后將膠體加熱分餾除去其中的水分和氯化鈉，可以得到較為理想的結(jié)果，制備出了顆粒度在40 nm以下的硫酸鋇懸浮液。

1.1硫酸鈉濃度對粒度的影響

硫酸鈉的濃度對硫酸鋇粒度的影響較為明顯，硫酸鈉濃度過高，達(dá)到1.8 mol/L以上時，顆粒度加大， 且粒徑分布范圍較寬；若硫酸鈉濃度過低．雖然顆粒分布均勻，但是在后續(xù)分離步驟中工作量較大。由表1實驗結(jié)果得出，選擇硫酸鈉的濃度1.5 mol/L是比較適宜的。

表1　沉淀劑濃度對粒度的影響

1.2氯化鋇的乙二醇溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)的選擇

目前，我國大多數(shù)企業(yè)依然選擇采用傳統(tǒng)的企業(yè)經(jīng)營管理模式，企業(yè)的董事會、監(jiān)事會等其他監(jiān)督管理機(jī)構(gòu)大多成為擺設(shè)，并未有效將其監(jiān)督職能真正有效發(fā)揮，因而，企業(yè)的財會內(nèi)部監(jiān)督管理機(jī)制就形成了一定的問題。若管理人員過多干涉財會的內(nèi)部工作，就會出現(xiàn)管理權(quán)力過于集中的問題，也會對企業(yè)的財會內(nèi)部監(jiān)督管理帶來一定的消極影響。

氯化鋇乙二醇溶液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)過高，則加熱溶解的溫度要升高，溶解時間要加長，當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過25%時，溶解完后的乙二醇溶液顏色發(fā)黃，過濾后不是澄清透明的；若質(zhì)量分?jǐn)?shù)過低．雖可減少溶解時間，但是制備的硫酸鋇懸浮液質(zhì)量分?jǐn)?shù)過低，也不利于節(jié)能減耗。所以，在保證粒度在100 nm以下的前提下，選擇最高質(zhì)量分?jǐn)?shù)不超過25%。

1.3修飾實驗方法

納米顆粒由于粒徑較小，易發(fā)生團(tuán)聚，導(dǎo)致其粘連，分散性變差，因此需在其表面進(jìn)行修飾。采用油酸作為修飾劑，用乙醇-水溶液作為反應(yīng)體系，采用一步合成法制得了油酸修飾的納米硫酸鋇［5］。

A溶液：Na2SO4（0.01～0.1 mol/L）-乙醇水溶液（V乙醇∶V水=1∶1）；B溶液：含有油酸的BaCl2（0.01～0.10 mol/L）-乙醇水溶液（V乙醇∶V水=1∶1），調(diào)節(jié)pH值至8～9，把A溶液加入到B溶液中，攪拌30 min，將所得溶液離心分離并用二次蒸餾水和無水乙醇洗滌數(shù)次，所得白色沉淀放在紅外干燥器中干燥，待測。從表2可見，油酸的量對所制BaSO4的粒徑有很大的影響。

表2　油酸加量對硫酸鋇顆粒尺寸的影響

2　加重壓裂液體系性能評價

2.1加重劑與壓裂液基液的配伍性

由于HPG是大分子聚合物［6］，其對其他類型表面活性劑及鹽類都有很好的相容性，且不會導(dǎo)致納米顆粒的團(tuán)聚。實驗表明，BaSO4納米粒子加重劑與HPG體系完全相容。當(dāng)納米粒子加入達(dá)一定比例后，體系從透明轉(zhuǎn)為均勻的不透明狀態(tài)。納米BaSO4加入量占30%時壓裂液混合體系。穩(wěn)定放置1月以上未見有分相或納米粒子的團(tuán)聚現(xiàn)象。

2.2不同加重劑加量的壓裂液密度

表3是不同BaSO4加量下壓裂液的密度值，可以看出，在100 g基液中添加70 g納米粒子加重劑后，其密度達(dá)到1.50 g/cm3。

表3　不同BaSO4納米粒子加重劑加量時的壓裂液密度

2.3加重壓裂液的流變性

圖1是對加重壓裂體系進(jìn)行高溫流變測試的流變曲線。實驗結(jié)果表明，超細(xì)低傷害加重壓裂液體系在120 ℃，170 s-1剪切2 h黏度仍有77.5 mPa·s，能夠滿足儲層溫度120 ℃的油氣井壓裂要求。

圖1　超細(xì)低傷害加重壓裂液體系流變曲線

2.4加重壓裂液對儲層傷害測試

通過測定一級胍膠壓裂液、超細(xì)加重壓裂液對致密砂巖巖心的傷害率，來評價壓裂液對油氣層的傷害程度。由表4可看出，超細(xì)加重壓裂液對巖心基質(zhì)傷害率小于30%，與常規(guī)HPG壓裂液相比變化較小，具有低傷害性質(zhì)，可滿足改造需要。

