低伤害压裂液室内评价及其应用

刘远亮

(吉林油田分公司开发部,吉林松原 138000)

低伤害压裂液室内评价及其应用

刘远亮

(吉林油田分公司开发部,吉林松原 138000)

针对乾安大情字井地区待开发及动用的低孔低渗透难采储量,孔喉结构变差、敏感性复杂、泥质质量分数高等特点,常规(瓜胶)压裂液残渣及破胶残液对天然裂缝、支撑裂缝及基质造成不可逆伤害,制约产能有效发挥,在认识储层地质特征基础上,对低伤害缔合压裂液体系进行室内研究,尽可能降低由压裂液侵入储气层而造成的伤害.该低伤害缔合压裂液体系,适用70～100℃温度下有效交联质量分数和相应的有效生产交联比,能够发挥减少储层伤害提高裂缝导流能力的作用,其压裂成功率为92.3%,压裂液返排率提高12%.现场试验表明,该压裂液能较好地满足压裂工艺及储层物性,提高压后压裂液返排率并取得较好的单井产量.

低渗透;压裂液;储层保护;物理模拟;低伤害

0 引言

2008年,乾安地区待开发及动用的区块主要集中在大情字井19个断块、两井及花敖泡试验区块,多为难采储量.随着储层改造工艺的推进,部分难采储量得以动用,但由于储层结构的复杂性,常规(瓜胶)压裂液对储层的污染在一定程度上影响产能水平的提高.尤其是高泥储层和较大规模的压裂施工,其压裂液残渣及破胶残液残留在储层中、黏土遇水膨胀运移会堵塞孔喉,均不同程度降低了储层基质和裂缝渗透率,加剧压裂液对储层的伤害,影响了难采储量储层产能的有效发挥[1-2].针对压裂液对难采储量储层伤害,通过对低残渣、低伤害缔合压裂液在两井泉四段超低渗透储层的先期室内评价、工艺的安全可行性研究和现场试验,根据储层微观孔喉结构和敏感性,借助岩心测试手段,开展缔合压裂液适应性评价及选井选层和现场试验.

1 储层微观孔喉特征

1.1 岩性

大情字井油田储层岩性以粉砂岩为主,含有少量细砂岩.颗粒分选中等,次棱角状.砂岩的矿物成分主要有石英、长石、岩屑.其中石英质量分数为30%～42%,长石质量分数为32%～45%,岩屑质量分数为20%～34%,并为岩屑质长石砂岩.储层胶结物以灰质和泥质为主,含少量硅质.灰质以方解石为主,其质量分数为2%～15%,最高可达35%.泥质质量分数为5%～20%.硅质主要以石英次生加大边和粒间自形晶体2种形式存在,质量分数为1%～3%.胶结类型以孔隙式和孔隙再生式胶结为主.

1.2 黏土矿物及敏感性

黏土矿物以高岭石(K)、伊/蒙混层(I/S)、伊利石(I)、绿泥石(C)为主,蒙脱石(S)质量分数很低,仅在较浅层位少量分布.青山口组各段质量分数均较低,为2.8%左右,泉四段其质量分数有所升高,为4.4%. I/S、I、C相对质量分数均在30%左右,K在较浅层位少量分布,一般小于10%.部分层位黏土质量分数较高,青一段的Ⅱ、Ⅲ砂组黏土总量达4%,青二段的Ⅱ、Ⅳ砂组黏土总量达5%～6%,青三段的Ⅺ砂组黏土质量分数高达7%,泉四段的Ⅱ、Ⅲ砂组黏土总量达6%～8%.敏感性分析主要包括无速敏性、中等偏弱水敏、中等偏强盐敏、弱酸敏、中等偏弱碱敏.

1.3 裂缝发育

乾安地区最小水平主应力梯度为14～17MPa/km,杨氏模量为31663～41076MPa,泊松比平均为0.26～0.28.

青一段到青二段裂缝密度分别为0.312条/m和0.159条/m,青三段裂缝不发育.裂缝多为高角度裂缝,多见成组系的剪裂缝,缝面平行、光滑,无充填物.

通过对储层微观结构、敏感性以及影响储层渗透率的原因分析可知,大情字井难采储量具有低孔细喉的微观表征,应针对性地对不同层位进行低伤害改造,以减少液体残渣对孔喉的堵塞及比表面积大造成的液阻和润湿性问题[3-4].

