低濃度瓜膠壓裂液體系評價及在大牛地氣田的應用

徐兵威

?

低濃度瓜膠壓裂液體系評價及在大牛地氣田的應用

徐兵威1，2

（1．中國石化華北油氣分公司，河南鄭州 450006；2．西南石油大學，四川成都 610500）

水力壓裂是大牛地氣田低孔低滲儲層開發的有效手段，壓裂液是壓裂工藝技術的重要組成部分，而目前0.45%HPG壓裂液殘渣含量較高（300~700 mg/L），對儲層基質和人工裂縫傷害大。通過室內實驗評價，優選有機硼交聯劑HB-JLJ、高效助排劑HB-ZPJ以及生物酶破膠劑HB-PJJ，并結合常規黏土穩定劑、殺菌劑和起泡劑等添加劑，形成一套適合90℃儲層溫度條件的低濃度瓜膠壓裂液體系。該壓裂液體系具有良好的交聯、攜砂和流變性能，破膠液殘渣含量為173~202 mg/L，表面張力為22.2~22.6 mN/m，較現用0.45%HPG壓裂液對巖心傷害率降低19.96%。0.30%HPG壓裂液體系在D井現場應用各項性能良好，增產效果顯著。

大牛地氣田；低濃度瓜膠壓裂液；性能評價

目前，國外壓裂液體系向地層傷害小、環境友好型的方向發展，同時不斷提高其耐溫抗剪切抗鹽性能，已形成適用于各種地層和環境的壓裂液體系，并得到了廣泛應用[1–10]。國內各油氣田低傷害壓裂液體系研究和應用主要集中在黏彈性表面活性劑壓裂液[11]、合成聚合物壓裂液[12]和低濃度瓜膠壓裂液三個方面，其中低濃度瓜膠壓裂液在長慶、青海、西北、西南、延長等砂巖油氣藏[13–17]以及煤層氣儲層中均取得了較好的壓裂效果和經濟效益[18]。

1 低濃度瓜膠壓裂液優化研究

1.1 研究背景

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部東段，屬于大型致密低滲透巖性氣藏，縱向上發育多套氣層。經過多年的勘探開發，累計提交探明儲量4 545×108m3，截至2016年底累計動用儲量3 520×108m3，動用程度達77.4%。剩余未動用儲量主要分布在盒1、山1和太2氣層，整體表現為氣層厚度變薄、儲層物性變差、分布區域零散的特征。以盒1層為例，未動用儲量分散在大牛地氣田8個開發區內，氣層厚度為3.8 ~4.3 m，孔隙度7.5%~7.7%，滲透率（0.35 ~0.36）×10–3μm2。與氣田開發初期相比，儲層品味逐漸變差，未動用儲量的開發難度日益增加。

目前，大牛地氣田壓裂改造主要采用0.45%HPG（壓裂液體系）。室內實驗測試結果表明，現用0.45%HPG壓裂液在不同破膠劑加量下，破膠液殘渣含量為422~551 mg/L。研究表明[19]，儲層滲透率越低，破膠液殘渣對儲層基質的傷害越大，所以，對于孔滲性更為致密的剩余儲量區而言，開展低濃度瓜膠壓裂液體系的研究迫在眉睫。

1.2 低濃度瓜膠壓裂液體系研究

1.2.1 交聯劑優選

針對大牛地氣田剩余儲量區塊儲層特征，低濃度瓜膠壓裂液體系的研究不僅要求壓裂液具有良好攜砂、耐溫和抗剪切性能，還需具有低殘渣低傷害、低表界面張力、易返排等性能[20]。

隨著壓裂液體系中羥丙基瓜膠濃度降低，溶液中聚合物所提供的順式鄰位羥基交聯基團也越少，空間間距越大，交聯性能也越差。斯倫貝謝Valerie Lafitte和貝克休斯公司Magnus Legemah以及張文勝[21]等人研究發現，增大有機硼交聯劑尺度和增加交聯劑分子的交聯位點，能夠大幅度提高交聯效率和交聯強度，在較低的交聯基團溶液中形成穩固的網狀結構。

