页岩气藏“工厂化”作业压裂液技术研究——以CNH3井组“工厂化”作业为例①

刘友权陈鹏飞吴文刚张倩张亚东谢冰龙顺敏

1.中国石油西南油气田公司天然气研究院 2.重庆科技学院

页岩气藏“工厂化”作业压裂液技术研究
——以CNH3井组“工厂化”作业为例①

刘友权1陈鹏飞1吴文刚1张倩1张亚东1谢冰2龙顺敏1

1.中国石油西南油气田公司天然气研究院 2.重庆科技学院

摘要“工厂化”作业是页岩气藏效益开发的必然要求，针对“工厂化”作业的要求，形成了可满足“工厂化”作业的滑溜水配方。采用低相对分子质量、低黏乳液降阻剂，降阻率73%～78%，溶解时间小于30 s，满足高排量、连续混配要求；采用高效杀菌剂，对硫酸盐还原菌杀菌率达100%，有效地降低了细菌对储层和生产设备的伤害，返排液经简单沉降后可重复使用。CNH3井组“工厂化”作业现场试验表明，滑溜水降阻率76.2%～78.7%，返排率12.16%～14.30%，累计增加井口测试产量20.95×104m3/d。

关键词页岩工厂化滑溜水井组体积压裂

Technology research of the fracturing fluid for shale gas reservoir as “factory” fracturing:An example of the CNH3 well group “factory” fracturing

1CNH3井组概况

CNH3井组水平段以石英矿物、黏土矿物及碳酸盐岩为主，岩石脆性指数较高，约55~70；黏土类矿物含量平均为37.2%。根据该区域邻井施工情况，结合“大液量、大排量、低砂比、段塞式滑溜水注入”体积压裂理念，宜采用低黏滑溜水体系进行体积压裂。

CNH3井组共有3口水平井，其施工段主要参数如表1所示。

表1 CNH3井组施工段主要参数Table1 MainparametersofthefracturingsectioninCNH3wellgroup井号施工层位改造长度/m拟分段数CNH3-1龙马溪组1100.012CNH3-2龙马溪组1099.812CNH3-3龙马溪组1103.08

2滑溜水配方设计及主要性能评价

2.1滑溜水配方设计

CNH3井组压裂作业是页岩气藏第一次“工厂化”作业，设计滑溜水规模65 000 m3，施工规模大，排量高。要求滑溜水降阻性能好，满足高排量要求；添加剂溶解时间短，黏度低，易泵注，满足连续混配要求；返排液经简单沉降、处理后可重复利用，回收利用操作简单，满足页岩气藏低成本开发要求。

针对CNH3井组储层特征和压裂工艺，形成了可满足“工厂化”作业的滑溜水配方：①采用线性聚丙酰胺作为降阻剂，其黏均相对分子质量160万，黏度100～150 mPa·s，降阻率73%～78%，溶解时间小于30 s，满足高排量、连续混配要求；②采用高效杀菌剂，对硫酸盐还原菌杀菌率100%，有效降低细菌对储层和生产设备的伤害；③滑溜水具有较好的耐盐性能，可用于TDS为10万的水质中，返排液经简单沉降处理后，可重复使用；④滑溜水配方组成如下：0.05%~0.1%(w)降阻剂CT1-20D+0.1%~0.2%(w)助排剂CT5-13+0.01%~0.05%(w)杀菌剂CT10-4。

2.2滑溜水性能评价

2.2.1水质分析

现场水源水质对滑溜水配方、降阻性能有重要影响。因此，对CNH3井组附近水源水质进行了分析。

表2 CNH3井组附近水源水质分析Table2 WaterqualityanalysisofCNH3wellgroup项目河水宁201-H1井水H3井组水pH值7.87.87.9ρ(Ca2+)/(mg·L-1)4017.512.1ρ(Mg2+)/(mg·L-1)4.84.253.6ρ(Cl-)/(mg·L-1)7.121.37.1SRB值/(104个·mL-1)0.1266TGB值/(104个·mL-1)0.0256013外观清澈透明清澈透明清澈透明

