JS油田生物酶低温破胶研究

2017-10-10殷玉平包敏新王进涛李太伟

石油化工应用 2017年9期

关键词：胶剂破胶胶液

殷玉平，包敏新，王进涛，李太伟

（中国石化江苏油田分公司工程院，江苏扬州 225009）

JS油田生物酶低温破胶研究

殷玉平，包敏新，王进涛，李太伟

（中国石化江苏油田分公司工程院，江苏扬州 225009）

本文研究了低温条件下生物酶破胶剂的适应性和破胶性能及生物酶和过硫酸铵破胶后粒径分布、导流能力差异。认识到低温储层条件下生物酶破胶的效果优于过硫酸铵破胶效果，在JS油田现场用生物酶进行破胶，压后2 h内顺利破胶，压裂返排液黏度小于5MPa·s。

生物酶；适应性；粒径分布；导流能力

压裂工艺是低渗特低渗储层的主要改造手段，压裂液是压裂工艺中关键的技术，是压裂改造是否成功的重要保障，最理想的压裂液是实现支撑剂到达地层后能够完全从地层中返排至地面，滞留在地层裂缝中支撑剂间不留任何杂质，使得地层中流体实现无阻条件下流入井筒。

WZ油田储层埋藏在1000m～1500m，油层温度低，压裂施工中采取的压裂液体系主要为羟丙基胍胶和硼交联液，破胶剂为胶囊化的氧化型的过硫酸铵，在实际使用过程中一些低温储层的油井压裂施工后破胶不彻底情况，影响油井正常生产和压裂效果。为此引进了低温生物酶作为破胶剂，改善压裂液破胶效果[1-4]。

1 生物破胶酶适应性研究

由于生物破胶酶使用过程中要面临油藏复杂的物理化学条件，同时其破胶活性还会受到压裂液体系中其他助剂的影响。因此，本研究中考察了各种物理化学因素（温度、pH、地层离子和化学助剂等）对生物破胶酶酶活力的影响。

1.1 温度和pH因素对酶活力保持率的影响

研究温度和pH因素对生物酶酶活力保持情况影响，酶活力保持率（见图1），实验结果表明：生物破胶酶在中低温条件下有良好的热稳定性，在低于50℃的环境中温浴6 h后，其酶活力保持率能达到85%以上，而超过50℃后，酶活力保持率随温度升高开始下降，70℃时，温浴后的酶活力仅为初始值的35%；生物破胶酶在非极端pH环境中（pH 5.0～9.0）能较好的维持其活性，而超出这一pH值范围后，酶活力保持率会迅速下降。

图1 温度和pH对酶活力保持率的影响

1.2 地层离子和化学助剂对酶活力保持率的影响

本文还对地层离子和化学助剂对生物酶酶活力保持情况影响进行了研究（见表1），实验结果表明：地层水中的主要无机离子对破胶酶酶活力无明显影响；而压裂体系中的常规助剂对酶活力的保持有一定影响，本实验中，生物破胶酶在含有EDTA、杀菌剂和交联剂的溶液中温浴6 h后，酶活力的保持率分别为81%，76%和94%。现场的压裂液体系非常复杂，因此，在实际应用中，有必要对各种助剂组分对生物酶活性的影响进行预实验。

表1 地层离子和化学助剂对酶活力保持率的影响

图2生物酶对压裂液黏度影响

2 生物酶破胶性能研究

针对中低温储层的特点，本文实验中所使用的压裂液配方为0.45%改性胍胶，0.15%交联剂，0.3%黏土稳定剂，0.05%杀菌剂，pH 8.5，生物破胶酶的添加浓度为1mg/L～3mg/L。本文研究了50℃下的破胶效果，压裂液的降黏效果（见图2），反应3 h后，破胶后的胶液黏度下降至10MPa·s以下，而在破胶反应30min～60min时，压裂液尚保持较高的黏度，维持了较好的携砂能力，满足WZ低温油藏压裂施工的要求。

3 破胶液伤害性能研究

3.1 破胶粒径分布研究

压裂液破胶效果主要体现在压裂破胶液粒度变化及压裂破胶液对支撑剂导流能力伤害率的影响。

研究对比了使用1mg/L低温生物酶与50mg/L～70mg/L硫酸铵破胶（APS）的破胶剂后破胶液在粒度分布上的差别[4-8]。50℃下，生物酶破胶后残渣粒径小，生物酶破胶1 μm粒径占13%，APS占7%～8%，生物酶破胶30 μm粒径以上小于2%，APS占4%～5%，生物酶破胶后粒径显著小于APS破胶后粒径，生物酶破胶降低了压裂液对储层和裂缝导流能力的伤害（见图 3、图 4）。

3.2 破胶液导流伤害研究

将生物酶和过硫酸铵破胶后的破胶液通入装有0.425mm～0.85mm的支撑剂，测试破胶液对支撑裂缝导流能力的伤害，过硫酸铵破胶液通入量达到5 PV后支撑剂导流能力伤害率为90%，但是生物酶破胶液的导流伤害率为80%左右（见图5），比较看生物酶的破胶效果好于过硫酸铵的效果[8-10]。

对比压裂液返排对两种类型的破胶剂破胶的效果好坏，返排9 PV后发现，返排对通过过硫酸铵破胶液后支撑剂裂缝没有恢复作用，但是使生物酶破胶液后支撑剂裂缝导流能力提高了20%（见图6），分析原因主要是由于生物酶破胶后粒径小于过硫酸铵的破胶液粒径。

通过以上实验说明，生物酶破胶效果好于过硫酸铵破胶效果。

4 现场应用

W2-30井压裂井段1530.0 m～1536.4 m，预测地层温度为60℃，常规破胶工艺难有效破胶，采用生物酶进行破胶，为了加深对地层温度变化及施工过程中井底压力变化的了解，该井下入了井下压力计，测试整个作业过程中压力及温度的变化情况便于分析压裂施工过程。

图3 50℃时生物酶破胶液粒径分布

图4 APS破胶液粒径分布

图5 破胶液对支撑剂导流能力伤害

图6 返排对支撑剂导流能力的恢复

根据压后井下压力计数据回放分析，在整个压力施工过程中井底温度初期快速下降，施工结束后关井至放喷的2 h内温度由30℃逐步回升至49℃，远小于氧化型破胶剂的合适工作温度，这是以前低温井不能彻底破胶的主要原因，根据前文的研究可知在30℃～50℃范围是生物酶破胶剂活力最佳的阶段，现场返排液测试结果返排液的黏度都小于5MPa·s，说明采取生物酶破胶使得压裂液在低温条件下能够有效破胶（见图7）。

随后在 W2-28、W2-30井、W5-19、W5-30等 4口浅井压裂施工过程中加入生物酶进行破胶（见表2），施工中压裂液携砂性能稳定，均按设计要求完成加砂量，压后施工2 h后立即进行放喷，并每间隔半小时进行压裂返排液的取样，对返排样分析发现压裂液破胶彻底，返排液黏度均小于5MPa·s（见表2），同时压后没有出现油井冲砂施工困难的问题，目前W2-28井日产液 7.2 m3，日产油 2.3 m3；W2-30 井日产液 5.4 m3，日产油2.3 m3。