通過對15種不同交聯劑進行室內交聯綜合性能評價[20]，優選出改性有機硼交聯劑HB–JLJ。該交聯劑通過有機配位體與硼原子的配位作用，使在溶液中顆粒粒徑較小的B(OH)4–離子體積大幅度增加，形成半徑為微米級的有機硼絡合物，并與羥基基團發生交聯作用，形成高強度的化學鍵，從而提高交聯密度、交聯強度。

1.2.2 助排劑優選

室內壓汞實驗表明，大牛地氣田盒1層基質喉道半徑主要為0.01~1.0 μm，壓裂過程中壓裂液濾液進入孔喉后，受毛細管阻力的影響，容易對地層孔隙喉道造成水鎖傷害。研究表明，對于高滲透率儲層，氣井中水鎖解除的速度較快；但對于低滲透儲層而言，毛管壓力隨著孔喉尺寸變小而增大[24]，使得壓后排液阻力增加而影響試氣效果。在壓裂液中加入助排劑來改善壓裂液的表面性質，能夠有效降低氣/液表面張力，降低壓裂液濾液的毛細管阻力，提高壓后壓裂液的返排效率，減輕水鎖效應。

室內分別測試評價了23種助排劑的溶解性能、表界面張力、潤濕性[20]、環境適應性及其與壓裂液的配伍性等，優選出壓裂液高效助排劑HB–ZPJ。該助排劑不僅可以大幅度降低壓裂液的表界面張力（按照SY/T5370–1999方法測試：HB–ZPJ表面張力22.40 mN/m，界面張力0.91 mN/m），而且具有良好的水溶性、環境適應性和壓裂液配伍性，在20 ℃~115 ℃、pH值7~12、礦化度不大于10×104mg/L的條件下具有良好的表界面性能。

1.2.3 破膠劑優選

瓜膠及其衍生物類稠化劑都是由半乳糖與甘露糖組成的多聚糖，聚合形成凍膠后常用的破膠劑主要有氧化破膠劑、膠囊破膠劑和酶破膠劑，其中以過硫酸銨為代表的氧化破膠劑應用最為廣泛，膠囊和氧化破膠劑成本偏高，而酶破膠劑是具有破膠時間可控、環境友好、無污染等特點。李靜武等對生物酶破膠劑研究表明，生物酶破膠后壓裂液對巖心傷害率明顯低于化學破膠劑；而王滿學等研究發現，生物酶破膠劑與APS復合作用對羥丙基瓜膠壓裂液破膠和降解作用更徹底。

通過實驗評價8種破膠劑對壓裂液的破膠時間、破膠液黏度和殘渣含量[20]，優選出生物酶HB-PJJ為壓裂液破膠劑，該破膠劑能夠高效分解壓裂液植物膠（瓜膠、田菁膠、魔芋膠及其衍生物等）結構中的β-1,4-糖苷鍵，將聚合物降解為非還原性的單糖和二糖，解決傳統的瓜膠壓裂液體系破膠不徹底的問題。但是通過分析溫度對HB–PJJ活性的影響發現，當溫度升高到90 ℃~120 ℃后，HB–PJJ活性呈逐漸降低趨勢，需要與APS復配使用。HB–PJJ與APS復配后對壓裂液破膠和降解作用更優，能夠實現破膠時間可控、破膠后低殘渣的目的。

1.3 低濃度瓜膠壓裂液體系基本配方

針對大牛地氣田盒1層低孔低滲儲層特征，優選出的強交聯劑HB–JLJ、高效助排劑HB–ZPJ和生物酶破膠劑HB–PJJ，結合常規黏土穩定劑、殺菌劑、起泡劑和pH調節劑等添加劑，通過交叉實驗優化出適應于90 ℃（盒1層溫度90 ℃）溫度條件下的低濃度瓜膠壓裂液配方。