从表2可知，CNH3井组附近水源Ca2+、Mg2+及Cl-浓度较小，但水中含有硫酸盐还原菌(SRB)、腐生菌(TGB)，配方设计时要考虑去除细菌。

2.2.2降阻剂黏度、溶解时间

降阻剂黏度、溶解时间直接影响滑溜水“工厂化”作业效果。降阻剂黏度大，流动性差，现场作业设备抽吸困难；降阻剂溶解时间过长，压裂作业降阻性能差。

用六速旋转黏度计对降阻剂表观黏度进行了测定(见图1)，乳液降阻剂黏度100~150 mPa·s，流动性好。利用管路摩阻仪对降阻剂的溶解时间进行了评价(见图2)。结果表明，降阻剂的溶解时间小于30 s，可以实现连续混配。

2.2.3滑溜水降阻性能

采用现场水源对滑溜水降阻性能进行了评价，如图3所示。

从图3可知，当降阻剂CT1-20D质量分数为0.03%时，滑溜水最高降阻率63.75%，且随着剪切时间的延长，降阻率缓慢降低，剪切5 min后，降阻率仅为51%；当质量分数分别为0.05%和0.07%时，降阻率分别为77.7%和77.9%，剪切5 min后，降阻率基本不变。可见，滑溜水降阻剂质量分数宜选择大于0.05%。

2.2.4滑溜水杀菌性能

水源中含有硫酸盐还原菌等细菌，当滑溜水注入地层后，易生成H2S，H2S与储层中亚铁离子结合形成硫化亚铁沉淀，堵塞储层。同时，生成的H2S对生产管柱、设备也有影响。

表3 滑溜水杀菌性能评价Table3 Bactericidalperformanceevaluationofslickwater配方对腐生菌杀菌率/%对硫酸盐还原菌杀菌率/%0.06%(w)CT1-20D+0.2%(w)CT5-13+0.01%(w)CT10-410099.990.06%(w)CT1-20D+0.2%(w)CT5-13+0.05%(w)CT10-410099.99

从表3可知，滑溜水对腐生菌、硫酸盐还原菌的杀菌率分别为100%、99.99%，杀菌效果较好。

2.2.5滑溜水返排性能

滑溜水返排性能不仅能表征滑溜水注入地层后的返排能力，还能表征滑溜水与储层的配伍性能。采用现场水源、压裂井组岩心对滑溜水返排性能进行了评价。取CNH3井组岩心制成0.212～0.425 mm岩心粉末，将准备的岩心粉末与压裂支撑剂按质量比1∶1混合均匀，在中压层析柱中装满已混合好的岩心粉末与压裂支撑剂混合物，然后用滑溜水饱和混合物，再开启氮气模拟现场返排驱替过程，记录排出的滑溜水质量，计算滑溜水返排率[1]。

图4表明，随返排时间延长,滑溜水返排率升高，返排率为54.51%，返排性能、与储层的配伍性能好。

3现场作业

根据井场布置，制定了滑溜水连续混配流程及返排液重复利用流程[2]，如图5和图6所示。

滑溜水连续混配实现了所有添加剂实时、高效、自动控制。利用混砂车比例泵自动抽吸所有添加剂，作业人员在仪表车上指挥、监控添加剂的比例。

页岩气井返排液重复利用核心在于现场易操作、处理成本低。根据井场实际情况，制定了返排液重复利用流程，返排液从井口返排出来进入污水池沉淀，除去机械杂质。抽取污水池上层清液通过过滤设备，过滤后存储于蓄水池。同时，取样分析水质，水质分析满足要求后进行重复利用[3-4]。利用该流程，在CNH3井组累计重复利用返排液1 300 m3。

在室内对处理后的返排液降阻性能进行了评价，如图7所示。结果表明，处理后的返排液的降阻性能与新配制的滑溜水性能相当。现场作业压力监控也表明两者降阻性能一致，如图8所示。

