低溫致密氣藏壓裂液研究及應用

陳　磊,郭布民,鮑文輝,李　夢,孫厚臺,劉華超

(中海油田服務股份有限公司，天津　300450)

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低溫致密氣藏壓裂液研究及應用

陳磊,郭布民,鮑文輝,李夢,孫厚臺,劉華超

(中海油田服務股份有限公司，天津300450)

針對致密砂巖氣藏低溫、低孔、低滲的特點，研發了適用于該類儲層的低溫低傷害壓裂液。以低濃度的HPG作為增稠劑，減少儲層傷害；加入有機硼交聯劑有效地調節交聯反應進程，控制交聯時間在60～70 s；通過低溫激活劑和破膠劑濃度優化，實現低溫快速破膠。現場應用效果表明，低溫壓裂體系表現出攜砂能力強、破膠徹底、返排率高、增產效果好等優點。

致密氣藏；低溫；壓裂液；破膠；儲層傷害；應用

低溫致密砂巖氣藏，具有埋藏淺(1200～2000 m)、低溫(35～60 ℃)、低孔(4%～8%)、低滲(<0.1×10-3μm2)等特點，儲層需要進行壓裂改造才能獲得工業氣流。這類氣藏物性差、喉道半徑小，容易因外來流體吸附造成堵塞；地層壓力系數低、返排困難，壓裂液長時間滯留地層引起嚴重的液相圈閉[1-6]。減少儲層傷害和低溫快速破膠是提高此類儲層壓裂改造效果關鍵技術之一。針對上述提出的問題，通過優化HPG濃度和低溫快速破膠技術，研發了適合低溫致密氣藏的壓裂液，在現場應用取得了良好的效果。

1　實　驗

1.1儀器

RS-6000高溫高壓流變儀，德國HAAK公司；R/S plus旋轉粘度計，美國Brookfield公司；pH 試紙(1～14)；電子天平(精度0.0001 g)；吳茵攪拌器(0～20000 r/min)；恒溫水浴(室溫～100 ℃)；恒溫干燥箱(室溫～200 ℃)；離心機(<8000 r/min)；品氏毛細管粘度計(φ=0.8 mm)。

1.2試劑和材料

羥丙基瓜爾膠HPG(工業一級品)；防水鎖劑XT-32(工業品)；助排劑XT-5(工業品)；黏土穩定劑XT-6(工業品)；KCl(工業品)；殺菌劑XT-11(工業品)；過硫酸銨APS(工業品)；交聯劑XT-9(工業品)；低溫激活劑XT-26(工業品)。

1.3實驗方法

依據中華人民共和國石油天然氣行業標準SY/T5107-2005 “水基壓裂液性能評價方法”的相關方法進行實驗，評價的標準根據SY/T 6376-2008“壓裂液通用技術條件”的要求。

2　低溫壓裂液研究

2.1低溫壓裂液配方優化

(1)稠化劑優選

圖1　HPG濃度與粘度、殘渣含量關系曲線

HPG是目前最為常用的增稠劑之一[7-8]，優選適宜的HPG濃度既能滿足儲層和施工要求, 又能達到降低壓裂液的水不溶物和殘渣含量，減少因固相微粒引起的儲層堵塞的目的[9-10]。不同濃度HPG與粘度、殘渣含量的實驗，實驗結果見圖1。

稠化劑濃度優選的原則：一是保證壓裂液攜砂，滿足施工要求；二是壓裂后保證快速破膠，返排出地層；三是殘渣少，對地層傷害小。從圖1可以看出，隨著HPG濃度的增加，粘度、殘渣含量均呈線性增長。當濃度從0.25%增加0.35%時，粘度為16 mPa·s到28 mPa·s，殘渣含量為107 mg/L到314 mg/L，選擇低濃度HPG壓裂液，能降低壓裂液對地層的傷害。從攜砂性能和儲層傷害兩方面考慮，HPG濃度選擇0.25%～0.35%。

(2)交聯劑優選

為保證壓裂液的攜砂性能，交聯劑是關鍵因素。為了控制壓裂液的交聯速度，使其交聯過程發生在井筒內流動時，選擇低濃度的有機硼類交聯劑既能延遲交聯[11-12]，又能保證攜砂性能。

表1　交聯比對交聯時間的影響

由表1可知，隨著交聯比和HPG濃度的增加，交聯時間縮短。針對S地區井深的情況，壓裂施工時主要采用2-7/8″的油管，這就要求壓裂液的交聯時間在40～90 s為宜。因此，在綜合考慮交聯時間和成本的情況下，選擇0.25%HPG+0.25%～0.3%XT-9能滿足施工要求。

用RS-6000高溫高壓流變儀在60 ℃下評價不同交聯比下低溫壓裂液剪切穩定性，實驗結果見表2。

表2　壓裂液的流變性能

實驗結果表明，交聯比在0.25%～0.3%范圍內形成的凍膠均具有良好的剪切穩定性，滿足施工對壓裂液攜砂能力的要求。

2.2低溫快速破膠研究

(1)低溫破膠體系研究

過硫酸銨(APS)作為常用瓜膠類壓裂液破膠劑之一，具有使用方便、對環境要求小、破膠徹底等優點。但研究表明，在溫度低于50 ℃時，APS半衰期為152 h，分解慢[13-14]，破膠能力降低，造成淺層氣井破膠困難、返排不徹底[15-16]，對儲層傷害大。為此，在低溫壓裂液破膠體系中，加入了低溫激活劑以提高破膠速率。低溫激活劑主要成分為還原性物質，使過硫酸銨生成自由基的機理由熱引發改變為化學引發，過硫酸銨能在低溫下釋放游離氧，破壞植物凍膠壓裂液結構，從而使大分子降解。

