国外高密度压裂液技术新进展

段志英 (吐哈油田公司工程技术研究院)

国外高密度压裂液技术新进展

段志英 (吐哈油田公司工程技术研究院)

随着世界石油工业形势日趋严峻,各类高压、超深或致密的油气藏亟待改造。由于施工时井口压力较高,这些储层的压裂措施受到挑战。常规压裂液的密度较低,不能满足施工的需要,通过加重压裂液的方式降低井口施工压力,成功地解决了难题。使用溴化钠作加重剂的高密度压裂液适于149℃以下储层,羧甲基-羟丙基瓜尔胶体系可应用于149℃以上储层,根据不同储层特征适当调整压裂液性能,就能满足高压、深井致密油藏的压裂工艺要求。

高压油藏 超深油藏 加重压裂液

高压深井储层改造时,由于施工时井口压力较高,无法保证施工安全和措施效果,甚至利用目前的技术与装备根本无法进行施工作业。为了解决这一难题,提出加重压裂液的思路。

地面最大井口压力[1]由下面公式计算:

式中PW——井口压力,MPa;

PB——井底破裂压力,MPa;

PF——摩阻损失 (包括孔眼、管柱沿程), MPa;

PH——井筒液柱压力,MPa。

这个公式表明增加液柱压力,井口压力会降低。因此,通过增加压裂液的密度,即增加液柱压力,可以降低井口施工压力。

常规压裂液的密度较低,一般为1.0×103～1.04×103kg/m3。近年来国内外研究表明:采用盐水加重压裂液的方式可形成不同密度 (最大可达到1.70×103kg/m3)的配方[2-3],结合具体储层特征适当调整加重压裂液的性能,就能满足高压、深井压裂施工的工艺要求。

1 硼酸盐交联体系

墨西哥湾深度超过6 096 m的井数日益增多,由于压力梯度和摩阻高,使用常规相对密度的压裂液,井口压力会超过装备承压上限,因此研制了使用溴化钠作加重剂的硼酸盐交联体系,可获得相对密度1.38的高密度压裂液。该压裂液曾用于温度低于149℃的近海工作平台的压裂增产措施中[4]。

1.1 性能测试

图1[4]例举了用型号50的范氏黏度计模拟测试的剪切过程、温度剖面和岩心渗透率恢复测试结果。实验表明,该压裂液具有良好的耐温、耐剪切性能,对储层的伤害较低。动态分析表明该压裂液长期滞留在地层也不会引起附加的伤害。

图1 相对密度1.38硼酸盐交联体系的剪切测试和渗透率恢复测试结果

1.2 应用情况

截至2008年7月,已有17次作业采用了该压裂液体系,水深1 219～2 103 m,射孔段的测量深度7 620～8 534 m,实际垂深7 010～8 534 m,井底压力131.0～136.5 MPa,井底温度109～113℃,施工排量2.39～7.16 m3/min,一次泵注的支撑剂总量2.27×104～2.22×105kg。

高密度压裂液实质上就是减少了井口压力,能降低 22%～39%,实际井口压力 39.3～74.5 MPa。该压裂液的摩阻相当于1.04×103kg/m3压裂液产生的摩阻[4]。

1.3 适应性

该压裂液在27℃下储存3个月也能保持物理特性,不受损害或降解,作业后剩余的压裂液可在下次施工时使用。

该压裂液体系的质量和稳定性很大程度上取决于制备盐水基液的盐和水的质量,混合过程要进行严格的质量控制。压裂液体系适宜于149℃以下,对于温度高于149℃的情况,体系不稳定[4-5]。

2 羧甲基-羟丙基瓜尔胶体系

沙特阿拉伯国家石油公司和其他国际公司最近开始在致密砂岩气藏进行积极的油气勘探活动。在大多数情况下,预期发现的致密天然气产区深度都在6 096 m以下,极端的压力和温度条件实际上是此类储层改造施工时遇到的主要挑战之一,因此要求压裂液在高温条件下必须稳定,产生的伤害最小,对支撑剂具有良好的输送能力。

作为2008年第一季度参考的油气勘探活动的一部分,沙特阿拉伯国家石油公司在深的、陆上致密砂岩天然气储层进行的一次压裂增产措施遭到质议。其储层温度和压力条件 (191℃和 0.025 MPa/m,6 096 m)超过了现有设备能承受的工作压力和压裂液的应用范围。高密度盐水已成功应用在墨西哥湾深井压裂填充中,然而还未曾应用在致密气藏。为了解决这个难题,提出研制一种新型高密度压裂液。

