低滲儲層改造低傷害壓裂液體系研究

曾東初, 陳超峰, 毛新軍, 袁峰, 李雪彬

（1. 長江大學 石油工程學院, 湖北 武漢 430100; 2. 新疆油田公司勘探事業部, 新疆 克拉瑪依 834000）

石油化工

低滲儲層改造低傷害壓裂液體系研究

曾東初1, 陳超峰2, 毛新軍2, 袁峰2, 李雪彬2

（1. 長江大學 石油工程學院, 湖北 武漢 430100; 2. 新疆油田公司勘探事業部, 新疆 克拉瑪依 834000）

為了有效控制和降低壓裂液對儲層的傷害，提高壓裂液體系的增油效果，降低壓裂成本，在瑪湖凹陷風城組低孔、低滲及非均質儲層的壓裂改造中，針對胍膠類壓裂液殘渣含量較多，容易對儲層造成傷害，同時胍膠壓裂液在堿性條件下交聯，高礦化度對壓裂液性能影響較大等原因，開展了低傷害壓裂液體系改性黃原膠的研究。通過現場研究結果表明，改性黃原膠可以克服堿性環境、高礦化度以及硼離子的影響，破膠后殘渣含量為90 mg/L，比HPG的殘渣含量少56.5%，有效的減少了破膠液殘渣對地層的傷害。在瑪湖凹陷斜坡區進行了13井次的儲層改造，10口井次獲得工業油流，獲油率55.6%，取得了較好的改造效果。

儲層改造；低傷害壓裂液；改性黃原膠；破膠；低滲

Abstract:In order to effectively control and reduce the damage of fracturing fluid to reservoir, further improve the effect of fracturing fluid and reduce the cost of fracturing, in the fracturing process of low porosity and low permeability heterogeneous reservoir of Fengcheng group of Mahu depression, because high concentration of guanidine fracturing fluid is easy to cause damage to the reservoir, meanwhile, the cross-linking of guanidine gum fracturing fluid under alkaline conditions easy happens, and the influence of high salinity on the performance of fracturing fluid is easy, modification of xanthan gum for low damage fracturing fluid has been carried out. The results of research show that modified xanthan gum can overcome the influence of alkaline environment, high salinity and boron ion; after gel breaking, the residue content is 90 mg/L, less than 56.5% of the residue content of HPG, which effectively reduces the damage to the formation caused by the broken gel liquid residue. 13 times of reservoir reformation have been carried out in the slope area, 10 wells have obtained industrial oil flow, the oil recovery rate is 55.6%, and better reconstruction results have been achieved.

Key words:Reservoir reformation;Low damage fracturing fluid; Modification of xanthan gum;Gel breaking;Low permeable

瑪湖凹陷是新疆油田重點勘探領域，為了保證油氣勘探開發的效益，提高油氣開發的動用效果。針對該區塊低孔低滲的儲層特征，開展了相關的儲層壓裂改造工藝技術的攻關研究。

目前針對儲層的壓裂改造，普遍采用 0.35%～0.45%的胍膠壓裂液體系，較高的稠化劑濃度雖然保障了壓裂液的耐溫性能，但稠化劑用量越大導致壓裂液殘渣量越大，地層傷害程度也越大[1]，從而影響措施效果。

在低孔、低滲及非均質儲層的壓裂改造中，胍膠類壓裂液殘渣含量較多，容易對儲層造成傷害。同時胍膠壓裂液主要在堿性條件下交聯，高礦化度對壓裂液性能影響較大[2]；若儲層中存在硼離子等重金屬離子，則胍膠壓裂液會出現反膠的現象，造成壓裂液不破膠、或破膠不徹底而堵塞地層的情況。因此，在堿敏或者高礦化度的儲層中胍膠壓裂液的應用就會受到限制。如果壓裂液體系應用不當，殘渣含量過高將會對儲層造成損害，嚴重時會導致油氣減產[3]。因此，基于降低儲層傷害，提高油氣產量，耐高溫、低傷害、低成本壓裂液體系成為研究的重要方向[4]。低傷害壓裂液改性黃原膠可以克服堿性環境、高礦化度以及硼離子的影響，可以有效降低增稠劑及交聯劑的用量，并且改性黃原膠破膠后殘渣含量小，可以減小破膠液殘渣對地層的傷害。

1 儲層改造難點分析

1.1 儲層物性差

風城組儲層為裂縫—孔隙雙重介質，儲層為以基質孔隙為主裂縫為輔的雙重介質，基質孔隙主要為晶間孔、晶內溶孔及溶蝕孔，裂縫以微裂縫為主。白云巖儲層的孔隙度較差，孔隙度小于 5%的儲層占 78%，孔隙度大于 8%的儲層不到 10%；70%以上的樣品滲透率小于0.1 mD。在微裂縫較發育的部位有效孔隙度值可達12%～18%，滲透率值也出現異常偏高。目的層為低孔特低孔、低滲特低滲儲層，物性差，壓裂規模小增產效果不明顯，客觀上需要較長的支撐裂縫，并進行大規模儲層改造。

