致密油层体积压裂滑溜水体系研究及在昌吉油田的应用

2015-07-02陈效领李帅帅

石油地质与工程 2015年5期

关键词：降阻剂增效剂昌吉

陈效领，李帅帅，刘勇

(中国石油西部钻探有限公司井下作业公司，新疆克拉玛依 834000)

致密油层体积压裂滑溜水体系研究及在昌吉油田的应用

陈效领，李帅帅，刘勇

(中国石油西部钻探有限公司井下作业公司，新疆克拉玛依 834000)

针对昌吉油田致密油水平体积压裂要求，研制出新型耐温耐盐降阻剂WH24及具有助排、破乳、黏土防膨和杀菌作用为一体的多功能增效剂。通过室内实验对滑溜水体系进行评价，直管降阻实验结果显示质量分数0.06%～0.1%降阻剂的滑溜水降阻效果明显。大排量连续混配滑溜水体系在昌吉油田致密油层3口水平井共计55层的压裂施工成功率 100 %，滑溜水施工排量11 m3/min，降阻率相比清水可降低80%。该滑溜水体系出色的降阻效果为昌吉油田致密油层的体积压裂成功实施奠定了基础，同时也节约了成本，减少了环境污染。

昌吉油田；致密油；体积压裂；滑溜水；降阻剂

准葛尔盆地昌吉油田吉174井区芦草沟组目的层为致密低渗的泥质粉砂岩储层，岩石脆性中等，需要对储层进行压裂改造才能生产。根据吉174井部分岩心分析结果得出储层黏土矿物总含量不高，水敏性不强，有利于大液量施工和缝网形成；该井部分层段裂缝发育。对于致密储层，天然裂缝发育的储层形成复杂缝网的可能性更大。因此可以采用复合压裂方式，在前置液前期实用滑溜水造复杂裂缝，后期加入交联冻胶造主裂缝。

1 致密油层体积压裂滑溜水体系研究

在致密油层的开发中，大排量、大液量体积压裂是关键技术，其中滑溜水降阻性能的好坏关系着体积压裂的效果。根据体积压裂工艺要求和昌吉油田致密油储层特点，滑溜水主要由降阻剂、多功能增效剂构成。

1.1 降阻剂WH24的研究[1-2]

在压裂施工过程中，压裂液由井口到目的层因动能传递的速度差异而产生摩阻变化。昌吉油田致密油水平井斜深超过5 000 m，由管柱摩阻计算软件可以算出，11 m3/min排量在4.5″套管内清水摩阻超过100 MPa。因此需要选择降阻率高的降阻剂来保证压裂施工的安全进行。聚丙烯酰胺类降阻剂具有降阻性能高、使用浓度低、经济等优点，因此国外页岩体积压裂中降阻剂主要使用乳液聚丙烯酰胺。从摩阻产生的原因确定新型降阻剂的研究思路：①缩小压裂液因动能产生的速度差异；②通过轴承原理来降低接触面积；③使接触面变性。根据降阻的思路确定出通过线型高弹性分子与纳米微球结合来设计降阻剂分子架构，最终研制出降阻性能优异的聚丙烯酰胺类降阻剂WH24。通过大量室内实验得出质量分数0.06%～0.1%的WH24加量在黏度和降阻性能上能达到致密油层体积压裂施工的要求。

1.2 多功能增效剂的研制

昌吉油田二叠系芦草沟组致密油层属于中质、较高凝固点的高含蜡原油，原油易发生乳化现象。储层黏土矿物含量低，储层敏感性弱。因此滑溜水体系需要添加破乳剂、助排剂、杀菌剂和黏土防膨剂。由于液添加剂较多，现场连续配液设备无足够液添泵来满足各种添加剂的现场加入，因此通过配伍实验研制了多功能增效剂，该增效剂为浅黄色均一液体，pH值为6～7，多功能增效剂质量分数0.6 %～1.0%时可以同时满足破乳、助排、黏土防膨、杀菌标准要求，能够达到现场应用标准。