表4　滲透率傷害率實驗結(jié)果

2.5加重壓裂液摩阻測試

利用環(huán)路摩阻儀對加重壓裂液在不同剪切速率下的摩阻進(jìn)行評價，表5可看出，不同剪切速率下的降阻率平均為70%左右，表現(xiàn)出良好的性能。

表5　超細(xì)低傷害加重壓裂液不同剪切速率下的摩阻評價實驗

3　現(xiàn)場試驗

選擇元陸11井珍珠沖段、元壩6井須家河組二段，壓裂前試擠至99 MPa壓不開儲層的2口井進(jìn)行加重壓裂液現(xiàn)場試驗。通過采用加強(qiáng)型RTTS封隔器及APR測試工具［7］、前置酸處理、油套環(huán)空采用1.45 g/cm3鉆井液等措施，使井下工具、套管承壓達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)要求，施工順利進(jìn)行。

超細(xì)加重壓裂液配制主要采用在配制車間加料循環(huán)并檢測密度合格后拉運(yùn)井場的方式；也可在現(xiàn)場配制，按比例加入粉劑稠化劑和加重劑，用攪拌罐充分循環(huán)攪拌均勻。施工時，前置超細(xì)加重壓裂液160～180 m3，最高加砂比15%，壓開儲層泵壓平穩(wěn)后，采用凍膠加砂，最高加砂比30%，施工限壓97 MPa，全程伴注液氮30 m3；壓后自噴排液求產(chǎn)，均獲得較高產(chǎn)量，壓裂液返排率大于90%（表6）。

表6　現(xiàn)場壓裂試驗井效果

4　結(jié)論

（1）采用混合溶劑法成功地制備出粒度分布在20～40 nm范圍的固體顆粒加重劑，該方法合成工藝簡單、成本低廉，易于工業(yè)化。

（2）實驗中在100 g基液中添加70 g納米粒子加重劑后，其密度達(dá)到1.50 g/cm3，相當(dāng)于在井底增壓22～24 MPa，可有效降低地面施工泵壓。

（3）該加重劑與HPG體系完全相容，配伍性好。加重壓裂液能夠滿足儲層溫度120 ℃的油氣井壓裂要求，對致密砂巖巖心基質(zhì)傷害率小于30%，降阻率達(dá)到70%左右。

（4）現(xiàn)場試驗取得良好效果，在破裂壓力較高的致密儲層具有較好的推廣應(yīng)用前景。

［1］銀本才，曾雨辰，楊洪，等.DG2井壓裂液加重技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2012，34（3）：79-81.

［2］段志英.高壓深井壓裂液加重技術(shù)研究進(jìn)展［J］.斷塊油氣田，2010，17（4）：500-502.

［3］李剛，郭新江，陳海龍，等.高密度酸加重酸化技術(shù)在川西深井異常高壓氣層增產(chǎn)中的應(yīng)用［J］.礦物巖石，2006，12（5）：105-110.

［4］肖暉，郭建春，何春明.加重壓裂液的研究與應(yīng)用［J］.石油與天然氣化工，2013，42（2）：168-172.

［5］黃維安，邱正松，徐加放，等.重晶石粒度級配對加重鉆井液流變性的影響［J］.鉆井液與完井液，2010，27（4）：23-25.

［6］程興生，張福祥，徐敏杰，等.低成本加重瓜膠壓裂液的性能與應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2011，33（2）：91-93.

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（修改稿收到日期 2014-12-22）

〔編輯朱偉〕

Application of superfine and low damage weighting fracture fluid in Yuanba

TANG Ruijiang
（Exploration Branch Company of SINOPEC, Chengdu 610041, China）

In order to address the problems of high fracturing pressure and construction difficulties in hydraulic fracturing of tight sandstone gas pools in Yuanba area, a new superfine, low damage weighting fracture fluid was developed specially. In this fluid, the mixed solvent method was mainly used to prepare solid weighting agent with the particle size between 20 nm and 40 nm, then adding 70 g of nanometer particle weighting agent to 100 g base fluid, the fluid density was up to 1.50 g/cm3, which was fully compatible with guar system; after 2 hours shearing at 120℃ and 170 s-1, its viscosity was still as high as 77.5 mPa·s; its damage rate to core matrix was less than 30%, so it was of low damage property. It is simple in technology, low cost, good compatibility and easy to back flow, and its resistance reducing rate was up to about 70%. Field test on continental tight reservoir in Yuanba was fruitful and enjoyed a favorable application prospect for tight reservoirs with high fracturing pressures.

Yuanba gas pool; weighted fracturing fluid; nanometer weighting agent; field application

TE357.1

B

1000 – 7393（ 2015 ） 02 – 0082 – 03

10.13639/j.odpt.2015.02.022

唐瑞江，1985年畢業(yè)于西南石油大學(xué)，主要從事油氣田試氣作業(yè)、儲層改造工作，高級工程師。電話：0817-6224022。E-mail：sltrj6688@126.com。

引用格式：唐瑞江.超細(xì)低傷害加重壓裂液在元壩地區(qū)的應(yīng)用［J］. 石油鉆采工藝，2015，37（2）：82-84.