1.2 儲層埋藏深，壓力高

風城組儲層埋藏深、地層壓力高，壓力系數一般大于1.5，且閉合應力高，造成壓裂施工泵壓高，排量受限、加砂困難，地面及井下管柱的安全風險大。

1.3 縫高難控制

儲層厚度大，主要油氣層位于儲層上部，而地應力差異小，裂縫高度易于向下延展，主力油層得不到有效改造。而且儲層上部發育大段泥巖隔層，應力、巖性遮擋作用強，造成壓裂裂縫下縫高延伸較大，不能充分改造儲層上部。目的儲層天然裂縫發育，縫高控制難度大。

1.4 儲層富含重金屬離子

儲層溫度高，礦化度高，pH值在8～9之間呈中強堿性，風城組云質巖儲層富含硼等重金屬離子可溶性鹽，地層礦化度達2.189×105mg/L，巖礦分析含硼、鈦最高達0.055%，對入井流體敏感。破膠液容易返膠，堵塞地層滲流孔道。

2 低傷害壓裂液體系的研究

目前胍膠壓裂液主要在堿性條件下交聯，高礦化度對壓裂液性能影響較大。針對目前胍膠類壓裂液存在的問題，開發了一種黏彈性非交聯壓裂液體系改性黃原膠，該體系具有優越的攜砂性能、剪切恢復能力好、耐溫耐鹽能力強、低殘渣、低傷害的性能。同時克服了胍膠壓裂液高殘渣對儲層的傷害，適用于高礦化度的儲層，可在酸敏或堿敏條件下使用。

2.1 稠化劑增粘性能

稠化劑是壓裂液體系中主要的添加劑之一，在壓裂增產過程中，為了提高稠化劑的性能要求，其增粘性能要好，交聯能力要強[5,6]。HPG為大分子聚糖植物膠，在水中不易分散，易形成魚眼，配液后需要長時間溶脹，影響壓裂效率。改性黃原膠稠化劑為分子量較小的多糖植物膠，室溫條件下稠化時間小于2 min，現場壓裂過程中能夠實現連續混配。作為一種非交聯植物膠，改性黃原膠壓裂液粘度與增稠劑濃度關系如圖1所示。隨著改性黃原膠濃度的增加，液體的粘度也隨之增大，兩者之間呈正比例關系。

圖1 改性黃原膠濃度與液體粘度關系實驗曲線Fig.1 Experimental curve of relationship between modified xanthan gum concentration and liquid viscosity

2.2 耐溫耐剪切性能

增稠劑濃度為0.5%時，用HAAKE RS150流變儀，統一剪切速率170 s-1，在不同溫度條件下，對改性黃原膠壓裂液進行剪切實驗。壓裂液剪切 1 h后粘度隨溫度變化曲線，如圖2所示。隨著溫度的升高粘度逐漸下降，但下降的幅度保持在相對穩定的狀態；實驗結果表明，改性黃原膠壓裂液具有較好的耐溫性能。且改性黃原膠壓裂液在較低粘度條件下仍具有較高的攜砂性能，能夠滿足壓裂施工的要求。

圖2 改性黃原膠壓裂液耐溫性能實驗曲線Fig.2 Experimental curve of temperature resistance of modified xanthan gum fracturing fluid

增稠劑濃度為0.5%時，分別在60和100oC的條件下進行改性黃原膠壓裂液的耐溫耐剪切實驗。如圖3所示，在剪切速率為170 s-1條件下持續剪切1 h，60和100oC條件下壓裂液的粘度保持在一個相對穩定的狀態，表明改性黃原膠壓裂液體系具有較好的耐剪切性能。

圖3 改性黃原膠壓裂液耐剪切實驗曲線Fig.3 Experimental curves of shear resistance of modified xanthan gum fracturing fluid

2.3 酸堿度以及礦化度的影響

為了研究酸堿性對壓裂液粘度的影響，在改性黃原膠壓裂液中分別加入不同濃度的稀鹽酸或氫氧化鈉來改變壓裂液的pH值。當pH值發生改變時，壓裂液的粘度變化都比較小，且改性黃原膠壓裂液仍能保持較高的粘度。說明該壓裂液體系對酸敏或堿敏都具有較強的適應性，能夠有效的降低壓裂液與儲層的不配伍性所造成的傷害。

圖4 氯化鉀與氯化鈣對改性黃原膠壓裂液粘度的影響Fig.4 Effect of potassium chloride and calcium chloride on viscosity of modified xanthan gum fracturing fluid

氯化鉀作為粘土穩定劑在壓裂液體系中得到了廣泛的應用，高礦化度儲層對壓裂液的使用效果具有重要影響[6]。如圖4所示，在改性黃原膠壓裂液體系中分別加入不同濃度的氯化鉀和氯化鈣，隨著氯化鉀以及氯化鈣濃度的增加，改性黃原膠壓裂液體系的粘度基本保持穩定。綜上可知，礦化度對改性黃原膠壓裂液的影響比較小，適用于高礦化度儲層。

