奈曼壓裂液配方與支撐劑優選技術研究

秦闖

摘 要：根據奈曼油田的儲層特點，確定以新井壓裂投產、老井調層壓裂、老井重復壓裂為主要手段進行開發，所以壓裂液、支撐劑既要滿足油藏特點和工藝技術要求， 又要最大限度地減少壓裂液對支撐裂縫導流能力的影響。本文介紹了壓裂液配方優化技術，即壓裂液配方要求、壓裂液在適應溫度方面的選擇、壓裂液配伍性、支撐劑選擇等優化。

關鍵詞：壓裂液；支撐劑；優選技術

中圖分類號： TE3 文獻標識碼： A 文章編號： 1673-1069（2016）10-163-2

1 油藏特征

奈曼凹陷位于內蒙古自治區通遼市奈曼旗境內，是遼河外圍開魯盆地西南側的一個次級負向構造單元，勘探面積800km2，在九佛堂組均見到良好的油氣顯示。九佛堂組上段孔隙度主要分布在7%～23%之間，平均14%；滲透率主要分布在50×10-3μm2以下，平均12.2×10-3μm2；九下段儲層孔隙度平均9.6%；滲透率10.6×10-3μm2，屬于低孔特低滲儲層。為了保持低滲油田產量的穩定，提高滲透率，改善導流能力，壓裂成為奈曼油井主要增產措施，此項措施已被廣泛應用于油田現場，取得了滿意的效果，許多學者和油田工作人員為了使這項技術更加完善，仍在進行不斷地探索和研究。

2 壓裂液優選

2.1 壓裂液配方性能要求

針對奈曼油田油藏埋藏分布特點和改造工藝要求，結合地層巖石礦物的敏感性實驗，實現了配方稠化劑及添加劑優選和整體性能優化。該區塊對液體體系性能要求如下：

a該油區儲層埋藏跨度大，1300-2400m，井溫由50-90℃，涵蓋了低溫、中溫和高溫三個體系。因此，要求壓裂液攜砂性能好，且具有良好的破膠返排性能。

b該儲層屬于低孔低滲儲層，孔隙喉道小，毛管阻力高；要求壓裂液具有好的助排性能，快速返排。

c儲層粘土礦物總含量高，水敏性較強，要求優選優質的防膨劑或粘土穩定劑，防止粘土膨脹與微粒運移，最大限度地降低壓裂液對儲層的傷害。

d該儲層低孔低滲，要求壓裂液具有最大限度的低傷害特性，選用優質稠化劑，盡可能降低壓裂液不溶物殘渣而帶來的傷害。

e壓裂液具有低濾失特性，提高壓裂液效率，控制濾失量確保壓裂施工成功。

f壓裂液具有較低的摩阻。要求壓裂液具有適宜的延遲交聯時間，以保證盡可能低的施工泵壓和適當的施工排量。

g要求壓裂液的添加劑之間、與地層流體和巖石的配伍性好。

2.2 壓裂液體系研究

壓裂液體系通過不斷的完善改進，形成了適應奈曼油區壓裂改造需求的低、中、高溫壓裂液體系，隨著配液方式的改進，配液過程質量控制的加強，能夠較好滿足現場施工和儲層改造需求。

a低溫壓裂液體系配方：0.40-0.44%HPG+0.20-0.25%FR-CL/LH-Ⅸ+0.03-0.10%HCHO+0.02-0.05%CO-DFO/LY-1+0.05-0.08%Na2CO3+0.02-0.03%WPJ- I

①交聯時間：t=32s″（基液PH值：8.0-9.0）

②粘度：40-55mPa·s

③耐溫性：60℃剪切80min后粘度52 mPa·s

④針對低溫儲層不利破膠的情況，破膠劑優選低溫破膠活化劑+常規過硫酸銨的雙元破膠劑體系

⑤破膠性能：試驗溫度55℃

b常規（中溫）壓裂液體系配方：0.44-0.47%HPG+0.20-25%FR-CL/LH-Ⅸ+0.03-0.10%HCHO+0.02-0.05%%CO-DFO/LY-1+0.08-0.10%Na2CO3+0.06%FR-HTCR/LH-I+0.015%WPJ-I

