超低浓度压裂液技术在海拉尔油田的应用

2012-11-09王贤君张明慧肖丹凤

石油地质与工程 2012年6期

关键词：海拉尔瓜尔增稠剂

王贤君，张明慧，肖丹凤

（中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163453）

超低浓度压裂液技术在海拉尔油田的应用

王贤君，张明慧，肖丹凤

（中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163453）

针对海拉尔油田低渗透储层压裂增产改造的需要，开发应用了一种新型超低浓度羧甲基瓜尔胶压裂液，并和羟丙基瓜尔胶压裂液进行了对比分析。结果表明：其水不溶物含量降低了一个数量级，增稠效率更高，最低使用质量分数仅为0.2%，破胶后残渣含量降低了70%以上。该技术在海拉尔油田低渗透储层现场应用164口井437层，施工成功率94.7%，取得了良好的增产效果。

海拉尔油田；羧甲基瓜尔胶；压裂液；流变性

海拉尔盆地是大庆油田重要的增储上产地区，该地区储层类型多、物性条件差、岩性变化复杂［1］。随着油田的勘探开发，复杂敏感性储层逐渐增多，常规羟丙基瓜尔胶压裂液在压裂施工过程中会在裂缝中和裂缝壁残留大量残渣，造成储层伤害，导致地层渗流能力降低和产能下降，直接影响压裂效果和井的注采能力［2-4］。大庆油田平均每年压裂液增稠剂用量约2 000 t，压裂过程中产生的残渣超过150 t，降低增稠剂用量将减少进入地层的固相物质含量，可有效降低压裂液滤液和残渣对裂缝及储层的伤害。但降低瓜尔胶浓度又会遇到压裂液成胶和耐温、抗剪切不稳定导致冻胶体系黏弹性降低、支撑剂沉降的问题，因此，低浓度、低残渣、低伤害的压裂液材料就成了除清洁压裂液外的首选。超低浓度羧甲基瓜尔胶压裂液既有聚合物压裂液的高黏弹性又有清洁压裂液的低伤害性，低浓度提升了其经济性，在降本增效、保护油层的大背景下更受油田的欢迎［5-6］。因此，研究优选满足携砂要求的低浓度羧甲基瓜尔胶压裂液体系具有实际意义。

1 羧甲基胍胶压裂液体系研究

羧甲基瓜尔胶压裂液主要由增稠剂、交联剂、破胶剂、p H调节剂及黏土稳定剂等成分组成。用实验方法优选了低浓度羧甲基瓜尔胶压裂液的增稠剂，结合增稠剂分子结构特性，在明确交联机理的基础上，优选了匹配的乳酸锆型交联剂、新型多醚二胺类黏土稳定剂及其他添加剂，形成了满足60～140℃低渗透储层压裂需要的低浓度羧甲基瓜尔胶压裂液体系。

1.1 增稠剂优选及评价

羧甲基瓜尔胶是通过在碱性条件下向胍胶中引入带负电荷的阴离子基团——羧甲基来实现的，引入亲水基团羧甲基有利于增加其水溶性，增长亲水性支链，使瓜尔胶主链之间更加舒展，改善瓜尔胶网络结构，增加水溶液黏度，同时，带负电荷的羧甲基可以直接参与交联，增加了胍胶的交联点［7-8］。压裂液增稠剂的基本性能主要以增稠效率和水不溶物含量来表征，用高速离心分离方法检测羧甲基瓜尔胶水不溶物含量，并与相同浓度的羟丙基瓜尔胶对比，水不溶物含量降低90.2%，且溶解速度快，易于现场配制，基液不产生鱼眼，分散性和溶胀性好。羧甲基瓜尔胶的相对分子质量大于羟丙基瓜尔胶，因此形成整体网络所需要的浓度更低［9-10］（表1）。

羧甲基瓜尔胶的增稠效率（用常温下表观黏度表征）决定其用量，增稠效率越高用量越少，羧甲基瓜尔胶的增稠效率是羟丙基瓜尔胶的1.3～1.9倍，达到相同黏度所需用量比羟丙基瓜尔胶降低近一半，破胶负载更小，表明羧甲基瓜尔胶性能优于羟丙基瓜尔胶（表2）。

1.2 交联剂的优选及评价

羧甲基瓜尔胶与目前油田常用的有机硼类交联剂体系在中、低温条件下存在不成胶、交联速度慢的缺点，在高温条件下存在初始剪切黏度偏低以及不耐高温剪切等缺点，难以保证现场造缝携砂的要求。由于无机硼或有机硼在和瓜尔胶交联时都是先形成带负电荷的硼酸根离子，与带负电荷的羧甲基相互排斥，羧甲基胍胶高分子很难用硼交联剂来进行交联；而锆或钛交联剂体系由于中心离子显正电性，更容易靠近羧甲基瓜尔胶高分子，通过离子键和氢键共同作用，增大了键能，提高了交联密度和交联强度，生成的冻胶耐温性和耐剪切性好，交联网络好，对应体系的携砂造缝能力强［11-13］。实验优选了乳酸锆交联剂SCL，其与羧甲基瓜尔胶交联冻胶耐温抗剪切性能好，增稠剂使用质量分数与羟丙基瓜尔胶相比降低近60%；体系剪切黏度变化小，随时间剪切稳定性高，低使用浓度下剪切黏度高于羟丙基瓜尔胶压裂液，能满足压裂改造对压裂液黏度的要求（图1）。

