一劑多效壓裂液體系的研究與應用

高春華

(中石化東北油氣分公司，長春 130062)

0 引言

中石化東北油氣分公司勘探和開發對象主要以低滲—特低滲儲層為主，探明原油儲量中低滲、特低滲儲量占84.89%，已探明天然氣儲量中低滲、特低滲儲量占 80.17%，未開發石油探明儲量中，低滲—特低滲占總儲量78%。

水力壓裂是重要的增產增注措施，但常規壓裂液存在溶脹時間長，壓裂液配液時間長，一次性配液備液量大，壓裂液浪費情況嚴重，施工周期長、成本高等問題。同時，常規壓裂液在低溫下性能變差，中石化東北油氣分公司冬季平均氣溫約-20℃，導致冬季無法施工，嚴重影響建產速度和勘探開發效益。因此，通過研究，開發出一劑多效壓裂體系，提高壓裂施工時效，同時確保在冬季能夠進行壓裂作業，加快建產速度，提高整體勘探開發效益。

1 一劑多效胍膠壓裂液體系研究

壓裂施工大部分采用胍膠壓裂液體系，該體系具有耐剪切、攜砂性能好等優點，廣泛應用于國內各大油田。胍膠壓裂液體系在現場配制時，主要有三個關鍵性能指標：①基液黏度，直接關系到壓裂液攜砂能力、耐溫耐剪切性能和儲層傷害程度，是壓裂液性能主指標；②基液pH，主要影響壓裂液交聯時間，同時影響壓裂液摩阻和耐溫性能；③基液是否存在“魚眼”，主要影響壓裂液對儲層傷害程度，同時影響稠化劑利用效率。為滿足以上指標，大規模水平井施工過程中采用倒液方式實施，造成壓裂液配制周期較長。通過綜合分析，壓裂液配制周期長是無法保證壓裂液質量和應用成本上升的關鍵因素，因此，項目研究重點針對簡化現場配液施工流程開展針對性研究，優化配液流程，縮短壓裂液配制周期，進而降低壓裂液應用成本[1]。

1.1 溶脹速率性能評價

取20℃清水500 mL加入混調器量杯，調整混調器電壓至30 V，加入稠化劑，開始計時，溶解10 s后停止攪拌，在15 s內將液體倒入旋轉黏度計量杯并裝入旋轉黏度計，調整轉速為100 r/min進行測量，記錄1～5 min液體表觀黏度η1，此時的黏度值為標記時間點表觀黏度；保持旋轉黏度計100 r/min轉速，連續攪拌至液體黏度不變，表觀黏度基本穩定，記錄此時液體表觀黏度η2。

1～5 min溶解百分數按式(1)計算：

Φ=(η1/η2)×100%

(1)

式中：Φ為1～5 min溶解百分數；η1為溶解1～5 min時體系黏度，mPa·s；η2為終點體系黏度，mPa·s。

做兩次平行測定，計算值之差不大于1%，結果取算術平均值評價結果見表1。

表1 溶脹速率性能評價表

由表1溶脹速率性能評價結果可以看出，所評價的稠化劑其溶脹百分數均能在3 min內達到80%以上，滿足性能指標。

1.2 破膠性能評價[2]

按照儲層溫度，將壓裂液裝人密閉容器內，破膠劑采用APS，加量分別為0.02%、0.04%、0.06%、0.08%、0.1%。放入電熱恒溫器中加熱，恒溫至90℃，使壓裂液在恒溫溫度下破膠。一定時間后，取破膠液上清液，用烏氏黏度計測定黏度，實驗結果見表2～7。

表2 0.75%GC乳液稠化劑不同APS加量破膠實驗結果

表3 1.00%GC乳液稠化劑不同APS加量破膠實驗結果

表4 1.00% OMK乳液稠化劑不同APS加量破膠實驗結果

表5 1.20% OMK乳液稠化劑不同APS加量破膠實驗結果

表6 0.75% QY乳液稠化劑不同APS加量破膠實驗結果

表7 1.00%QY乳液稠化劑不同APS加量破膠實驗結果

從實驗效果來看，破膠劑APS加量越大，破膠時間越短，破膠后膠液黏度越低，但在現場施工時要注意施工時間與破膠時間的匹配效果，破膠時間不能過短也不能過長，否則影響施工效率和返排效率。

1.3 耐溫、耐剪切性能評價[3]

按配方比例配制液體，攪拌均勻加入旋轉黏度計樣品杯中，對樣品加熱。控制升溫速度為3±0.2℃/min，從20℃開始試驗，同時轉子以剪切速度170 s-1轉動，溫度達到實驗溫度時，保持剪切速率和溫度不變，至達到90 min的剪切時間為止，實驗結果見表8。從實驗結果看出，在170 s-1條件下連續剪切90 min，OMK因其加量較高顯示出更優耐溫性能，GC、QY流變性能均滿足要求。

表8 耐溫耐剪切性能實驗結果

1.4 懸砂性能評價

對實驗用到的40/70目陶粒分別進行靜態沉降實驗。實驗用盛有不同液體的500 mL量筒，將20%砂濃度支撐劑倒入，記錄初始、1 min、3 min支撐劑沉降狀態，評價液體在靜態條件下的攜砂能力如圖1。由實驗結果可見，膠液攜砂性能好，施工過程中不會出現分層脫砂問題。

圖1 三種1%稠化劑和20%砂比懸砂性能

1.5 冬季施工性能評價

為了滿足東北工區冬季施工要求，對一劑多效壓裂液體系進行低溫環境性能評價，從實驗結果可以看出一劑多效壓裂液體系滿足冬季(-15℃)施工要求，圖2是在稠化劑1%條件下，不同溫度溶脹速率的變化。同時在現場配套鍋爐保溫等冬防保溫措施后，能夠滿足冬季-20℃的施工需要。

圖2 不同溫度下溶脹速率

2 現場應用

北201-30HF井位于吉林省長嶺縣三門劉家西北約450 m，施工層位為營城組，施工井段為十五段，該井2021年1月19日至2021年1月21日進行了壓裂施工。地面溫度-20～-30 ℃。本井采用一劑多效壓裂液體系壓裂施工15段，用時40 h完成全部壓裂施工，加入0.106～0.212 mm陶粒共計77 m3，0.212～0.425 mm陶粒共計183 m3，0.300～ 0.600 mm陶粒共769 m3。本井共泵入壓裂液總量為13 579 m3，創造了冬季40小時15段壓裂施工時效最短紀錄。

3 結論及建議

(1)優化的壓裂液體系稠化劑溶脹速率均≥80%，滿足性能要求，其中性能最好的為QY稠化劑，整體來看樣品間性能差異較小。

(2)優化的壓裂液體系破膠性能測試結果表明，實驗樣品破膠時間可控，但樣品間對破膠劑敏感程度有所差異，需進一步優化。其中GC、KT稠化劑破膠液黏度高于指標要求，OMK、QY破膠液黏度滿足要求。

(3)優化的壓裂液體系流變性能測試結果顯示，在170 s-1條件下連續剪切90 min，OMK因其加量較高顯示出更優的耐溫性能，GC、QY流變性能均滿足要求。

(4)在現場配套鍋爐保溫等冬防保溫措施后，一劑多效壓裂液體系能夠滿足冬季-20 ℃的施工需要。