胍胶清洁压裂液在延长气田的应用

2018-02-01沈燕宾李俊华

石油化工应用 2018年1期

王佳，沈燕宾，谢元，李俊华

（1.陕西省石油化工研究设计院，陕西西安 710054；2.陕西省石油精细化学品重点实验室，陕西西安 710054）

延长气田属于典型低渗透储层，具有“低孔、低渗、低压”等特点。储层埋深2 200 m～4 000 m，温度在76℃～140℃，渗透率0.01 mD～3.16 mD，孔隙度0.71%～21.84%，含气饱和度4.37%～99.37%。现阶段延长油气田开发主要采用胍胶压裂液，在100℃～140℃的储层条件下，胍胶浓度通常为0.45%～0.55%。该浓度压裂液对裂缝导流能力的损害率较高，压裂过程中胍胶的残渣也对储层造成一定的伤害[1-5]。本文针对延长气田的储层特点，研发了一种胍胶清洁压裂液体系，在延长气田进行了现场实验，应用效果良好。

1 实验部分

羟丙基胍胶、胶囊破胶剂、硼砂、过硫酸铵、碳酸钠均为工业品，低用量胍胶多核交联剂HK-325、起泡助排剂HK-148、防膨稳定剂HK-948、杀菌剂HK311、专用螯合剂均为自制，配液用水为自来水。

TDL-40B离心机；GJ-3S数显高速搅拌机；FA 2004电子天平；101-2AB型电热鼓风干燥箱；品氏黏度计；ZNN-D6六速旋转黏度计；XZD-5旋转滴界面张力仪计；76-1恒温水浴；98-1-C型数字控温电热套。

2 胍胶清洁压裂液体系评价

2.1 压裂液体系配方

延长油气田储层非均质性强，高岭石和伊/蒙混层含量高，水敏性强，外来的液体很易造成伤害，因此需要添加各助剂改善对储层的伤害[6]。通过室内配方研究，形成了胍胶清洁压裂液体系配方，如下所示[7-11]：

基液：0.35%羟丙基瓜尔胶（一级）+0.5%起泡助排剂+0.1%杀菌剂+0.15%Na2CO3+0.80%防膨稳定剂+0.15%温度稳定剂+0.02%压裂专用螯合剂。

交联剂：50%低浓度胍胶交联剂。

交联比：基液∶50%低浓度胍胶交联剂=100∶0.3～0.6。

破胶剂：胶囊破胶剂+过硫酸铵。

2.2 交联性能

目前，延长气田现场大多采用的羟丙基胍胶浓度为0.45%～0.55%，其压裂携砂性能在现场有较好的效果，针对延长气井较深，实验采用胍胶浓度为0.35%进行研究，交联剂为低用量多核交联剂，与现场体系常规压裂液体系进行对比，数据（见表1）。

由表1可知，胍胶浓度为0.35%，低用量多核交联剂浓度为0.30%时，能达到现场的实施效果。

2.3 耐温性能

配制质量分数0.35%胍胶清洁压裂液，室内使用DHR-1流变仪进行耐温能力测试，结果（见图1）。

由图1可看出，压裂液黏度随温度的升高而下降，当温度升到140℃时，其黏度仍大于50 mPa·s。表明该压裂液体系具有良好的耐温性能。

表1 胍胶清洁压裂液体系与现场胍胶体系对比实验数据

图1 胍胶浓度为0.35%的黏温曲线

图2 130℃胍胶清洁压裂液耐温耐剪切性能

表2 破胶实验数据

2.4 流变性能

配制胍胶清洁压裂液（胍胶：0.35%），室内使用DHR-1流变仪在模拟储层温度（130℃）、170 s-1的剪切速率下测量压裂液的耐温耐剪切性能，结果（见图2）。

从图2可看出，低伤害胍胶清洁压裂液黏度在开始的30 min降低明显，在130℃、170 s-1时经过120 min后压裂液黏度保持在80 mPa·s以上，说明该压裂液体系耐温耐剪切性能强，能满足现场施工要求。

2.5 破胶性能

破胶性能是压裂液对储层造成伤害的重要因素，直接影响压裂液的压后返排。破胶剂用量过大可能导致压裂液提前破胶，携砂性能下降，导致支撑剂沉降在近井地带或井筒中[12，13]。胶囊破胶剂具有溶解释放过程，使得破胶剂得以延时。室内研究了破胶剂对体系的破胶效果影响，将胶囊破胶剂与过硫酸铵按4∶1复配，在冻胶中分别加入不同浓度的破胶剂，90℃恒温条件下做破胶实验，实验数据（见表2）。在实际施工中，根据地层温度、施工时间等参数，适当调节胶囊破胶剂和过硫酸铵的比例和用量，达到最佳的破胶效果。

2.6 残渣含量

图3 延1#井压裂施工曲线图

表3 返排及产气效果对比

残渣是导致支撑裂缝导流能力和地层孔隙损害的主要因素。其主要来源是稠化剂的水不溶物、破胶水化程度和其他添加剂的杂质。残渣含量越小，压裂液对地层损害越小[14-16]。根据行业标准对该压裂液体系进行残渣含量测定，结果显示胍胶浓度为0.35%的胍胶清洁压裂液破胶后的残渣含量仅为145 mg/L，已远远低于标准对于胍胶残渣的要求。在相同温度下，与常规胍胶压裂液体系相比，稠化剂的用量可降低30%以上，残渣含量降低30%以上，大幅度降低了对地层的二次伤害。因此该胍胶清洁压裂液是一种低残渣、低伤害的压裂液。