低伤害压裂液在苏里格气田东区水平井的应用

2012-09-05蔺吉春马得华白建文张春阳

石油化工应用 2012年12期

蔺吉春，李达，马得华，白建文，傅鹏，张春阳

（中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安 710018）

苏里格气田作为长庆气区主要开发的典型上古生界致密砂岩气藏，具有低渗透、低压、低产、低丰度特征，基本无自然产能，必须经过压裂改造才能获得工业气流。与中区、西区相比，苏里格气田东区，储层埋藏更浅，地层温度和压力系数更低，储层更薄，物性更差，岩矿特征更为复杂，对损害的敏感程度更高。上述原因导致苏里格气田东区压裂液返排更加困难，储层与裂缝更易伤害，大大制约了压裂改造效果的提高，尤其是需要多段压裂改造的水平井。前期苏里格气田东区水平多段压裂改造仍沿用中、西区的压裂液体系，该体系由于稠化剂浓度高达0.5%，破胶后残渣高，对裂缝导流能力伤害大，且破胶不彻底，导致压后返排困难。2010年苏里格气田东区使用常规羟丙基压裂液多段改造4口水平井，一口由于后期出水未测试，其余三口平均无阻流量不足4×104m3/d，效果十分不理想。因此从地质特征着手，以降低伤害，提高压后单井产量为目的，优选和试验适用于苏里格气田东区水平井的低伤害、易返排的压裂液体系是非常必要的[1]。

1 苏里格气田东区水平井储层地质特征

苏里格气田东区水平井目的层主要为上古生界二叠系下石盒子组盒8段，储层岩石类型以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主，填隙物以高岭石、伊利石、方解石、硅质、凝灰质为主，填隙物总量平均为19%左右，储层敏感性主要表现为弱速敏、中等-强水敏、弱碱敏、无-中等偏弱碱敏、强-极强速敏，较气田中、西区敏感程度更高（见表1）。

表1 苏里格气田各区块盒8储层敏感程度对比表

气藏埋深在2 800～3 200 m，地温梯度为3.03℃/100 m，储层温度在100～115℃范围内。地层平均静压25.72 MPa，气藏压力系数在0.771～0.914，平均值0.861，属典型的低压气藏。通过岩心物性分析，苏东气田东区盒8层平均孔隙度为8.8%，平均渗透率为0.714 mD，低孔低渗特征较中、西区更为明显[2]（见表2）。另外，东区储层孔吼细微，喉道中值半径仅为0.11 μm（中区0.35 μm），导致排驱压力更高，更易水锁伤害。

2 三种低伤害压裂液体系作用机理和伤害评价

2.1 体系配方

2.1.1 常规羟丙基胍胶压裂液体系配方基液：0.5%羟丙基稠化剂+0.5%助排剂+0.1%杀菌剂+0.12%Na2CO3+0.1%TA-1+0.5%起泡剂+1.0%KCl+0.3%粘土稳定剂，交联液：JL-9交联剂。

表2 苏里格气田各区盒8层岩心物性分析对比表

2.1.2 低浓度羟丙基胍胶压裂液体系配方基液：0.4%羟丙基稠化剂+0.5%助排剂+0.1%杀菌剂+0.37%起泡剂+1.0%KCl+0.3%粘土稳定剂+0.3%TJ-1，交联液：JL-9交联剂。

2.1.3 羧甲基胍胶压裂液体系配方前置液：0.35%羧甲基稠化剂+0.5%粘土稳定剂+0.5%交联促进剂+0.5%助排剂+0.05%杀菌剂+0.5%降滤失剂。

携砂液：0.35%羧甲基+0.5%LF-11粘土稳定剂+0.5%CJ-11交联促进剂+0.5%CF-11助排剂+0.05%CJSJ-3杀菌剂，交联液：JL-11交联剂。

2.1.4 阴离子表面活性剂压裂液体系配方表面活性剂液：6.2%表面活性剂+0.3%KOH+0.1%EDTA，氯化钾液：11%KCl+0.3%KOH+0.1%EDTA[3]。

2.2 作用机理

2.2.1 羟丙基胍胶压裂液体系作用机理常规羟丙基和低浓度羟丙基胍胶压裂液是以水作为分散介质，吸入羟丙基胍胶粉剂，加入助剂，配制成具有较高粘度的基液。施工时，基液与有机硼交联剂混合交联成具有很高携砂能力的网状结构，包裹携砂把支撑剂带入裂缝。施工结束，在地层温度、压力、过硫酸铵的作用下，网状结构破坏，破胶返排出来，支撑剂留在裂缝内，起到改造产层的效果。