基液配方：0.3%HPG＋0.05％殺菌劑＋1%KCl＋0.5%起泡劑+0.2%HB-ZPJ＋0.12%碳酸鈉。

交聯劑體系：HB–JLJ，交聯比100：0.2~0.3（交聯時間可調整交聯比微調）。

破膠劑體系：HB–PJJ，10~20 mg/L；APS，10~20 mg/L（復配體系，破膠時間可調整破膠體系微調）。

2 低濃度瓜膠壓裂液綜合性能評價

按照《SY/T5107–2005水基壓裂液性能評價方法》和《SY/T6376–2008壓裂液通用技術條件》等相關標準規范，實驗系統評價了0.30%HPG壓裂液體系綜合性能。

2.1 交聯攜砂性能

2.1.1 交聯性能

0.30%HPG基液平均黏度為24.3 mPa·s，按照100∶0.3交聯比加入HB–JLJ，交聯時間為42~51 s；按照100∶0.2交聯比加入HB–JLJ，交聯時間為60~102 s；現場施工過程中可根據施工要求通過調整交聯比控制交聯時間。基液交聯后凍膠黏度在210 mPa·s左右，韌性好、可挑掛。

另外，利用掃描電鏡分別觀察0.45%HPG常規硼交聯凍膠和0.30%HPG改性有機硼交聯凍膠，0.45%HPG凍膠交聯結構較密集，但內部瓜膠分子基本無致密的三維交叉網狀結構，且交聯纏結點少，大部分為較規則的片狀分子鏈聚集體，根據電鏡圖比例可計算出該聚集體的大小為0.4~0.6 μm。而0.30%HPG交聯凍膠內部瓜膠分子相互交疊形成較為致密的三維交叉網狀結構，交聯結構更加復雜，凍膠交聯纏結點更多，平均單個交聯分子的大小為1.5~1.8 μm。由此推斷，0.30%HPG交聯壓裂液較0.45%常規硼交聯壓裂液具有更為優良的攜砂和耐溫抗剪切性能。

2.1.2 攜砂性能

分別配制0.30%和0.45%的瓜膠基液，并加入砂比為35%（模擬實際施工砂比）的20/40目陶粒（密度1.65 g/cm3），并分別按照最優交聯比加入改性有機硼HB–JLJ和常規硼交聯劑制成攜砂凍膠，置于90 ℃（模擬盒1層地層溫度環境）恒溫水浴中，分別觀察不同壓裂液體系的靜態懸砂情況。

0.45%HPG交聯壓裂液從3 min開始出現支撐劑分層沉降現象，8 min后1/3支撐劑沉降，15 min后支撐劑全部沉降。而0.30%HPG交聯壓裂液從4 min開始沉降，15 min后2/5支撐劑沉降，全部支撐劑沉降所需時間約25 min。同等實驗條件下，0.30%HPG壓裂液較0.45%HPG壓裂液具有更優良的攜砂性能，能夠滿足現場高砂比施工要求。

2.2 流變性能

壓裂液在施工過程中，同時受到機械剪切作用降解和溫度熱降解雙重作用。采用HAAKE MARSⅢ–J流變儀測試0.30%HPG壓裂液體系的流變性能（圖1）。由圖1可以看出，0.30%HPG壓裂液體系在100:0.3交聯比條件下，在90 ℃、170 s-1、連續剪切120 min后，黏度不小于140 mPa·s。可見，0.30%HPG壓裂液體系具有良好的耐溫抗剪切性能，能夠滿足現場施工要求。

圖1 0.30%HPG壓裂液流變曲線（交聯比：100∶0.3）

2.3 靜態濾失性能

濾失性能是關系壓裂液效率的關鍵指標，間接影響人工裂縫的動態幾何尺寸，甚至可以決定施工的成功與否。采用GGS42–2A高溫高壓濾失儀，在90 ℃、3.5 MPa壓差條件下，測定0.30%HPG壓裂液靜態濾失參數（圖2）。在90 ℃條件下，0.30%HPG壓裂液初濾失量為0.72×10-3m3/m2，濾失速度為2.33×10-4m/min，濾失系數為1.40×10-3m/min1/2。