表1 羧甲基瓜尔胶和羟丙基瓜尔胶基本性能对比

表2 羧甲基瓜尔胶和羟丙基瓜尔胶增稠效率对比

1.3 黏土稳定剂优选及评价

图1 不同压裂液体系的黏-时曲线对比

加入常规黏土稳定剂对羧甲基瓜尔胶压裂液体系性能影响很大，导致不成胶、交联速度慢、初始剪切黏度偏低以及不耐高温剪切，直接影响压裂液性能，难以保证现场造缝携砂的要求。由于羧甲基瓜尔胶属于瓜尔胶的阴离子型衍生物，而常规黏土稳定剂大多为阳离子型，属于强电解质，阳离子屏蔽了羧甲基瓜尔胶上羧基的相互作用，同时也屏蔽了羧基和交联剂的离子相互作用，使交联性能和流变性能变差。聚阳离子型黏土稳定剂和羧甲基瓜尔胶通过离子相互作用结合在一起，生成沉淀，也不适合。为此，优选了多醚二胺类黏土稳定剂P216，其离子强度低，分子大小与黏土层与层之间的孔隙相当，进入黏土层间能够有效的防止黏土的水化膨胀和破碎运移，压裂液流变性能评价结果表明，黏土稳定剂P216与压裂液配伍性好，不影响体系的流变性能。

新型黏土稳定剂P216能显著降低大庆外围及海拉尔、塔木察格不同低渗透储层岩屑的破碎率，防破碎效率达80%以上，有效防止黏土颗粒运移和膨胀，能够达到高含泥储层的防膨性能要求（表3）。

表3 黏土稳定剂对不同区块岩屑分散率影响

1.4 其他添加剂的优选

针对不同低渗透储层及流体物性特点，实验优选了与羧甲基瓜尔胶压裂液高效匹配的助排剂、破乳剂、降滤失剂、破胶剂等系列添加剂，完善了羧甲基瓜尔胶压裂液配方体系。

1.5 体系性能评价

室内评价结果表明，羧甲基瓜尔胶压裂液具有优良的耐温抗剪切性能，破胶效果好，破胶液黏度低，表界面张力低，利于返排，与羟丙基瓜尔胶压裂液比较，残渣含量降低79.2%，对储层岩心渗透率伤害率降低32.0%，对陶粒充填裂缝导流能力伤害率降低50.1%，显著降低对储层渗透率和裂缝导流能力的伤害，有效提高单井产能，是一种较为环保的低伤害压裂液（表4、图2、图3）。

表4 羧甲基瓜尔胶压裂液流变及破胶性能

图2 压裂液对裂缝导流能力影响

2 现场应用及效果分析

图3 压裂液对岩心伤害影响

羧甲基瓜尔胶压裂液在海拉尔油田共应用164口井437个层，施工成功率94.7%，压裂初期平均单井产液5.40 m3／d，产油3.05 t／d。在苏131区块选取物性相近的应用羧甲基瓜尔胶压裂液的19口井与应用常规羟丙基瓜尔胶压裂液的14口井，对比施工情况及压后产量变化，羧甲基瓜尔胶压裂液较常规羟丙基瓜尔胶压裂液增稠剂用量降低56.4%，产油量提高了42.1%（表5）。

表5 海拉尔苏131区块开发井施工参数对比

3 结论与认识

（1）优选了羧甲基瓜尔胶增稠剂，与羟丙基瓜尔胶对比，其水不溶物含量降低90.2%，相对分子质量较大，增稠效率提高1.3～1.9倍，相同黏度所需用量降低50%，破胶负载更小，是一种性能更加优越的增稠剂。

（2）优选了新型乳酸锆交联剂SCL体系，解决了低浓度羧甲基瓜尔胶压裂液成胶和耐温、抗剪切不稳定的难题，优选了新型多醚二胺类黏土稳定剂等压裂液添加剂，完善了压裂液配方体系。与羟丙基瓜尔胶压裂液比较，该压裂液残渣含量降低79.2%，对储层岩心渗透率伤害率降低32.0%，对陶粒充填裂缝导流能力伤害率降低50.1%，是一种较为环保的低伤害压裂液。

（3）在海拉尔油田共应用164口井437个层，施工成功率94.7%，压裂初期平均单井产液5.40 m3／d，产油3.05 t／d，与常规羟丙基瓜尔胶压裂液对比，增稠剂用量降低56.4%，产油量提高了42.1%。

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