2.4 攜砂性能

壓裂液的攜砂性能對壓裂施工的成功率至關重要，壓裂液只有具備較好的攜砂性能才能將支撐劑帶到裂縫的指定位置，在裂縫閉合后形成高導流通道[7，8]。通過室內靜態懸砂實驗配置不同濃度的改性黃原膠壓裂液，觀察支撐劑的沉降速度。查閱相關文獻[9]，在靜態懸砂試驗中，當支撐劑的沉降速度小于0.18 mm/s時，壓裂液的懸砂性能較好。如表1所示，改性黃原膠壓裂液的濃度在0.35%～0.45%范圍內，具有較好的懸砂性能，能夠滿足現場壓裂的施工要求。

表1 改性黃原膠壓裂液的懸砂性能Table 1 Suspended sand properties of modified xanthan gum fracturing fluid

2.5 破膠液殘渣含量

壓裂施工結束后壓裂液能否徹底破膠直接影響到壓裂液的返排率和對儲層的傷害程度。在改性黃原膠壓裂液中加入對應量的過硫酸鈉進行破膠實驗，以胍膠壓裂液作為對比觀察破膠液的殘渣含量，實驗結果如表2所示。改性黃原膠壓裂液破膠較徹底，殘渣含量的數據表明，改性黃原膠壓裂液的殘渣含量明顯低于胍膠壓裂液，從而能夠有效的降低壓裂液對儲層的二次傷害。

表2 改性黃原膠與胍膠壓裂液殘渣實驗Table 2 Experiment of modified xanthan gum and guanidine gum fracturing fluid residue

3 現場應用效果

瑪湖凹陷多層系主要以二次加砂技術為主導，研究應用了組合壓裂技術，開發了低傷害的低濃度壓裂液體系，研究探索了套管完井水平井、裸眼封隔器完井兩種不同完井方式下的水平井儲層改造，在13口井進行儲層改造18層，10層獲工業油氣流，壓裂獲油率 55.6%。風南地區風城組儲層存在硼等金屬離子，參考區塊粘土礦物X衍射分析結果，該區風城組儲層水敏性較弱，風南14井儲層有白云質泥巖互層，液體配方中加入 2%氯化鉀，降低儲層潛在水敏性。在進行主壓裂前，使用改性黃原膠壓裂液對風南14井4 446～4 458 m地層進行測試壓裂，以獲得地層應力、液體濾失特性和了解近井效應的強弱等地層相關參數，為主壓裂提供依據。

風南14井完成了三級壓裂施工。第一層壓裂共泵注改性黃原膠壓裂液541 m3，累計加入30/50目陶粒48.3 m3；第二層壓裂共泵注改性黃原膠壓裂液627 m3，累計加入30/50目陶粒39 m3；第三層壓裂共泵注改性黃原膠壓裂液 786 m3，累計加入 30/50目陶粒50 m3，總計用壓裂液量1 954 m3，累計加入30/50目陶粒137.3 m3，風南14井壓后初期日產液60 m3，日產油40 m3；試油90 d，累計產油1 192.79 m3，取得了顯著的改造效果。

4 結 論

（1）低傷害壓裂液體系改性黃原膠具有耐溫、耐鹽、對硼等重金屬離子不敏感、不受地層重金屬離子（硼、鋯）的影響，可以保證壓后完全破膠，破膠液殘渣含量低，可以減小對地層的傷害，保證改造效果。

（2）該壓裂液體系適用于埋藏深、厚度大、跨度大、地層壓力高，閉合應力高，需要進行大規模壓裂的儲層；特別是儲層流體呈堿性，礦化度高，富含重金屬離子硼、鋯等，造成硼交聯類壓裂液不能完全破膠的儲層，采用低傷害壓裂液體系改性黃原膠比常規的胍膠壓裂液體系壓裂效果更加好。

（3）不同濃度的交聯劑和不同濃度的堿可以調節壓裂液的交聯時間與交聯強度。通過實驗發現，堿的加入量對壓裂液體系的耐溫耐剪切性能影響不明顯，但能夠有效延遲交聯時間及控制交聯性能，堿性越強有機硼親和力越強。

（4）現場應用結果表明，采用低傷害壓裂液體系改性黃原膠使壓裂液成本大大降低，在壓裂過程中減少了對儲層的傷害，且壓裂液返排與增油效果明顯。其中風南14井壓后日產油40 m3，試油90 d，累計產油1 192.79 m3。

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Study on Low Damage Fracturing Fluid System for Low Permeability Reservoir Reconstruction

ZENG Dong-chu1,CHEN Chao-feng2,MAO Xin-jun2,YUAN Feng2,LI Xue-bin2

（1. School of Petroleum Engineering, Yangtze University, Hubei Wuhan 430100, China;2. Xinjiang Oilfield Company, Xinjiang Karamay 834000, China）

TE 122

A

1671-0460（2017）09-1841-04

中石油股份公司重點科研項目“超深高溫高壓含硫化氫儲層及復雜巖性低滲儲層試油（含儲層改造）配套技術研究”。

2017-06-28

曾東初（1990-），男，湖北省黃岡市人，在讀碩士研究生，2014年畢業于長江大學工程技術學院石油工程專業，研究方向：從事鉆井工藝與技術方面的研究。E-mail：819339906@qq.com。