1.3 破胶剂的选择

虽然降阻剂WH24用量较少，但WH24分子若留在储层，会对储层有一定伤害。为减少滑溜水对储层的伤害，尽量使其返排，需要对滑溜水进行彻底破胶。昌吉油田致密油压裂井目的层温度为86℃，常规的氧化破胶剂在此温度下活性高，冻胶极易破胶，影响压裂施工。因此通过室内实验优选了胶囊破胶剂KJWP，其原理就是在常规过硫酸盐颗粒表面包裹一层特殊的高分子材料，使其在施工过程不释放出破胶活性物质，而是在压后裂缝闭合后释放出大量破胶剂，使压裂液彻底破胶。模拟压裂施工过程中温度场的变化，室内在不同温度下进行破胶实验，确定出0.02%～0.03%质量分数的胶囊破胶剂加量既能保证延迟破胶，又能达到冻胶破胶彻底的效果，可以保证压裂施工的安全进行。

1.4 滑溜水的性能评价[3]

室内对不同浓度WH24的黏度进行了评价，由图1可以看出，降阻剂WH24在水中溶胀极快，在连续混配车出口就能基本溶胀完全。

图1 不同浓度WH24黏度随时间变化对比

降阻剂在加入湍流流体后，能起到流量增加和摩阻降低的效果，当输出压力恒定时，降阻效果表现为流量的增加，当流量一定时表现为摩阻压降的降低，对于一个特定的压裂管柱，当其管径、长度等基本参数以及输送的流体确定后，同一流速下摩阻的大小与摩阻压降有直接关系，降阻率可以用管道两端摩阻压降降低的百分率来表示：

式中：ΔP0——未注入降阻剂时管段的摩阻压降，MPa；ΔPDR——注入降阻剂后相同流量下管段的摩阻压降，MPa；DR——降阻率，%。

室内对加量为0.06%WH24的滑溜水进行降阻率测试，实验温度为30 ℃，管道直径为10 mm、长度为2.5 m的直管，测试结果见表1。

由表1可以看出，质量分数为0.06%WH24的滑溜水降阻效果明显，随着流量的升高，滑溜水的降阻效果越明显。

由于聚合物在高温下存在一定的降解现象，因此室内对不同温度下质量分数为0.06%WH24的滑溜水进行降阻率测试，结果见图2。由图2可以看出，不同温度下滑溜水的降阻率变化不大，说明该滑溜水体系耐温能力较强。

表1 不同流量下滑溜水降阻率测试结果

图2 不同温度下滑溜水的降阻率

由于现场配液的水大多都是地下水，不同地区地下水的矿化度不一样，因此室内对不同矿化度下质量分数为0.06%WH24的滑溜水进行降阻率测试，结果见图3。矿化度越高，现场连续混配的滑溜水的出口溶胀率越低，稠化剂完全溶胀所需的时间相应更长；完全溶胀后测试不同矿化度配制的滑溜水的降阻率可以发现，随着矿化度增加，滑溜水的降阻率略有下降，但基本都维持在60%以上。

图3 不同矿化度对降阻率及稠化剂溶胀率的影响

室内对滑溜水进行完全破胶，对破胶液进行测定，结果见表2。由表2可以看出，该压裂液体系各项性能均能满足行业标准要求。

2 现场应用

2014年7月到9月，用连续混配压裂液进行了昌吉油田致密油层3口水平井共计55层的压裂施工，施工成功率 100 %。3口水平井的压裂目的层深度为3 458～5 325 m，井温86 ℃，储层平均孔隙度10.99%，平均渗透率0.012×10-3μm2。现场滑溜水配方为：0.06%～0.1%WH24+0.6 %～1.0% 多功能增效剂+0.02%KJWP。现场连续配制滑溜水25 377 m3，施工中滑溜水最大排量11.6 m3/min，出口黏度合格率100%。

表2 滑溜水破胶液性能测试结果

由图4可以看出，前期应用滑溜水施工时，排量为11.1 m3/min时，压力63 MPa；虚线右侧胍胶压裂液排量为11.1 m3/min时，压力68.7MPa；胍胶压裂液排量为8 m3/min时，压力61 MPa，因此滑溜水降阻效果明显。由曲线可以看出该层停泵压力为45.7 MPa，可以算出11.1 m3/min排量下滑溜水的摩阻为17.3 MPa，胍胶压裂液摩阻为23 MPa。根据管柱摩阻计算软件可以算出，11.1 m3/min排量下，在4.5寸套管内清水在该层的摩阻为83.42 MPa，因此可以算出滑溜水的降阻率为79.26%，胍胶压裂液降阻率为72.4%。因此，出色的降阻效果保证了致密油层体积压裂的顺利进行。