由實驗結果可以看出，0.30%HPG壓裂液由于無法形成有效的濾餅，導致其濾失系數相對較大。施工過程中可以添加降濾失劑或者伴注液氮工藝等降低壓裂液的濾失速率。液氮伴注不僅能夠實現降濾失的作用，而且可以提高壓后破膠液的返排速率，降低儲層傷害。

圖2 0.30%HPG壓裂液靜態濾失性能

2.4 破膠液性能

90 ℃條件下，0.30%HPG凍膠（HB-JLJ交聯比100：0.3）在生物酶HB–PJJ（10 mg/L）和過氧化物APS（20 mg/L）共同作用下，120 min后徹底破膠水化，破膠液黏度小于5 mPa·s。壓裂液破膠時間主要受破膠劑加量的影響，對于水平井分段壓裂而言，可以通過調整各段破膠劑加量，控制各段壓裂液的破膠時間，實現同步破膠、同步返排的目的。

實驗結果表明，0.30%HPG壓裂液破膠殘渣含量為173~202 mg/L，表面張力為22.2~22.6 mN/m，界面張力小于1 mN/m。低殘渣可以顯著降低壓裂液對儲層基質以及支撐裂縫的傷害，而低表界面張力能夠有效提高壓裂液的返排效率。

2.5 巖心傷害評價

現場選取同井段巖心2塊，分別測試其在束縛水飽和度下滲透率和不同壓裂液傷害后滲透率，評價不同壓裂液對巖心的傷害率。

實驗表明，0.30%HPG壓裂液濾液對巖心傷害率為23.78%，較0.45%HPG壓裂液傷害率降低19.96%。若同時考慮壓裂液濾餅傷害（0.30%HPG壓裂液無法形成濾餅），分析認為，0.30%HPG壓裂液對儲層基質和支撐裂縫的綜合傷害率遠遠低于0.45%HPG壓裂液的綜合傷害率。

3 現場應用

D井為大牛地氣田下石盒子組盒1層一口開發水平井，采用三級井身結構完井，完鉆井深3 565.0 m（垂深2 364.4 m），水平段長1 000 .0 m，砂巖段長1 000.0 m，具有全烴顯示的砂巖段長320.0 m，水平段加權全烴凈增值8.9%。根據水平井測錄井解釋和隨鉆伽馬成果以及地震反演剖面綜合分析，對D井實施九段壓裂改造，并開展0.30%HPG壓裂液現場試驗。

D井施工排量4.5~4.7 m3/min，施工壓力32.9~39.6 MPa，最高砂比35%，平均砂比21.1%，施工過程中壓力平穩，壓裂液交聯、攜砂及其他各項性能指標良好。D井壓后放噴4 d即見氣，平均日產氣3.95×104m3，無阻流量10.84×104m3。與同區盒1層直井（共8口,平均無阻流量0.65×104m3）和同區地質顯示相當的水平井（共20口，平均無阻流量7.17×104m3）相比，增產效果顯著。

4 結論

（1）優化的0.30%壓裂液體系以改性有機硼交聯劑HB–JLJ、高效助排劑HB–ZPJ、生物酶破膠劑HB-PJJ和APS復合生化破膠體系為主要添加劑，不僅具有良好的耐溫抗剪切和攜砂性能，同時兼具破膠時間可控、低殘渣低傷害、低表界面張力、易返排等優勢，能滿足大牛地氣田安全施工和儲層保護需要。

（2）0.30%HPG壓裂液現場試驗各項性能指標良好，能夠滿足現場施工要求，試驗井D井壓后無阻流量達10.84×104m3/d，分別達到同區同層位直井和同區同等地質條件下水平井產量的16.7倍和1.5倍，增產效果顯著。