①交聯時間：t=37s″（基液pH值：8.5-9.5 ）

②粘度：55-65mPa·s

③耐溫乃剪切性能：85℃剪切60min后粘度50.2 mPa·s

④破膠性能：試驗溫度75℃

c高溫壓裂液體系

配方：0.47-0.50%HPG+0.20-0.25%FR-CL/LH-Ⅸ+0.03-0.10%HCHO+0.02-0.05%%CO-DFO/LY-1+0.10-0.12% Na2CO3+0.2%FR-HTCR/LH-I

①交聯時間：t= 37s″（基液pH值：9.0-10.5 ）

②粘度：65-75mPa·s

③耐溫乃剪切性能：110℃剪切122min后粘度74 mPa·s

④破膠性能：試驗溫度100℃

2.3 壓裂液的配伍性檢驗

配伍性檢驗配方0.25%FR-CL/LH-Ⅸ+0.1%HCHO+0.05%CO-DFO/LY-1+ 0.2%FR-HTCR/LH-I+0.03%WPJ- I

用量筒量取500ml地層水放入1000ml燒杯里，先加入0.5mlHCHO，用玻璃棒攪拌均勻，無沉淀、無絮凝現象；再加入1.25mlFR-CL/LH-Ⅸ，用玻璃棒攪拌均勻，無沉淀，無絮凝現象；再加入0.25mlCO-DFO/LY-1，用玻璃棒攪拌均勻，溶液由無色變為淺白色，無沉淀、無絮凝現象；再加入1ml FR-HTCR/LH-I，用玻璃棒攪拌均勻，溶液呈淺紅棕色，無沉淀、無絮凝現象；最后加入0.15gWPJ- I，用玻璃棒攪拌均勻，無沉淀、無絮凝現象。由上說明此體系配伍性能良好。

3 支撐劑的評價與優選

從壓裂后生產周期的統計對比看，平均生產周期石英砂為435.86d，陶粒為平均生產周期276.7d，石英砂生產周期長于陶粒的主要原因是奈曼油田先期開發主要針對九上段，多采用石英砂，從兩種支撐劑的平均周期來看，均能較好滿足奈曼油區儲層的改造需求。

閉合壓力與支撐劑選擇分析如下：

圖1為油層中深與壓裂停泵壓力的關系，由曲線回歸可以看到，在1200m至2100m左右停泵壓力雖有變化，但趨勢較為平緩，在2100m后，隨儲層深度增加，停泵壓力上升趨勢顯著，停泵壓力在一定程度上反映了儲層閉合應力和地應力狀況，可以初步認為2100m左右是奈曼油田地應力變化的結點，可為支撐劑的選擇提供依據。考慮裂縫嵌入及長期導流影響，將2000m作為支撐劑選擇的分界點是較為合適的，儲層深度小于2000m的采用蘭州石英砂，超過2000m的采用中密陶粒。

4 結論

①針對壓裂開發和區塊整體壓裂要求壓裂液和支撐劑在低成本投入下，既能滿足油藏特點和工藝技術要求，又能最大限度地減少壓裂液對支撐裂縫導流能力的影響的要求，提出了壓裂液與支撐劑的優化設計技術。②壓裂液優化設計技術至少應包括壓裂液及其添加劑優選，壓裂對溫度適應優化、壓裂液變組分配方配伍性能優化等不可缺少的內容。③根據室內實驗結果，選擇適應奈曼儲層溫度、破膠溫度適合、配伍性良好的壓裂液，根據地層深度、閉合壓力選擇支撐劑。

參 考 文 獻

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