杏子川油田长2、长6储层压裂液配方优化研究

宋金旺，张志升，薛 涛

（延长油田股份有限公司杏子川采油厂，陕西志丹716000）

杏子川油田长2、长6储层压裂液配方优化研究

宋金旺，张志升，薛 涛

（延长油田股份有限公司杏子川采油厂，陕西志丹716000）

对研究区块现行压裂液配方进行了系统的性能评价，主要存在着压裂液破胶不彻底、返排困难，岩心伤害大等缺点。本文结合储层地质情况，分别优化出了适应于研究区块的长2、长6储层的压裂液配方，并对优化后的体系进行了系统科学的性能评价。优化后的体系，冻胶破胶粘度小于5 mPa·s，表面张力小于28 mN/m，界面张力1 mN/m，岩心伤害率小于30％，属于低伤害压裂液，可以更好的为实际生产服务。

压裂液配方；储层地质；低伤害压裂液

安塞油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中段，经过二十多年的勘探开发，主力开发层位为长2、长6油层，局部发育长4＋5油层，长2油层平均埋深850～1100m，长6油层平均埋深1300～1500 m［1］。

研究区块岩芯分析资料表明，储层孔隙类型是以原生粒间孔、浊沸石溶孔、长石溶孔为主，属低孔渗性砂岩储层，属低渗、低压、低产的“三低”油藏［2］。油井常规钻井无初产，需要通过压裂工艺改造储层性能，增大孔渗性，以获得高产的工业油流。

1 压裂液添加剂单项指标评价

压裂液性能的好坏直接影响到压裂施工作业的成败。但选择合适的压裂液体系，减少压裂液对储层的伤害是提高单井产量的关键技术之一［3］。水基压裂液的化学添加剂成分很多，主要有稠化剂、交联剂、破胶剂。此外，为改善压裂液的各种性能指标还需加防粘土膨胀剂、破乳剂、低温激活剂等多种化学添加剂。因此，正确评价压裂液各添加剂的性能，分析其对储层的潜在损害，对于保证压裂施工效果具有重要意义。

对从研究区块取回的现用压裂液添加剂样品（见表1），室内依据石油天然气行业标准SY/T5107－ 2005《水基压裂液性能评价方法》、SY/T5764－2007《压裂用植物胶通用技术要求》等相关行业标准和企业标准，对压裂液添加剂进行了单项性能评价。

室内检测结果表明，现用的压裂液添加剂的性能符合压裂施工要求。

表1 现用压裂液添加剂样品信息表

2 水质分析

室内参照中国石油天然气行业标准SY/T5523—2002《油气田水分析方法》，对研究区块现场水样进行了分析，结果见表2。水质分析结果表明，地层水为CaCl2水型，配液用水中含有SO42－，配伍性较差，有产生硫酸盐垢的趋势。这就要求压裂液施工结束后快速返排，避免生成硫酸盐垢堵塞储层，引起二次伤害。

表2 水样分析结果

3 支撑剂和原配方性能评价

支撑剂是水力压裂时，压开地层裂缝后，用来支撑裂缝阻止裂缝重新闭合的一种固体颗粒。它的作用是在裂缝中铺置排列后形成支撑裂缝，从而在储集层中形成远远高于储集层渗透率的导流裂缝带，使流体在支撑剂中有较高的流通性，达到增产、增注的目的。支撑剂通常分为天然和人造两大类。

3.1 常规性能评价

石英砂矿物组分以石英为主。压裂用石英砂石英含量在80％左右，伴有少量长石、燧石和其他喷出岩、变质岩等岩屑。一般石英砂的视密度2.65 g/cm3，体积密度1.70 g/cm3，承压20～34 MPa。

室内参照中国石油天然气行业标准SY/T5108—2006《压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法》，对石英砂支撑剂（20/40目）的常规性能进行评价，满足压裂支撑剂的要求。

3.2 导流能力评价

支撑裂缝的导流能力是指裂缝传导储集层流体的能力。影响支撑剂导流能力的因素有支撑剂的物理性质、支撑裂缝承受的作用力、支撑剂的铺置浓度，以及支撑剂对岩石的嵌入、承压时间和压裂液的伤害等因素。

