瓜胶压裂液性能及在滨661块整体压裂中的应用

张虎贲

（胜利油田东胜集团股份公司，山东东营257000）

压裂作为改造低渗透油藏的一项重要增产措施，其压裂液的好坏直接影响着压裂效果，是决定压裂成功与否的关键之一［1－3］。对于不同的油藏条件，一种好的压裂液，应具有交联比的范围大、体系的黏度高、抗剪切能力强等特点，因此研究适合的压裂液是十分必要的。其中油基压裂液是研究最早的压裂液体系，但其适用的油藏条件较窄，随着压裂技术的不断进步，为了适应不同的压裂要求，经过深入的探索和改进，水基压裂液成为目前应用最为广泛的压裂液体系。其中瓜胶压裂液的研究最多，此类压裂液能够适用于地层温度为100～150℃的高温地层的要求，瓜胶压裂液的研制成功，极大地促进了我国低渗透油藏压裂技术的进步［4－5］，其中使用最多的增稠剂是羟丙基瓜胶，其特点是增稠能力强、容易交联、性能稳定［6］。压裂液体系流变特性、耐温能力以及剪切稳定性等指标是证实压裂液是否能起作用的关键，决定着压裂效果、压裂液的携砂等作用［7－8］。本文针对胜利油田滨661块沙四段的整体压裂进行了研究，对瓜胶压裂液的流变性能和微观结构进行了评价，并探讨了其在滨661块沙四段的整体压裂效果。

1 实验部分

1.1 实验材料

瓜尔胶原粉（GRJ），山东东营鲁源公司提供；交联剂FYC－160，南京奥佳化工有限公司；杀菌剂SLP，甲醛；纯碱，支撑剂：陶粒0.425～0.850mm，破胶剂过硫酸铵；实验中使用的化学剂均为分析纯。沙四段地层水为MgCl2型，地层水总矿化度为19 077.0mg／L。

1.2 实验仪器和方法

1.2.1 瓜胶压裂液流变性 将瓜尔胶与交联剂FYC－160及其一定浓度添加剂混合后，其中交联比即瓜尔胶与交联剂的质量比为100∶0.7，形成瓜胶压裂液体系（GRJ－11）pH 为9.5～10；恒温116℃下，利用RS600型哈克流变仪测定在剪切速率范围为0.01～1 000s－1下黏度随剪切速率变化的流变曲线。

1.2.2 瓜胶压裂液耐温及抗剪切能力评价 首先将GRJ－11体系加入流变仪的样品杯中，根据标准SY／T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》，开始试验并升高温度，其升温的速率为（3±0.2）℃／min，在升温的过程中，一直不停的对GRJ－11体系进行剪切，研究其耐温能力，通过分析剪切过程中的温度、GRJ－11体系的黏度等参数的变化，进而探索GRJ－11体系的抗剪切等性能。

同时，为了进一步研究GRJ－11体系的耐温特性，将GRJ－11体系升至不同的温度，恒温稳定30 min后，恒定剪切速率为170s－1条件下，测定其黏度随温度的变化曲线。

1.2.3 压裂液微观结构观测 利用扫描电子显微镜（JMS－6380LV，日本电子），用微量注射器取交联前后的GRJ－11体系，采用液氮冷冻的方式，真空放置2d后，观测其结构。

2 结果与讨论

2.1 GRJ－11压裂液体系微观结构研究

图1为压裂液体系交联前后的电镜照片。

图1 压裂液体系GRJ－11交联前后SEMFig.1 The photograph of GRJ－11 before and after crosslinking

从图1中可以看到，对于没有交联的瓜胶体系，溶液中并未观察到网络结构的存在，而图1（b）中形成的已交联的GRJ－11压裂液体系，可以明显的看到交联的网络结构，这种网络结构的形成能够增加压裂液体系的黏度，对于提高GRJ－11体系的携砂作用是十分有益的。

2.2 GRJ－11压裂液体系流变性研究

图2为压裂液体系的流变曲线，可以看到此压裂液体系具有明显的剪切变稀行为，为了更好的研究压裂液的流变特性，对此体系的本构方程进行了研究，通过对比不同本构方程的拟合结果，发现利用Carreau数学模型进行拟合后的相关系数最大，Carreau模型的表达式见公式1。

图2 压裂液体系GRJ－11的流变曲线Fig.2 The rheology curve of GRJ－11 system

图2中实线即为利用Carreau模型拟合后的曲线，其相关系数R2为0.987，模拟值和实验值吻合良好。式中η为剪切黏度，mPa·s；η0为零剪切黏度，mPa·s；η∞为极限剪切黏度，mPa·s；n为幂率指数；λ为时间常数；γ为剪切速率，s－1。零剪切黏度和极限剪切黏度是定值，与剪切速率无关，压裂液体系黏度介于二者之间，即η0＞η＞η∞，零剪切黏度是指，溶液在临界剪切速率之前是牛顿流体，其黏度是一定值，很小的剪切力无法超越分子链与链之间形成的稳定的结构强度，结构依然保持稳定。此体系的零剪切黏度为13 763mPa·s，零剪切黏度的大小与压裂液体系形成的凝胶结构强度有关。

