油井压裂液返排率提高技术研究现状

刘 杰，周 雪，孙 昆，姬文瑞，田耕虎

(1.延长油田股份有限公司;2.延长油田股份有限公司 永宁采油厂，陕西 延安 716000)

压裂工艺是开发“三低”油田(低渗、低压、低产)、提高油井产能的主要措施，用以沟通油井产油通道，改善油井的生产状况，提高油井的产量，使得油田得到了有效的开发。其广泛应用于新井压裂投产、老井原层复压、控缝压裂、转向压裂、缝网压裂等新工艺、新技术当中，在延长油田各油区普遍采用［1］。压裂液类型也由初期的清水加砂压裂，发展到高黏度田菁粉压裂液、水基压裂液、油基压裂液、乳化压裂液、泡沫压裂液、醇基压裂液、表面活性剂胶束压裂液和浓缩压裂液等体系。其中最常用的是水基压裂液，它具有高黏度、低摩阻、悬砂性好、对地层伤害小等优点，现已成为主要压裂液类型［2］。其组成通常包括稠化剂、交联剂、破胶剂、粘土稳定剂、助排剂、杀菌剂等。由于体系中加入交联剂形成交联冻胶压裂液，具有较强的粘弹性与塑性，破胶降粘相对困难，裂缝中残留的压裂液可能会降低裂缝的导流能力，对地层造成一定的伤害［3］。因此必需采取措施，最大可能地、及时快速地排出井内的外来流体，提高返排率，以减小对地层的伤害，提高压裂增产效果。

1 影响压裂液返排率因素分析及研究现状

根据已有研究成果，并从地层流体渗流规律出发，对地层岩石及流体性质、外来工作液性质以及其相互作用等方面进行综合分析，得出影响压裂排液的因素主要有原始地层压力及储层物性、外来增产液对油气层产生损害(残液固相堵塞引起绝对渗透率的降低、施工作业过程引起储集层中粘土矿物的膨胀和颗粒运移、垢的生成、液相堵塞)、乳状液等［4］。

目前延长油田为减少由于压裂液破胶不完全、返排不彻底对地层造成伤害的措施主要有三种:一是使用清洁压裂液(低分子稠化剂);二是优化压裂工艺措施;三是优选合适的破胶剂、表面活性剂、助排剂等添加剂来提高压裂液的破胶率和返排效果，改善地层渗流能力。本文着重就第三种方法加以阐述。

针对目前水基冻胶压裂液的大量使用，对压裂液压后返排技术最基本的研究还是着手于破胶剂的研究与开发。破胶剂的主要作用是使压裂液中的冻胶发生化学降解，由大分子变成小分子，有利于压后返排，减少对储集层的伤害。常用的破胶剂包括酶、氧化剂和酸。生物酶和催化氧化剂系列适用于21～54℃的低温破胶剂;一般氧化破胶体系适用于54～93℃，而有机酸适用于93℃以上的破胶作用。施工中要求压裂液维持较高粘度与施工结束后又要求快速降解、彻底破胶。为此，在90年代初，利用流化床原理，国内外相继研制了胶囊包裹破胶剂，即延缓释放破胶剂。它是在常规破胶剂外表包裹一层特殊的半渗透材料，利用挤压或渗透作用释放破胶活性物质［4］。

目前延长油田就提高压裂液破胶返率排技术，采用的破胶方法主要有化学破胶和生物破胶两种，具体的工艺措施有以下几种:

(1)常规破胶。压裂液中加入强氧化剂体系，pH值在3～14.0之间均可使用。最常用的是过硫酸钠、过硫酸铵、过硫酸钾等过硫酸盐，用量在0.01～0.2 mg/L。其破胶原理是通过硫酸盐的强氧化性，与冻胶发生氧化还原反应，氧化交联键和聚合物链，还原交联剂，使交联冻胶破胶。由于过硫酸盐的反应分解最快在60℃以上，因此在较低温度下需要使用还原剂如三乙醇胺、亚硫酸钠、氧化亚铜等共同作用，形成催化氧化剂系列。

(2)HRS复合解堵技术。HRS复合解堵技术是利用由多种化学组份组成的复合解堵剂，在井下缓慢释放出二氧化氯，利用二氧化氯的强氧化作用，激发有机环上的不活泼氢，通过脱氢反应，生成不稳定的羟基取代中间体，发生开环裂解，使聚合物的分子结构由长链变短链，其粘度大幅度下降，流动性变好而易于从地层排出，从而解除了对地层的堵塞。

(3)生物酶破胶压裂技术。压裂用的植物胶及其衍生物、纤维素及其衍生物、生物多糖等天然聚合物及其改性产物，几乎都可以在酶的催化作用下降解。对于一般的酶破胶剂，pH值是影响酶破胶作用的重要因素之一，普通酶破胶剂最佳pH值为5.0，低于3.0或高于8.0时，酶的破胶活性将大大降低。生物酶破胶剂是由多功能酶主导的生物制剂，其破胶机理就是通过催化瓜尔胶分子表面的糖苷键，使其裂解，最终将瓜尔胶分子的聚糖形式裂解为不可还原的单糖或二糖，粘度降低，使得压裂液残液能从支撑剂充填中更稳定地返排出来，减少聚合物伤害，以提高增产效率。