2.2.2 羧甲基胍胶压裂液体系作用机理羧甲基胍胶压裂液是以作为分散介质，吸入羧甲基胍胶粉剂，加入助剂，配制成具有中等粘度的基液。施工时，基液与有机锆交联剂混合交联成具有较好携砂能力的线性结构，靠弹性携砂把支撑剂带入裂缝。施工结束，在地层温度、压力、过硫酸铵的作用下，线性结构断裂，破胶返排出来，支撑剂留在裂缝内，起到改造产层的效果。

2.2.3 阴离子表面活性剂压裂液体系作用机理阴离子表面活性剂压裂液是以盐水作为分散介质，加入表面活性剂和助剂，配置成具有一定粘弹性的胶束流体的无残渣压裂液。施工时，表面活性剂在盐水中通过反向离子的作用，组成细长的胶束聚集体，即形成一种胶束状微胞。表面活性剂浓度超过临界胶束浓度，球状的胶束会变成杆状或蠕虫状的微胞，蠕虫状的微胞缠绕在一起，阻止液体流动，形成具有携砂能力网状结构粘弹态流体，靠弹性携砂把支撑剂带入裂缝。施工结束，在地层温度、压力、烃类、地层水的作用，其螺旋形分子结构会分解成更小的分子结构，悬浮聚集体无法相互缠结，破胶返出地面。支撑剂留在裂缝内，起到改造产层的效果。

表3 三种低伤害压裂液体系与常规压裂液体系的伤害评价对比表

2.3 伤害评价

低浓度羟丙基胍胶压裂液、羧甲基胍胶压裂液、阴离子表面活性剂压裂液体系在降低伤害方面主要是立足于降低滞留、提高返排，通过优选粘土稳定剂降低水敏伤害，优选助排剂降低表面张力来减轻水锁伤害[4]。利用标准方法测定，三种低伤害压裂液体系和常规羟丙基压裂液体系的表面张力、残渣含量、岩心伤害率等结果（见表3）。

3 现场应用

3.1 储层钻遇情况

由于水平井的储层钻遇情况直接影响着后期改造方案的制定，同时对压后排液的快慢、试气求产的高低具有较为根本的意义，因此采用不同压裂液进行的水平井多段改造效果的对比，必须建立在储层钻遇情况基本相当的前提下。通过对苏里格气田东区2010～2011年压裂的水平井储层钻遇情况统计（见表4），可以看出水平段长度在800～1 109 m，砂岩长度在700～1 038 m，解释有效储层长度在361～784 m，采用各种压裂液改造的水平井各个储层钻遇指标都有好有坏，但总体平均水平基本相当。

3.2 压裂施工情况

水平井方案设计优化时，充分考虑三种低伤害压裂液体系与常规羟丙基胍胶压裂液体系作用机理不同，同时为保证水平井多段压裂改造顺利施工，因此各种采用不同压裂液改造的水平井在加砂规模、施工排量、平均砂液比设计必然有所差异。通过对苏里格气田东区2010-2011年压裂的水平井现场施工参数统计（见表5），常规羟丙基胍胶压裂液体系改造井平均单段入地液量为233.9 m3，单段加砂29.16 m3，平均砂液比23.43%；低浓度羟丙基胍胶压裂液体系改造井平均单段入地液量为253.7 m3，单段加砂30.76 m3，平均砂液比25.13%；羧甲基胍胶压裂液体系改造井平均单段入地液量为239.7 m3，单段加砂30.38 m3，平均砂液比22.83%；阴离子表面活性剂压裂液体系改造井平均单段入地液量为245.0 m3，单段加砂17.49 m3，平均砂液比15.53%。

表4 苏里格气田东区2010-2011年压裂水平井储层钻遇情况统计表

表5 苏里格气田东区2010-2011年压裂水平井施工参数统计表

表6 苏里格气田东区2010-2011年压裂水平井压后排液情况

3.3 压后排液求产情况

通过对苏里格气田东区2010-2011年压裂的水平井压后排液及求产情况统计（见表6），三种低伤害压裂液体系破胶快、易返排的技术优势极为突出，使水平井压后返排周期缩短一半以上，返排速率提高一倍多，尤其是采用羧甲基胍胶压裂液体系改造的苏东FF井关放排液周期仅为2.7 d，返排速率高达22.1 m3/h。由于减小了裂缝和储层伤害，试气无阻流量从2010年采用常规羟丙基胍胶压裂液体系改造井平均3.88×104m3/d，提高到2011年低伤害压裂液体系改造体系井平均 31.63×104m3/d。