4作业后评价

压裂作业后，对压裂中使用的滑溜水的降阻性能进行了评价，见表4。

表4 压裂作业降阻性能Table4 Frictionreducingperformanceoffracturingoperation井号排量/(m3·min-1)降阻率/%测试产量/(104m3·d-1)返排率/%CNH3-19.5~10.278.77.6811.48CNH3-29.3~11.576.27.7212.16CNH3-310.77.95.5514.30

从表4可知，压裂作业中，CNH3-1施工排量9.5～10.2 m3/min，平均降阻率78.7%；CNH3-2施工排量9.3～11.5 m3/min，平均降阻率76.2%；CNH3-3施工排量10 m3/min，平均降阻率77.9%。

截至2014年5月27日，CNH3-1返排率为11.48%，测试产量7.68×104m3/d；CNH3-2返排率为12.16%，测试产量7.772×104m3/d；CNH3-3返排率为14.30%，测试产量5.55×104m3/d。这说明，压裂改造后取得了较好的效果。

5结论与建议

(1) 页岩气藏“工厂化”作业，滑溜水可连续混配、可重复利用，且现场易操作，成本低。根据“工厂化”作业对滑溜水的要求，研发的滑溜水性能如下：降阻率>70%，降阻剂溶解时间<30 s、流动性好，杀菌率100%，滑溜水返排率≥35%。

(2) CNH3井组“工厂化”压裂现场施工中，降阻率为76.2%～78.7%， 平均返排率为12.16%～20.09%，累计增加井口测试产量20.95×104m3/d。取得了较好效果，可以满足“工厂化”作业要求。

(3) 随着页岩气藏大规模开发，返排液重复利用率、重复利用次数增加，返排液矿化度也随之增大，建议进一步研究适用于高矿化度水质条件下的滑溜水体系，满足页岩气开发的需要。

参 考 文 献

[1] 陈鹏飞, 刘友权, 邓素芬， 等. 页岩气体积压裂滑溜水的研究及应用[J]. 石油与天然气化工, 2013, 42(3): 270-273.

[2] 刘友权, 陈鹏飞, 吴文刚， 等. 加砂压裂用滑溜水返排液重复利用技术[J]. 石油与天然气化工, 2013, 42(5): 493-496.

[3] HOUSTON N . Fracture-Stimulation in the marcellus shale!alessons learned in fluid selection and execution [C]// SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, West Virginia, USA: SPE , 2009.

[4] FREDD C N, OLSEN T N. Polymer-free fracturing fluid exhibits improved cleanup for unconventional natural gas well applications [C]// SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, West Virginia, USA: SPE , 2004.

Liu Youquan1，Chen Pengfei1，Wu Wengang1，Zhang Qian1，

Zhang Yadong1， Xiebing2， Long Shunmin1

(1.ResearchInstituteofNaturalGasTechnology,PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany，Chengdu610213,China； 2.ChongqingUniversityofScienceandTechnology,Chongqing401331,China)

Abstract:“Factory” fracturing is the necessary requirement of benefit development in shale gas reservoir, according to the “factory” fracturing requirement, forming a slick water formulation which could meet the request of “factory” fracturing: low molecular weight, low viscosity emulsion friction reducing agent, friction reducing rate is 73%-78%, the dissolution time is less than 30 s, it could meet the high displacement, continuous mixing requirement; and using efficient bactericide, bactericidal rate of sulphate reducing bacteria is 100%, it could effectively reduce the damage to reservoir and production equipment; flowback fluid can be used repeatedly after simple treatment. CNH3 well group field test showed that the friction reduction rate is from 76.2% to 78.7% of slick water; the flowback rate is from 12.16% to 14.30%, the cumulative test production reached 20.95× 104m3/d.

Key words:shale， factory， slick water， well group， volume fracturing

收稿日期：2014-11-26；编辑：冯学军

中图分类号：TE357.2

文献标志码：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2015.04.014

作者简介:刘友权(1973-),男,2007年毕业于西南石油大学,硕士研究生,高级工程师。现任职于中国石油西南油气田公司天然气研究院,主要从事压裂酸化技术研究方面工作。

基金项目:①国家重点基础研究发展计划(973计划)“南方海相典型区块页岩气开发理论与技术”(2013CB228006)。