2 室内评价

2.1 储层温度

通过对此缔合压裂液进行耐温耐剪切性能的测试评价,该压裂液体系在70～100℃下满足SY/ T6376-1998压裂液通用技术条件标准,由此确定有效基液质量分数下有效生产交联比的范围,为进入现场实施提供携砂性能保障.

2.1.1 添加剂加量

(1)有效稠化剂质量分数的确定.有效稠化剂质量分数是指能够交联成可调挂的冻胶的稠化剂质量分数.实验发现,该体系有效稠化剂质量分数为0.3%～0.4%,基液黏度为25.5～33mPa·s,并且在相应的交联比下具有耐温耐剪切性能,能够满足工艺携砂要求.

(2)破乳助排剂加量的优化.由于低孔低渗储层孔喉细小,孔隙越小物质比表面积越大,其吸附力越强,吸附的物质越多,流动阻力越大,渗透率越小,造成贾敏效应和表面分子力作用强烈,非达西渗流特征越明显.启动压力在微观上表现为固液界面的张力.优化破乳助排剂的加量,降低表面张力和减低固液界面的张力,最终降低启动压力,尽可能地接近达西流及使液体返排出来[5-6].

2.1.2 有效交联比

不同基液质量分数下有效交联比优化结果见表1.对不同基液质量分数体系进行耐温耐剪切性能测试[7],以确定适用温度范围.

不同交联剂加量对基液黏度的影响很大.质量分数为0.4%的SXD-108缔合压裂液,加大SXD交联剂加量,在100∶0.8交联比的情况下,95℃170s-1剪切速率下经过13min基液黏度降为43mPa·s,不具备携砂能力.降低SXD交联剂使用量,在100∶0.6的交联比170s-1剪切速率下剪切60min后基液黏度大于50mPa·s.因此,现场实施过程中要求交联比精准,以确保携砂顺利.

2.1.3 耐温耐剪切性能

不同温度下0.35%SXD-108缔合压裂液(100∶0.8)的抗剪切性能结果见表2.由表2可知,这种压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能,能够满足压裂改造施工的要求.

表1 不同基液质量分数下有效交联比范围

表2 不同温度下0.35%SXD-108缔合压裂液的耐温耐剪切性能

2.1.4 剪切后黏度恢复特性

用旋转黏度计在实验温度95℃和剪切速率170s-1下剪切10min后,将剪切速率分别升高至500,1000,2000,2500s-1后各剪切5,3,3,3min,再恢复到初始剪切速率下进行连续剪切,测定黏度在高剪切速率下的恢复特性.结果表明,黏度的恢复率为53%,这说明具有降低管路摩擦力,裂缝黏度升高,携砂性能好的特点.

2.1.5 破胶性能

在优选低温压裂液时,关键是要解决压裂液的耐温耐剪切性能与破胶性能之间的关系.破胶剂用量的追加和激活剂的应用,可以加快压后压裂液的破胶和返排.不同温度下压裂液破胶性能见表3.

在施工过程中,裂缝温度随液体逐渐泵入各段缝长的温度不同,根据温度场分析,靠近裂缝远端部温度接近原始储层温度,靠近孔眼处温度越低.储层中由于破胶剂量随液体的滤失而减少,而冻胶质量分数增加,因此可适当增加破胶剂量(5%～8%),保证破胶彻底,减少残胶对裂缝的伤害.

2.2 岩心适应性

为了能够深入研究该压裂液体系与储层的配伍性及伤害程度,利用现有实验设备岩心基质伤害测试仪及岩心膨胀测试仪,进行物性较差的黑166-2井青二段19号小层岩心在缔合压裂液和常规压裂液2种体系破胶液情况下的性能测试,其实验结果见表4.

表3 不同温度下压裂液破胶性能

表4 储层岩心基质伤害评价

由表4可见,缔合压裂液基质伤害率为27.59%,常规压裂液破胶液基质伤害率为34.69%.岩心24h膨胀测试知,缔合压裂液破胶液防膨率为80.9%;常规压裂液破胶液防膨率为78.0%.这表明缔合压裂液破胶液对储层基质的伤害率较低,并具有较好抑制黏土膨胀的作用.比较常规压裂液破胶液知,在渗透率是此破胶液实验岩心近1/850倍岩心中,缔合压裂液对岩心伤害率降低20.5%.对于特低渗透储层,缔合压裂液体现了低伤害效果.