2.3 温度对压裂液体系剪切黏度的影响

图3为压裂液体系黏度随时间的变化曲线。由图3可见，随着时间延长，压裂液体系的黏度逐渐降低，最后趋于稳定；在温度达到116℃时，170s－1的剪切速率下，连续剪切40min后，压裂液体系的黏度仍然稳定在90mPa·s左右，满足标准SY／T 6376—2008中指出压裂液通用技术条件大于50 mPa·s的指标［9］，说明该体系在116℃下具有良好的耐温能力，适用于高温低渗油藏。且抗剪切性较好，说明流变稳定性好，能够满足携砂要求，可满足现场压裂施工造缝和携砂的要求。

图3 压裂液体系GRJ－11耐温耐剪切曲线Fig.3 Heat resistance and shear resistance curve of GRJ－11 system

图4为不加任何高温稳定剂的压裂液体系在170s－1时，不同温度下测得的黏度，可以看到，在温度低于120℃时，体系的黏度随温度的变化很小，均高于90Pa·s，但进一步提高温度，体系的黏度急剧降低，说明此瓜胶压裂液体系在温度高于120℃时，内部的三维网络结构发生了破坏，导致体系的黏度降低，因此为了满足不同油藏条件的需要，对于温度较高的油藏，为了进一步增强压裂液体系的耐温性，提高其黏度稳定性，应在压裂液研发的过程中，考虑加入高温稳定剂，从而获得高温甚至超高温压裂液体系。

3 压裂液体系现场试验及应用

滨661块位于山东省滨州市境内，构造位于东营凹陷西北边缘，滨南－利津断裂带西段，北依滨县凸起，东南临利津洼陷。沙四计算地质储量64.27×104t，属于中深、中产能、中丰度油藏。砂岩中等分选性；中等磨圆度；颗粒支撑方式，线－点接触关系，孔隙胶结类型。沙四段地层主要为一套灰色、褐灰色泥岩油页岩与粉砂岩，下部为紫红色泥岩与粉砂岩互层。其储层分布范围广，但横向变化大。储层岩性为粉砂岩。滨661井沙四段岩心分析孔隙度平均值为18.3%，渗透率平均值为6.7×10－3μm2。

图4 压裂液的耐温性能曲线Fig.4 The heat resistance curve of GRJ－11 system

3.1 综合效果分析

使用此瓜胶压裂液体系在滨661块沙四段进行了压裂措施，共施工12口井，成功率100%，取得了较好的效果。统计了12口压裂投产井，如图5所示为各井初期稳定产能对比，可以看到，压裂初期日产液4.59～15.63t，平均日产液8.99t，初期日产油2.6～9.2t，平均日产油5.53t，初期含水率8.23%～60.41%，平均含水率39.74%。

图5 B661各井初期稳定产能对比Fig.5 The comparison chart of the early stability capacity for each well of B661

3.2 单井实例分析

以滨661－斜2井为例，压裂层位沙四段2 669.5～2 684m，3层6.1m，设计使用压裂液210m3，加砂24.9m3，如图6所示为滨661－斜2井的压裂施工曲线，可以看到，现场施工时间47min，排量4.34 m3／min，共 使 用 压 裂 液 229.6m3，最 高 砂 比52.79%，累计加砂25.9m3，地层破裂压力62.3 MPa，停泵压力26.1MPa，压裂施工过程中各项施工参数与设计泵注程序基本符合。压裂后关井稳压6h，3mm油嘴放喷，油压9.2MPa，3d内累计外排149m3压裂液，返排率65%，初期稳定日产液9.8 m3，日产油8t，含水率19%。实践证明，瓜胶压裂液体系完全能满足滨661块沙四段的压裂施工要求。

图6 滨661－斜2井压裂施工曲线Fig.6 Fracturing operation curve of Bin661－X2 well

4 结论

（1）滨661块沙四段整体压裂用瓜胶压裂液具有三维交联网络结构，导致其具有良好的增黏能力和抗剪切性，在170s－1、剪切60min后其黏度仍保持在90mPa·s左右，可满足现场压裂施工造缝和携砂的要求；且流动曲线符合Carreau数学模型，拟合后的实验值与理论值吻合。

（2）对于连续升温至116℃，剪切40min后压裂液体系的黏度仍稳定在90mPa·s左右，具有良好的耐温能力和抗剪切性；但温度高于120℃后，内部的三维网络结构被破坏，体系黏度急剧降低，但温度为140℃时，体系黏度仍能达到50mPa·s，说明此压裂液体系可以用于高温低渗油藏。

（3）通过在滨661块沙四段整体压裂12口井的效果分析证实，此瓜胶压裂液可以用于压裂措施，施工工艺成功率100%；压裂初期日产液4.59～15.63t，平均日产液8.99t，初期日产油2.6～9.2 t，平均日产油5.53t，初期含水率8.23%～60.41%，平均含水率39.74%，此瓜胶压裂液能够满足地层压裂的要求。

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