在35 ℃條件下，對XT-26對壓裂液破膠性能的影響進行了實驗，結果見圖2。

從圖2可以看出，不加XT-26的條件下，壓裂液的低溫破膠困難，即使6 h壓裂液粘度在100 mPa·s以上。隨著XT-26濃度增加，壓裂液破膠時間縮短。XT-26濃度高于0.2%時，凍膠的粘度降低較快，1 h時粘度降低到50 mPa·s以下，壓裂液在2 h內完全破膠；XT-26濃度低于0.2%時，凍膠粘度緩慢下降，在2 h時粘度保持在50 mPa·s以上，在3～4 h完全破膠。根據現場施工的要求，壓裂泵注時間一般為1～2 h，為滿足現場施工安全和快速破膠的要求，優選XT-26濃度為0.2%。

圖2　XT-26對壓裂液破膠性能的影響

(2)分段破膠技術

為了進一步研究破膠體系對儲層的適應性，測定不同溫度下、不同破膠劑濃度對壓裂液破膠時間的影響，實驗結果見表3。

表3　破膠劑濃度對壓裂液破膠時間的影響

從表3可以看出，溫度為35～60 ℃下，通過調節破膠劑加量可以使壓裂破膠時控制在4 h內。壓裂施工時間一般在2 h左右，根據儲層溫度和泵注程序，選擇適宜的破膠劑濃度，施工過程中楔形加入，既能保證施工安全，又能控制破膠時間，達到快速低溫快速破膠的要求。

2.3低溫壓裂液性能評價

通過對增稠劑、交聯劑、破膠體系的優選，得到了適用致密砂巖儲層的低溫壓裂液配方：0.25%HPG+1.5%KCl+0.5%XT-6+0.5%XT-5+0.5%XT-32+0.05%XT-11+0.25%XT-9+2%XT-26+0.05%APS。表1考察了該壓裂液體系的抗剪切、抗溫、破膠等性能。

表4　低溫壓裂液體系性能測試結果

由表4看出，此低溫壓裂液體系具有以下特點：①在60 ℃下，具有良好耐溫耐剪切的能力，完全滿足施工時對粘度的要求；②體系破膠時間短，利于快速返排；③破膠液破膠液表面張力低，有助于破膠液的徹底返排；④殘渣含量低，對儲層傷害小；⑤低溫壓裂液體系屬于假塑性流體，有助于降低施工壓力。針對致密儲層，低溫壓裂液體系的性能完全滿足其對壓裂施工的要求。

3　現場應用

低溫壓裂液解決了低溫地層破膠難的問題，實現了壓裂液壓后放噴時間1～3 h可控，解決了地層能量低、低孔、低滲等引起的壓裂液難于快速返排和對儲層傷害大的問題。2013-2015年在S地區進行了65井次的壓裂施工，并取得了良好的效果，表5是4口井的應用情況。

表5　低溫壓裂液體系現場應用效果

根據表5的數據，這4口井的井溫在40～52 ℃之間，施工平均砂比為19%～24%，施工時間為44～74 min，說明此低溫壓裂體系的粘度是完全滿足施工時對壓裂液攜砂能力的要求。壓裂后在1 h放噴，現場測出返排液的粘度均小于5 mPa·s，壓裂液的返排率均在65%以上，最高能達到86.3%，實現了快速破膠、返排的目的。S地區大多屬于低溫致密氣藏，壓裂前無工業氣流，壓后最高增產達到了2.0×104m3/d，壓裂增產效果明顯。

4　結　論

(1)通過對HPG濃度優化、交聯性能的研究，形成了交聯時間60～70 s、低殘渣的適合低溫致密氣藏壓裂液體系。

(2)通過低溫激活劑和破膠劑濃度優化，實現低溫快速破膠。

(3)低溫壓裂液體系具有抗剪切能力強、破膠快、破膠液表面張力低、殘渣少、對儲層傷害小的特點。

(4)低溫低傷害壓裂液體系在低溫致密氣藏進行了現場應用，表現出攜砂能力強、破膠徹底、返排率高、增產效果好等優點。

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Study and Application of Low-temperature Fracturing Fluid on Tight Gas Reservoir

CHENLei,GUOBu-min,BAOWen-hui,LIMeng,SUNHou-tai,LIUHua-chao

(China Oilfield Services Limited, Tianjin 300450, China)

The low temperature and low damage fracturing fluid was developed which was suitable for the tight sandstone gas reservoir with low temperature, low porosity and permeability. The low density hydroxypropyl guar(HPG) fracturing fluid system reduced reservoir damage, the organic boron cross-linker effectively delayed crosslinking and crosslinking time in 60～70 s, the optimization of the low temperature activation agent and gel breaking agent realized low-temperature fast gel breaking. Field application results showed that the low temperature fracturing fluid system had the advantages of high carrying capacity, complete gel breaking, high return rate, good effect of increasing yield, etc.

tight gas reservoir; low temperature; fracturing fluid; gel breaking; reservoir damage; application

陳磊(1985-)，男，助理工程師，從事壓裂液研發及應用相關工作。

TE257

A

1001-9677(2016)010-0110-03