[1] 楊秀夫，劉希圣，陳勉．國內外水力壓裂技術現狀及發展趨勢[J]．鉆采工藝，1998，21（4）：21–25．

[2] M．J．埃克諾米德斯，K．G．諾爾特著，張保平等人譯. 油藏增產措施[M]．北京：石油工業出版社，2002：239–290．

[3] 任占春，孫慧毅，秦利平．羥丙基胍爾膠壓裂液的研究及應用[J]．石油鉆采工藝，1996，18（1）：82–88．

[4] 程興生，盧擁軍，管保山，等．中石油壓裂液技術現狀與未來發展[J]．石油鉆采工藝，2014，36（1）：1–5．

[5] 劉合，肖丹鳳．新型低損害植物膠壓裂液及其在低滲透儲層中的應用[J]．石油學報，2008，29（6）：880–884．

[6] 陳馥，林科君，王光平，等. 不同pH值下改性瓜膠壓裂液的微觀傷害機理[J]．鉆井液與完井液，2012，27（2）：57–59．

[7] 劉臘梅，陳英，田亞莉，等．SD高效低傷害胍膠壓裂液體系的研究及應用[J]．天然氣工業，2014，34（增刊1）：1–4．

[8] 王賢君，張明慧，肖丹鳳．超低濃度壓裂液技術在海拉爾油田的應用[J]．石油地質與工程，2012，26（6）：111-113，116．

[9] 何金鋼，康毅力，游利軍，等．特低滲透砂巖油藏壓裂液損害實驗評價[J]．油田化學，2013，30（2）：173–177．

[10] 陳紫薇，張勝傳，張平，等．無殘渣壓裂液研制與應用[J]．石油鉆采工藝，2005，27（增刊）：57–60．

[11] 胡忠前，馬喜平，何川，等．國外低傷害壓裂液體系研究新進展[J]．海洋石油，2007，27（3）：93–97．

[12] 蔣山泉，陳馥，張紅靜，等．新型聚合物壓裂液的研制及評價[J]．西南石油學院學報，2004，26（4）：44–47．

[13] 廖禮，周琳，冉照輝，等．超低濃度胍膠壓裂液在蘇里格氣田的應用研究[J]．鉆采工藝，2013，36（6）：96–99．

[14] 彭繼，張成娟，周平，等．青海油田低濃度瓜膠壓裂液的性能研究與現場應用[J]．天然氣勘探與開發，2014，37（1）：79–82．

[15] 羅攀登，張俊江，鄢宇杰，等．耐高溫低濃度瓜膠壓裂液研究與應用[J]．鉆井液與完井液，2015，32（5）：86–88．

[16] 李永明, 劉林, 李莎莎, 等．含纖維的超低濃度稠化劑壓裂液的研究[J]．鉆井液與完井液，2010，27（2）：50–53．

[17] 杜海軍，曲世元，劉政帥，等．超低濃度瓜膠壓裂液研究及在延長油田的應用[J]．石油地質與工程，2015，29（4）：139–140+143．

[18] 徐坤，王玲，郭麗梅，等．超低濃度羥丙基瓜膠壓裂液在煤層氣儲層改造中的應用[J]．鉆采工藝，2016，39（1）：111–114．

[19] 肖丹鳳，王兆躍，洪怡春，等．水基壓裂液對儲層滲透率傷害實驗研究[J]．采油工程，2006，4：38–40．

[20] 楊同玉，何青，付娜，等．超低濃度胍膠壓裂液體系在大牛地致密氣田的現場試驗[J]．石油與天然氣化工，2017，4（3）：61–66．

[21] VALERIE Lafitte, GARY John Tustin, BRUNO Drochon, et al．Nanomaterials in Fracturing Applications[C]．SPE

155533，2012．

編輯：趙川喜

2017–10–20

徐兵威，工程師，1985年生，2011年畢業于西南石油大學油氣田開發專業，現從事油氣藏增產理論與技術研究工作。

國家重大科技專項“低豐度致密低滲油氣藏開發關鍵技術”（2016ZX05048），中石化科技部項目群“鄂爾多斯盆地大中型氣田目標評價與勘探關鍵技術”（P17009）。

1673–8217（2018）04–0112–04

TE357.4

A