甘谷驿油田低浓度瓜尔胶压裂液体系应用

张建成，贺怀军，师晓伟

（延长油田股份有限公司甘谷驿采油厂，陕西延安716005）

甘谷驿油田低浓度瓜尔胶压裂液体系应用

张建成，贺怀军，师晓伟

（延长油田股份有限公司甘谷驿采油厂，陕西延安716005）

甘谷驿油田储层属于特低孔特低渗储层，油井投产及增产措施主要依靠压裂措施。压裂施工使用的压裂液体系以水基低温羟丙基瓜尔胶为主，占90%以上。近年来原油价格持续走低，降本增效成为各油田的主要任务，甘谷驿油田通过降低压裂液羟丙基瓜尔胶的加入浓度，在降低储层改造费用的同时，也降低了压裂液对储层的伤害，降低了水处理的难度。该体系将羟丙基瓜尔胶的使用浓度由0.35%降低到0.25%，保持压裂液的黏度大于140 mPa·s。2013年至2016年四年时间压裂措施共计1 600井次，施工压裂平稳，砂比40%～45%，均顺利完成施工，且增产效果较好。

水力压裂；压裂液；羟丙基瓜尔胶；低浓度

水力压裂措施是各国开发低渗透油藏的主要手段，以水基羟丙基瓜尔胶压裂液为主[1，2]。压裂由泵车产生水力使油层产生裂缝，并在随后的压裂液中混入支撑剂（如石英石、陶粒），带入到裂缝中，在泵车停止工作，压力下降时，永久停留在裂缝中，支持裂缝保存开启状态，使油流环境长期得以改善。当前水力压裂技术已经非常成熟，油井增产效果明显，早已成为人们首选的常用技术[3-5]。特别对于油流通道很小，也就是渗透率较低的油层增产效果特别突出。

压裂液是压裂中必不可少的工作液体，其主要作用是造缝和携砂。随着压裂技术的广泛应用，压裂液也得到迅速发展，目前主要的压裂液体系包括：水基压裂液（羟丙基瓜尔胶）、清洁压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液（CO2或N2）以及相应的交联剂、破胶剂和其他添加剂。由于水基液具有价廉、性能优良且易于控制等特点，已成为应用最为主要的压裂液。

水基压裂液的代表就是羟丙基瓜尔胶压裂液体系，体系中的羟丙基瓜尔胶起到稠化作用，其具有很强的亲水性，加入水中，羟丙基瓜尔胶的微粒将溶胀并与水化合，即瓜尔胶聚合物分子与许多水分子缔合，在溶液中展开并延伸，从而增加了溶液的黏度。甘谷驿油田使用的就是低温水基羟丙基瓜尔胶压裂液体系[6]。

1 油田概况

甘谷驿油田主力开发层位为长6油层，空气渗透率普遍小于0.81×10-3μm2，平均孔隙度8.16%，是典型的超低渗岩性油藏；孔隙喉道半径普遍小于0.75 μm，储层内呈油水混储状态。油层分布广泛、埋藏浅、原油性质好。平均温度27.8℃，地温梯度2.61℃/100m～3.10℃/100m，属常温系统。

长6油层原油黏度5.755 mPa·s（50℃），地面平均密度0.826 g/cm3，胶质含量33.5%，初馏点78.5℃，凝固点6℃，属于稀油、低凝固点油藏。

地层水矿化度为43 000 mg/L，地层水中的阳离子以Ca2+，K++Na+为主，其中Ca2+含量为9 100 mg/L，K++Na+平均含量为5 300 mg/L，阴离子以Cl-为主，含量为20 900 mg/L，属于氯化钙水型，总矿化度42 400 mg/L。

2 低浓度压裂液体系研究

由于压裂液体系的功能是造缝并沿张开的裂缝输送支撑剂，因此液体的黏性至关重要，成功的压裂作业要求液体在裂缝中必须具有较高黏度。目前压裂液的增黏手段一般都采用提高增稠剂（如羟丙基瓜尔胶）的方法，部分采用添加有机聚合物（如聚丙烯酰胺）的方法来提高压裂液黏度，但在实际使用过程中，存在以下缺点：

（1）水不溶物高：瓜尔胶破胶返排后，一部分水不溶物和残渣会在地层中残留，残留物会堵塞渗流通道，造成地层污染，降低压后产量；

（2）破胶不彻底：由于使用较高浓度的瓜尔胶，使得携砂液破胶速度降低，且破胶后黏度相对较高，影响地层流体的渗流；

（3）水处理难度大：无论压裂返排液与采出水混合处理，还是单独处理，压裂返排液中含有大量的有机物都会使水处理的难度增大，不仅增加了加药成本，而且水质还较难达标，影响生产；

（4）压裂液成本高：较高浓度的羟丙基瓜尔胶和额外添加的增黏剂，造成压裂液配制成本的增加。

2.1 低浓度压裂液配方

降低压裂液中羟丙基瓜尔胶的使用浓度，固然能减缓以上问题，但如何在保障压裂液的黏度、携砂性及稳定性的前提下，降低羟丙基瓜尔胶的用量，成为本研究的重点。

甘谷驿油田经过深入研究和反复的实验，最终形成了既不改变配液及施工流程，也不改变增黏剂及交联剂的低浓度压裂液配方。具体配方（见表1）。

表1 低浓度瓜尔胶压裂液体系加药种类及浓度

2.2 交联黏度、携砂性

实验数据显示0.25%浓度的羟丙基瓜尔胶压裂液体系相对0.35%浓度的压裂液体系的基液黏度低6 mPa·s，但交联后黏度基本持平，耐剪切性良好，携砂比同样可高达45%（见表2）。