在进行了大量的实验评价后,选择相对密度1.48(1.47×103kg/m3NaBr)的浓盐水作基液,用羧甲基-羟丙基瓜尔胶 (CMHPG)作稠化剂,加入酸性缓冲液促进凝胶水化,完全水化后在基胶中加入高p H值调节剂。为了提高压裂液的返排,要在基胶中加入非离子型表面活性剂,压裂作业中为了高温稳定性还要加入稳定剂。当流体注入井下时再加入锆交联剂,如果还要延长交联时间,就需加入一种延迟剂。这种新型压裂液体系在现场成功混合和泵注,通过降低地面井口压力,使常规

103.4 MPa的设备在较低的功率下即可安全施工[5]。

2.1 性能测试

对制备的CMHPG压裂液进行了耐温、耐剪切性能测试[5](图2),结果表明性能良好。

图2 相对密度1.48 CMHPG压裂液的耐温、耐剪切性能测试

表1[5]是该高密度压裂液使用延迟剂时交联时间的测试结果,增加延迟剂的用量会延长交联时间。

表1 CMHPG高密度压裂液在27～77℃升温下的交联时间测试

2.2 应用情况

探井SA-1是2008年第一季度完钻的井,是使用CMHPG高密度压裂液体系的最初候选井。Mid Qusaiba(Rhuddanian页岩)是第二个目标,为了确定气产量开展了三次测试。从应力剖面能推断:射孔段显示的平均应力值是0.025 MPa/m,对应的预测值是0.021 MPa/m。

考虑到6%KCl的普通压裂液和特定的完井管柱 (内径3.92 in,1 in=25.4 mm,单孔完井)用于沙特阿拉伯致密砂岩,预期井口压力将超过

89.6 MPa。对相同井筒结构用1.47×103kg/m3NaBr加重的CMHPG压裂液以1.59～4.77 m3/ min的排量泵注,会使井口工作压力降至65.5～

79.3 MPa的范围。图3[5]比较了混合6%KCl的普通压裂液和1.47×103kg/m3NaBr的CMHPG压裂液的井口压力。

图3 6%KCl普通压裂液和1.47×103kg/m3NaBr的CMHPG压裂液井口压力比较

在沙特阿拉伯,用常规6%KCl硼酸盐交联的压裂液没有可利用的压裂设备。压力限制排除了常规的压裂液,证明使用高密度CMHPG压裂液体系是正确的。

表2[5]表明这种新型压裂液体系的摩阻压力与常规压裂液体系对应的极为相似。

表2 摩阻压力比较 (5 765.3 m单孔、内径3.92 in)

2.3 适应性

该压裂液体系的最终成胶质量和稳定性依赖于溴化钠盐的质量和来源。为了确保压裂液的质量须制备盐水溶液的盐和水以及在混合过程中进行严格的质量控制。

利用溴化钠的充足来源,该体系可以用淡水和油田水混合成不同密度值的液体,但不会影响最终的液体性能。

该体系应用于149℃以上的高温是稳定的,但室内试验表明:177℃以上的稳定性需要增加稠化剂的用量来获得,甚至可获得更长的稳定性[5]。

3 结论

多井次的现场施工证实,对于超深、高压、致密等特殊储层改造施工时井口压力高的难题,压裂液加重技术是目前行之有效的方法。压裂液密度由溴化钠盐水提供,形成的硼酸盐交联体系适宜于149℃以下储层;CMHPG体系可应用于149℃以上的储层。现场应用表明在地面和井下加重压裂液体系性能良好。

[1]万仁溥,罗英俊.采油技术手册(第九分册)[M].北京:石油工业出版社,1998:161-165.

[2]中国石油油气藏改造重点实验室.2004油气藏改造技术新进展[M].北京:石油工业出版社,2004:534-603.

[3]周福建,练以锋,杨贤友,等.中高密度黏弹性表面活性剂压裂液的研制与应用[J].油田化学,2005,22(2):136 -139.

[4]Rivas,L,et al.Development and use of a high density fracturing fluid in deep water gulf of Mexico frac and packs[J].SPE 116007.presented atthe 2008 SPE Annual Technical Conference and Exhibition,Denver, Colorado,2008.

[5]Kirk M,Bartko,et al.First application of high density fracturing fluid to stimulate a high-pressure and high temperature tight gas producer sandstone formation ofSaudi Arabia[J].SaudiAramco Journal of Technology,SPRING,2009:17-23.

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.6.008

2009-06-18)