支撑剂的物理性能包括粒径、圆球度、强度、浊度、酸溶解度、密度，其中对裂缝导流能力影响比较敏感的主要是粒径、圆球度、强度。

①粒径大小及其均匀程度影响着支撑裂缝的孔隙度和渗透率。在低闭合压力，大粒径支撑剂可提供高导流能力，但输送比较困难，要求裂缝有足够的动态宽度。粒径相对集中，比较均匀的支撑剂具有高的导流能力。

②圆球度好的支撑剂能承受高的闭合压力。

③破碎率低，导流能力高，所以通常根据支撑剂的破碎率选择支撑剂。

室内参照中国石油天然气行业标准SY/T6302—2009《压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法》，对石英砂支撑剂（20/40目）的导流性能进行了评价，一般认为30 MPa下，导流能力大于30μm2·cm的石英砂为合格品。

3.3 原配方性能评价

研究区块共使用配方两套，室内根据行业标准SY/T5107－2005《水基压裂液性能评价方法》，对压裂液体系进行了评价。

压裂液评价结果表明，在低温（30℃）情况下，1＃配方，在30℃时，破胶剂过硫酸铵加量为0.08％（8/万），120 min后破胶液的粘度仍大于9 mPa·s。冻胶不破胶或破胶缓慢，一方面在裂缝壁面上形成的滤饼厚而致密，同时在后期排液时由于冻胶破胶不彻底，会引起近井地带沙床的运移。需对压裂液体系进行优化。

3.4 压裂液体系优化及评价

在满足了各添加剂配伍性良好的基础上，确定一个基础配方，并对其进行耐温耐剪切、破胶及伤害等室内研究和数据分析，进而调整各添加剂的用量，以更好地适应压裂工艺的要求。例如在压裂施工过程中，由于压裂液前置液的冷却作用，使得地层温度下降，这就需要增大破胶剂用量，来保证压裂液的快速彻底破胶；但如果破胶剂的用量过大，将导致压裂液粘度下降过快，又容易导致施工中砂堵事故发生。因此，在压裂液体系优化设计过程中对各种添加剂及其用量进行优选是非常必要的。

3.4.1 配方建立的依据

压裂液体系选择的基本依据是：①与油藏相配伍。压裂液各种添加剂必须与储层相配伍，以减少对储层的损害；②满足工艺要求，保证压裂施工成功；③考虑温度场及剪切速率场的影响。

3.4.2 配方优化

依据上述压裂液体系的评价结果，对1＃压裂液体系进行了优化，并对优化后的压裂液体系进行了综合性能评价。

3.4.3 压裂液滤失性能评价

室内应用GGS71－A型高温高压滤失仪在不同温度下评价了2套体系冻胶在3.5 mPa压差下的静态滤失性能，结果见表3。优化后的长2、长6两套压裂液体系的滤失性较低，满足压裂施工要求。

表3 静态滤失性能评价结果

3.5 破胶液对岩心基质渗透率的损害

在满足了各添加剂配伍性良好的基础上，确定一个基础配方，并对其进行耐温耐剪切、破胶及伤害等室内研究和数据分析，进而调整各添加剂的用量，以更好地适应压裂工艺的要求。例如在压裂施工过程中，由于压裂液前置液的冷却作用，使得地层温度下降，这就需要增大破胶剂用量，来保证压裂液的快速彻底破胶；但如果破胶剂的用量过大，将导致压裂液粘度下降过快，又容易导致施工中砂堵事故发生。因此，在压裂液体系优化设计过程中对各种添加剂及其用量进行优选是非常必要的。