表2 交联黏度及携砂性数据

2.3 破胶与残渣含量

实验环境温度保持28℃（和油田地层平均温度27.8℃保持相近），破胶时间2 h，与现场施工平均时间保持一致（见表3）。

表3 压裂液破胶性及残渣含量数据

实验数据显示0.25%浓度的羟丙基瓜尔胶压裂液体系最终破胶黏度为5 mPa·s，低于0.35%浓度的压裂液体系，且残渣含量也低，对地层伤害较小。

3 现场应用及效果

甘谷驿油田自2013年至2016年的四年时间里，利用0.25%的低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液体系，压裂油井1 600余井次，施工过程中排量2.0 m3/min～3.0 m3/min，压力平稳，携砂比40%～45%，施工顺利，且增产效果较好（见图1）。

图1 甘谷驿油田某油井压裂施工曲线

使用0.25%低浓度羟丙基瓜尔胶配制的压裂液可以有效减少压裂液中的残余物、提高破胶效果、减轻地层污染，从而提高压后产量。统计应用低浓度压裂液配方前后各两年的压裂增产数据，低浓度压裂液施工后的油井，平均单井压裂产量增加0.4吨/口（由49.1吨/口增加到49.5吨/口）。

低浓度压裂液在压裂施工上的应用，除降低压裂液配制费用、增加油井压裂产量外，还可有效降低返排液处理的难度，提高水处理合格率。甘谷驿油田初期对压裂返排液的处理是将其按比例混入采出水中处理，达到注入水水质标准后，作为注水水源使用。后期则是经过处理，作为压裂液再利用。无论哪种处理方式，返排液中羟丙基瓜尔胶的含量都是影响处理量及水质指标的重要因素，降低压裂液中瓜尔胶的浓度，可以有效降低水处理难度、提高水处理量及合格率。

4 结论

经以上实验数据和现场使用来看，0.25%浓度的羟丙基瓜尔胶压裂液体系，具有以下特点及优势：

（1）降低了压裂液体系中增稠剂羟丙基瓜尔胶的含量，降低压裂液配制成本费用；

（2）破胶相对更彻底，压裂后地层中残渣含量低，减缓地层污染程度，提高措施产量；

（3）返排液处理难度降低，无论是返排液混入采出水中混合处理，还是单独处理后进行再配液，较低浓度的羟丙基瓜尔胶压裂液都有利于提高处理效率；

（4）压裂施工平稳，现场压裂1 600余井次，基本没有产生因压裂液性能不足而造成的压裂事故。

［1］杜彪，孟银德，等.长庆气田超低浓度瓜尔胶压裂液体系开发及应用［R］.中国油田化学品，中国油田化学品开发应用研讨会，2012：13-17.

［2］谢元，催国涛，等.低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液体系研究［J］.石油化工应用，2016，35（7）：9-13.

［3］采油采气标准化技术委员会.SY/T 6376-2008压裂液通用技术条件［S］.中华人民共和国石油天然气行业标准，2008.

［4］采油采气标准化技术委员会.SY/T 5764-2007压裂用植物胶通用技术要求［S］.中华人民共和国石油天然气行业标准，2008.

［5］采油采气标准化技术委员会.SY/T 5107-2005水基压裂液性能评价［S］.中华人民共和国石油天然气行业标准，2008.

［6］程武刚.甘谷驿油田长6油层压裂工艺参数优化设计［D］.西安：西安石油大学，2013.

The application of low concentration guar gum fracturing fluid system in Ganguyi oilfield

ZHANG Jiancheng，HE Huaijun，SHI Xiaowei
（Yanchang Petroleum（Group）Co.，Ltd.，Yan'an Shanxi 716005，China）

The reservoir of Ganguyi oilfield belongs to low porosity and extra-low permeability reservoir,and the measures for production and stimulation of oil wells mainly depend on fracturing.Most of the fracturing fluid system are water-based and low temperature hydroxypropyl guar gum,and the proportion is more than 90%.In recent years,due to the prices of crude oil continue to decline,reducing costs and increasing efficiency have become the main tasks of the oilfields.By reducing the concentration of hydroxypropyl guar gum in fracturing fluid,Ganguyi oilfield not only reduces the cost of reservoir modification,but also reduces the damage of fracture fluid to reservoir and the difficulty of water treatment.The concentration of hydroxypropyl guar gum was reduced from 0.35%to 0.25%,and the viscosity of the fracturing fluid is more than 140 mPa·s.From 2013 to 2016,the fracturing measures are totaled 1 600 wells in four years,and the construction are stable.The sand ratio is about 40%～45%,and the effect is good.

hydraulic fracturing；fracturing fluid；hydroxypropyl guar gum；low concentration

TE357.12

A

1673-5285（2017）06-0090-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.019

2017-05-27

张建成（1984-），2007年毕业于长江大学应用化学专业，硕士，现在延长油田宝塔采油厂勘探开发研究所从事压裂液、水处理方面的研究工作，邮箱：346100644@qq.com。