2 现场应用情况

(1)HRS复合解堵技术试验58口，其中新井29口，老井29口，投资203万元，累计增油3939.4 t，投入产出比为1∶3.9。

选取的29口新井应用HRS复合解堵技术平均单井日产油1.16 t，对比常规压裂井平均单井日产油0.8 t，相比净增油0.36 t。增产期按照90 d计算，平均单井可增加32.4 t。税后原油单价按2057元/t计算，单井可产生经济效益6.66万元/井。效果比较好的有永504－4井、永677－5井、双785井组、双2599－1井等，与同井组产量进行对比如下:

表1 新井措施产量对比

选取的29口老井进行老井换层和原层复压，应用HRS复合解堵技术后平均单井日产油1.12 t，对比常规压裂井平均单井日产油0.9 t，相比净增油0.22 t。增产期按照90 d计算，平均单井可增加19.8 t。税后原油单价按2057元/t计算，单井可产生经济效益4.07万元/口。效果比较好的有杏32－3井，双2604－5井、杏11－1井等，与同井组产量进行对比如表2。

(2)生物酶破胶压裂技术试验10口，其中新井5口，老井5口，投资35万元，累计增油421.9 t，投入产出比为1∶2.5。

选取的5口新井应用生物酶破胶压裂技术平均单井日产油1.33吨，对比常规压裂井平均单井日产油1.02 t，相比净增油0.31 t。增产期按照90 d计算，平均单井可增加27.9 t。税后原油单价按2057元/吨计算，单井可产生经济效益5.74万元/井。效果比较好的有永433－4井、永504－1井、永757－1井等，与同井组产量进行对比如表3。

选取的5口老井进行老井换层和原层复压，措施前平均单井日产油0.6 t，应用生物酶破胶压裂技术后平均单井日产油1.27 t，增油0.67 t，对比常规压裂井平均单井日产油1.03 t，相比净增油0.24 t。增产期按照90 d计算，平均单井可增加21.6 t。税后原油单价按2057元/t计算，单井可产生经济效益4.44万元/井。效果比较好的有永433－4井、永504－1井、永757－1井等，与同井组产量进行对比如表4。

表2 老井措施产量对比

表3 新井措施产量对比

表4 老井措施产量对比

3 结论

(1)化学破胶目前在国内使用比较普遍，破胶后的返排粘度达到10 mPa·s左右，能够使油层中的有机物堵塞得到不同程度的解除，提高地层裂缝及孔隙的导流能力，扩大泄油面积，达到降残增油的目的。但其化学污染性和破胶程度依赖破胶剂的浓度而受到限制。

(2)生物破胶有别于化学破胶，它具有专一性强、破胶彻底、低残渣等特性，断裂化学键的反应能够从根本上解除植物胶交联作用，破胶后的返排粘度达到5 mPa·s左右，可减少对油层的污染，改善油层压裂后的物性，从而达到保护油层，提高油井产量的目的。而酶本身在胍胶降解前后不变，只是参与反应过程，反应后又恢复原状，继续参加反应，所以生物酶破胶剂在短时间内能以较低的浓度将大量的压裂液彻底降解，显示出生物酶的高效性。

(3)对于油层较浅、地层温度较低的情况，使用传统破胶剂时需加入一定量的激活剂，使用生物酶破胶需适当提高酶的浓度，且温度对破胶速度有较为明显的影响，温度越高，破胶速度越快。

(4)通过相关实验研究，单从破胶效果和经济效益方面考虑，化学破胶和生物破胶配合使用比单独使用效果要好，对于不同的压裂体系和不同的地层温度，两者的最佳使用浓度也不同。

(5)压裂施工期间为了清除支撑剂充填层和地层中未充分破胶的压裂液，破胶剂在混砂车上从加砂开始前开始注入。考虑到压裂过程中温度的变化，以楔形方式追加破胶剂，实现压裂液的彻底破胶返排。但施工现场常出现因破胶剂追加时间和方式的不合理，而造成携砂液提前破胶，局部水化速度过快，压力异常甚至造成砂堵等事故，因此应不断研究总结合适的追加方式、工艺技术和追加时间，并应用合适的工艺技术达到延迟压裂过程中破胶的目的。

(6)从施工井的对比增油情况看，有效果，但因井而异，因层而异，针对不同区块，不同油层，无论选取哪种破胶方法，均需进一步加强室内实验研究和现场施工总结，对其与压裂液和地层的配伍性及破胶效果做出客观公正的评价，进一步摸清技术的适用性，以降低风险投资，提高投入产出比。

(7)不断优化压裂工艺措施，压后关井，压裂液破胶水化后，使裂缝充分闭合，避免过早开井造成地层“吐”砂，影响裂缝的导流能力，关井1 h后，用4 mm－8 mm油嘴控制放喷。同时由于压裂液破胶返排还受地层压力影响，因此建议选取超前注水或同步注水方式开发油田，达到提高开发效果的目的。

［1］刘宝和.中国油气田开发志.延长油气田卷［M］.北京:石油工业出版社，2011:887－888.

［2］王玉春，岳平，高庆歌，等.绥靖油田油井压裂返排液处理技术研究［J］.科学技术与工程，2011，13(11):2921－2924.

［3］万仁溥.采油工程手册［M］.北京:石油工业出版社，2000:111－122.

［4］蒋海，杨兆中，杨亚东，等.压裂酸化排液影响因素分析［J］.内蒙古石油化工，2005(9):114－115.