滑溜水有了新搭档

2016-11-12编译王苏涵魏亚蒙

石油知识 2016年5期

编译 | 王苏涵魏亚蒙

滑溜水有了新搭档

编译 | 王苏涵魏亚蒙

过去，压裂支撑剂输送能力的提升主要集中在如何稠化压裂液体系。但如今的致密储油层普遍使用无粘性的滑溜水进行压裂，虽然具有一定的优势，但也存在一些挑战，包括支撑剂的输送能力比较差、支撑剂容易发生沉积出现沙丘、支撑剂分布效果不好等。为改善滑溜水体系中支撑剂的输送能力，Trican公司开始考虑携砂液之外的其他研究方向，并将注意力转移到了支撑剂上。

MVP Frac可将普通支撑剂带向更远的位置

对于致密油气地层来说，压裂作业普遍选用低粘度的水基压裂液和支撑剂的混合物，高速率地泵送至地下。这种滑溜水压裂方案的效果较好，但也存在一些弊端。低黏度的压裂液会导致支撑剂输送能力变差，增加了支撑剂发生沉积和沙丘现象，同时支撑剂在裂缝中的分布情况也不理想。

MVP Frac是一款使用方便的压裂添加剂，它能够显著改善普通支撑剂的输送情况，在不增加流体黏度的情况下增大支撑剂的浮力。向支撑剂加入MVP Frac时，向滑溜水加入5%～20%的氮气来改善传统滑溜水的性能，从而减小该种增产流体应用的局限性。

加入MVP Frac后，支撑剂上的亲气层可吸附流体中的气相。这使得每一粒支撑剂在油层中能够运移得更高、更深，支撑更多的生产层裂缝。在压裂液中添加少量氮气是改善支撑剂输送能力的最有效方法之一，可使气体环绕于支撑剂周围。加入MVP Frac之后，支撑剂的沉降量更少、分布更为广泛，同时，也可保持滑溜水体系的更多优点，从而增加油井的产能和经济效益。

利用滑溜水改善生产层中支撑剂的分布效果

左图为常规的滑溜水体系中压裂砂（40/70目，含量为300kg/m3（2.5ppg））沉降情况；右图为MVP Frac滑溜水体系中压裂砂（40/70目，含量为300kg/m3（2.5ppg））沉降情况。

60年来，油气研究专家一直专注于通过增稠压裂液来提高对支撑剂的输送能力。随着滑溜水的频繁使用，加之如今致密储层开采进展如火如荼，确实到了重新审视一下这个课题的时候了。MVP Frac优化了常用的支撑剂性能，使之能够吸附流体中的氮气，附着在支撑剂上的薄层氮气增加了支撑剂的浮力，使之能够在裂缝网络中进行有效的分布，增大了生产层中的波及范围，提高了油气产量。可以说，它是一种颠覆常规压裂思维的创新型技术。

MVP Frac十大优点

（1）可使压裂砂分布在更高、更深的储层中，增加有效产层的覆盖面积；

（2）可使支撑剂在裂缝上进行有效分布，增加支撑剂填充层的导流能力和作用范围；

（3）增加了地层的渗透率和裂缝的导流能力；

（4）无需添加胶体或聚合物，可以维持滑溜水的黏度；

（5）由于增加液体了的携砂量，从而减少了压裂用水的体积；

（6）若使用多层压裂套管可有效减少脱砂，从而减少了连续油管的清洗次数和运营成本；

（7）现场证实MVP Frac可显著增加油气产量；

（8）MVP Frac可与常用支撑剂、水源和压裂添加剂配伍；

（9）MVP Frac有利于输送支撑剂，无需使用凝胶液进行驱替；

（1 0）MVP Frac的适用范围广泛。

案例分析

在某些储层，滑溜水压裂液更受青睐，主要是因为它们能够在对支撑剂填充层破坏程度最小的前提下形成导流能力强的裂缝。滑溜水压裂作业需要高速泵送低粘度的水基压裂液与支撑剂的混合物。虽然滑溜水压裂体系有诸多优势，但也加重了支撑剂的沉降问题，且需要大量的水源。作业者一直期望能够最大程度的降低压裂用水量以及水平井多级压裂的成本。

MVP Frac压裂液体系可起到悬浮压裂砂的作用，使其流态化，并将其输送到地层更深处，改善其在裂缝内的分布情况，减少砂砾沉积和沙丘的出现，完全不需要向压裂液中添加凝胶（破坏支撑剂填充层）。MVP Frac不仅优化了压裂进程，降低压裂用水量，而且还减少了输送、储存和加热的需求。

根据使用MVP Frac的作业者提供的数据显示，使用MVP Frac使砂砾填充频率、压裂机组停机时间和连续油管的清洗需求都有所下降，大大降低了作业者实施压裂的作业成本和操作风险。另外，实践证明，未采用MVP Frac的井平均完井时间为1.95天，采用MVP的井平均完井时间为1.19天，油井的平均完井时间明显缩短，每口井可为运营商节约至少25000美元的压裂成本，同时，第三方的成本也明显降低。

项目地点：加拿大的Cardium储层

试验油井数量：16口井未采用MVP方法，27口采用MVP方法