2.3 清洁压裂液体系

清洁压裂液是一种黏弹性的表面活性剂,易于配制,对地层污染小,支撑剂保留的渗透率高.这种液体是表面活性剂与盐水的混合物.当在盐水中加入表面活性剂时,表面活性剂的分子聚合成疏水尾基在里、亲水头基在外的结构,这种结构称做微胞.微胞呈杆状或像虫.如果表面活性剂的质量分数超过临界值,微胞便缠在一起,阻止液体流动,增加黏度.使液体黏度遭到破坏有2个机理,即与烃(油、气)接触或被地层水稀释.由于在压裂井中总有上述1种或2种情况存在,因此不需另加破胶剂.

清洁压裂液由表面活性剂的水溶液组成,具有无固相成分,对裂缝附近地层没有残渣伤害;破胶容易、破胶水化液表面张力低而易返排;不含残渣,对支撑裂缝伤害小;冻胶黏度低、成胶后弹性好、携砂能力强;成胶后性能稳定、配制工艺简单,适合低渗、深层油层的改造.

3 现场应用

通过对乾安-大情字井储层微观孔喉结构研究及各层位黏土质量分数的定量分析,确定在高泥质质量分数的泉四段储层、中高应力青一、青二段储层开展选井选层和泵注工艺.在缔合压裂液室内实验及先导性试验的基础之上,截至目前,完成缔合压裂液在乾216高泥敏感性储层和大情字黑165、黑139、黑71、黑56、黑60井中高应力储层的现场试验应用,共应用9口井13层,压裂成功率为92.3%,压裂液返排率提高12%,见到了较好效果.

3.1 乾216区块

乾216区块位于华字井阶地中部大老爷府构造北部,区块整体构造形态为一西倾的单斜构造,被2条近南北走向正断层控制形成断垒构造.该区主要目的层为泉四段Ⅱ砂组,油藏类型为断层岩性油藏.目前按照150m×460m菱形反九点面积注采井网方式有1口探井,6口生产井正在投产.

(1)选井选层.进行3组试验井与对比井的应用,分别处在同层的乾216-2-1与乾216-2-2井;构造上接近的乾216-3-3与乾216-1-3井;断层附近的乾216-5-3与乾216-3-1井.选取储层的孔渗条件较低,泥质质量分数较高的乾216-2-1、乾216-3-3、乾216-5-3井进行缔合压裂液试验,其余井使用常规压裂液进行对比.乾216区块属于低压力系统(见表5),液体返排需要助排剂提高入地液体的返排率.

表5 乾216井邻井实测压力结果

3.2 高应力薄差裂缝性储层

由于黑165区块构造幅度比较低,青二段油水关系比较复杂,在油藏改造工艺上要求控制裂缝纵向延伸.在该区块选取处于构造边部,物性相对较差的黑165-7-7和黑165-5-7井进行缔合压裂液试验,以达到低排量下利用其弹性携砂的特性,共同控制裂缝纵向延伸、有效支撑裂缝的目的.现场实现加入陶粒26m3和45m3的施工规模,最高砂比为51.0%,平均砂比为22.0%,比常规井砂比高2.0%,达到压裂液与支撑剂共同提高裂缝导流能力的目的.

在黑60、75区块高应力青一段储层进行缔合压裂液尝试,力求通过加大裂缝规模的同时,减少入井液体对储层伤害;并在黑56、139区块高应力青二段储层进行了初次应用,期望通过减少储层污染实现对该区块青二段的挖潜.

其中情东37-25井高应力qn1(11-12)储层在施工时,加砂18.8m3时压力上升而出现砂堵,储层的破裂压力为50MPa,裂缝在储层中延伸压力为38～47MPa.在此高应力、天然裂缝张起、裂缝扭曲条件下,缔合压裂液携砂与抗剪切能力受到考验,加砂18.8m3时砂堵,结束施工.