3.5.1 岩心气体渗透率、孔隙度测试

依据行业标准SY/T5336－2006《岩心常规分析方法》，测试了长2、长6储层岩心样品的气体渗透率和孔隙度。

3.5.2 破胶液对岩心基质渗透率的损害率测试

室内使用美国TEMCO公司生产的酸化多功能岩心驱替模拟实验系统测试了压裂液破胶液对岩心基质渗透率的损害率，试验步骤如下：

标准盐水饱和→煤油正向驱替测试损害前岩心渗透率→反向破胶液驱替2倍孔隙体积，损害两小时→煤油正向驱替，测试损害后岩心渗透率。试验测试结果表明，属于低伤害压裂液。

3.5.3 长2、长6储层压裂液配方

1＃压裂液优化（长2储层）：

基液：0.30％胍胶＋0.3％助排剂＋0.3％粘土稳定剂＋0.15％破乳剂＋0.05％杀菌剂＋0.1％低温激活剂。

交联剂：0.4％硼砂＋0.4％过硫酸铵（破胶剂）。

交联比：100∶13。

2＃压裂液（长6储层）：

基液：0.35％胍胶＋0.3％助排剂＋0.3％粘土稳定剂＋0.15％破乳剂＋0.05％杀菌剂。

交联剂：0.4％硼砂＋0.4％过硫酸铵（破胶剂）。

交联比：100∶10。

优化后的压裂液体系综合性能测试结果表明，适合于安塞油田压裂施工的要求。

4 结论

1）安塞油田目前所用压裂液体系总体性能合格，压裂液中添加剂之间配伍性良好。但其主要存在破胶困难，影响压裂后入井液返排，有待进一步优化，以更好地满足和适应压裂工艺的要求。

2）确定了杏子川采油厂优化后的压裂液配方。

3）破胶剂在加速冻胶压裂液破胶水化的同时，也降低了压裂液残渣，对减轻岩芯渗透率伤害有一定的积极作用。优化后的压裂液配方破胶性能良好，破胶液粘度小于5.0 mPa·s。

4）优化压裂液体系具有良好的携砂性、较低的滤失性和低的表界面张力，可以适应不同排量、砂比的施工要求，满足了压裂现场应用的技术要求。

5）从压裂液室内实验和评价结果来看，优化压裂液体系残渣含量比较低，可提高压裂液返排率。

6）建议破胶剂（过硫酸铵）在压裂施工时现配，避免放置后有效浓度降低，影响破胶性能；水质分析结果表明，配液用水与地层水配伍性差，这也要求压裂后的入井液应快速、彻底返排，以减小对储层的二次伤害。

7）在压裂施工现场，应根据地面温度的变化，适当调整交联比，确保交联冻胶的粘度。

［1］黄祖仁.长庆安塞油田地质志［M］.北京：石油工业出版社，2002：39－48.

［2］宋凯，吕剑文.鄂尔多斯盆地中部上三叠统延长组物源方向分析与三角洲沉积体系［J］.古地理学报，2002，4（3）：59－65.

［3］张建国，李艳，于洪江.油层水配制压裂液研究及性能评价［J］.西安石油大学学报，2011，26（2）：60－63.

［责任编辑 李晓霞］

Optim ization for Fracturing Fluid Formulation of Chang 2，Chang 6 Reservoir in Xinzichuan Oilfield

SONG Jing-wang，ZHANG Zhi-sheng，XUE TAO
（Xinzichuan Production Plant，Yanchang Petroleum（group）Co.Ltd，Yanan 716000，China）

The performance evaluation system of the fracturing fluid formulation in study area was studied，there are mainly fracturing fluid gel breaking，flow back difficulties，disadvantages of core damage etc.This combination of reservoir geology，the optimum formula of fracturing fluid of Chang 2，Chang 6 reservoir is fit for the research to block，and the optimized system for the performance evaluation system of science.The optimized system，gel breaking down viscosity is less than 5 mPa·s，less than 28 mN/m，surface tension，interfacial tension of 1 mN/m，core damage rate is less than 30％，belong to low damage fracturing fluid，can be better for the actual production services.

fracturing fluid formulation；reservoir geological；low damage fracturing fluid

TE357.1＋2

A

1004－602X（2014）03－0099－04

10.13876/J.cnki.ydnse.2014.03.099

2014-08-10

宋金旺（1972—），男，陕西安塞人，延长油田工程师。