黑56-6-5井qn2(22)小层施工延伸压力为42～45MPa.应用缔合压裂液平均施工砂比为14.8%,砂比比该地区使用常规压裂液平均砂比低,是否存在应用低砂比低残渣压裂液影响裂缝导流能力的问题值得探讨.

3.3 施工设备与缔合压裂液

由于缔合压裂液为弱酸性体系,配液方面不同于常规碱性交联体系,因此,配液时要求严格清洗罐体,确保压裂液质量.对施工设备要求性能稳定、交联比例精准,否则容易造成聚合物交联不彻底或者过交联,影响冻胶的携砂性能;排量计量需要修正因数,消除该交联体系使用涡轮搅拌对排量的影响[8].

4 增产效果

截至2008年9月16日,乾216区块3组应用缔合压裂液油井取得了较好的增产效果.乾216-5-3井在投产2个月后日增油0.5t,3个月后日产水平均达到1.3t,目前投产4.8个月时低于使用常规井216 -3-1,分析为物性本身较差所致.

截至2008年9月16日,乾216区块3组对比井投产134d,试验井平均单井增油132.1t,单井日增油1.1t,累增效232万元.

5 结论

(1)通过室内适应性评价,确定了该低伤害缔合压裂液体系适用于70～100℃温度下的有效交联质量分数和相应的有效生产交联比.

(2)该低伤害缔合压裂液体系适合于薄差泥质质量分数较高敏感性储层及低、中应力纵向延伸严重储层改造,能够发挥减少储层伤害提高裂缝导流能力的作用,其压裂成功率为92.3%,压裂液返排率提高12%.

(3)该体系动态滤失较高,加大了裂缝发育、高应力储层施工难度,适合低砂比、小规模改造的薄差裂缝性储层的应用.

(4)该低伤害缔合压裂液体系对施工设备要求性能稳定、交联比例精准,否则容易造成聚合物交联不彻底或者过交联,影响冻胶的携砂性能;排量计量需要修正因数,消除该交联体系使用涡轮搅拌对排量的影响.

[1] 孙金声,杨贤友,刘进京,等.大情字井地区储层损害机理及保护储层技术[J].钻井液与完井液,2002,19(6):34-37.

[2] 于子庆.大情字井油田岩性油层开采方法探讨[J].油气田地面工程,2009,28(9):21-22.

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[5] 赵福麟.采油化学[M].北京:石油工业出版社,1989.

[6] 惠晓霞.石油化学基础[M].北京:石油工业出版社,1989.

[7] JL.水力压裂技术新发展[M].北京:石油工业出版社,1995.

[8] 王鸿勋.水力压裂原理[M].北京:石油工业出版社,1987.

Laboratory evaluation and field application of low-damage fracturing fluid/2010,34(4):57-61

LIU Yuan-liang
(Department of Oilf ield Development,J ilin Oilf ield B ranch Company,Songyuan,J ilin138000, China)

According to Qianan Daqingzi area’s special characteristics,such as low porosity,low permeability,worse structure of pore throat,complex sensitivity,high shale content and so on,so the general (guar gum)fracture fluid residue and gelbreaker residue will do irreversible harm to the natural fractures,the support fractures and matrix,that restrict the development of deliverability.On the basis of the full knowledge of the reservoir geologic characteristics,we should deal with the low injury associative fracture fluid system in the laboratory in order to reduce the injuries caused by the fact that the fracture fluid intrudes the gas-bearing reservoir.The low injury associative fracture fluid system applies to the effective cross-linking massfraction and the effective production cross-linking ratio that must be between70℃and 100℃.It can reduce the injury of the reservoir and improve the capacity of diversion. Its fracture success rate is 92.3%.The flowback rate of fracture fluid is increased by 12%.Field testing shows that the fracture fluid can satisfy preferably the fracturing technology and the reservoir properties.When we increase the flowback rate of fracture fluid that comes after fracture,we can get more individual well production rate.

low permeability ; fracturing fluid ; reservoir protection ; physical simulation ; low damage

book=4,ebook=397

TE357

A

1000-1891(2010)04-0057-05

2010-04-20;审稿人:曹广胜;编辑:关开澄

黑龙江省自然科学基金项目(E200902)

刘远亮(1973-),男,工程师,主要从事油气田开发工程管理方面的研究.