低伤害压裂液性能研究及在鄂尔多斯盆地致密砂岩气水平井压裂中的应用

熊俊杰，李 春，张 亮，安 琦，杨生文，李昀昀，王世华

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

鄂尔多斯盆地某区块致密砂岩气藏为低孔、低渗、低压、低温气藏类型，一般需要实施增产措施才能获得工业气流。压裂是实现其高效开发的最主要技术手段。

某水平井压裂目的层太2段以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，平均孔隙度为8.65%，平均渗透率为0.651 mD，储层压力系数0.9～1.0，温度55℃左右，该类储层存在压裂液破胶难度大、压后返排困难，压裂液对地层伤害大等问题[1-6]。

针对该井储层情况，优选了低伤害胍胶压裂液体系。该体系具有易破胶，易返排、对地层伤害小等优点。通过使用该压裂液，结合连续混配装置，快速、高效地完成了一层7段压裂施工。该井总用液量2 137.32 m3，加砂量174.35 m3。施工过程中，压裂液性能良好，压后1 h返排，破胶情况良好。压后增产效果显著，取得了良好的压裂效果。

1 压裂液体系配方及性能评价

1.1 压裂液体系配方

配方：0.25%～0.3%胍胶+0.005%杀菌剂+0.2%黏土稳定剂+0.1%助排剂+0.15%碱+0.1%～0.12%交联剂+0.02%低温激活剂+0.012%～0.02%氧化破胶剂+0.05%生物酶破胶剂。

1.2 压裂液性能评价

1.2.1 评价方法 参考SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》对压裂液体系进行评价。

1.2.2 评价结果

（1）压裂液耐剪切性能：评价了配方在55℃下的耐剪切性能（见图1）。

图1 55℃下压裂液耐剪切性能

由图1可知，在55℃，170 s-1下，连续剪切2 h，黏度为100 mPa·s以上，说明压裂液具有良好的耐剪切性能，满足压裂施工要求。

（2）压裂液破胶性能：常用的破胶剂有过硫酸铵、过硫酸钾等过硫酸盐。在温度较低时，过硫酸盐分解速度较慢，降低了压裂液的破胶速率，需要加入低温激活剂或生物酶加速压裂液破胶[7-9]。

本配方在压裂液中添加了低温激活剂及生物酶破胶剂，提高了压裂液在低温下破胶性能。压裂液中分别添加不同浓度破胶剂后的破胶性能实验结果（见图2）。

由图2可知，在破胶剂浓度分别为0.012%、0.014%、0.016%、0.018%、0.02%时，压裂液分别在 10 h、6.5 h、4 h、3.5 h、2 h 内实现破胶，破胶液黏度小于 5 mPa·s。

（3）压裂液对岩心基质渗透率损害率：低伤害压裂液使用的胍胶浓度为0.25%～0.3%，胍胶浓度越低，对地层伤害越小[10，11]。为了评价压裂液对岩心基质渗透率的伤害性能，选取储层岩心进行实验。实验结果（见表1）。

图2 55℃不同破胶剂浓度破胶性能

表1 压裂液对岩心基质渗透率损害率

由表1看出，低浓度胍胶压裂液体系对储层三块岩心的岩心基质渗透率损害率为10.40%～17.51%，平均为13.34%，远低于水基压裂液对储层岩心基质渗透率损害率小于30%的通用技术要求，说明其具有低伤害的特点。

2 连续混配装置配液及压裂液性能检测

2.1 连续混配装置配液

该井共配制压裂液2 350 m3，完全使用连续混配装置进行配制。配液排量2.5 m3/min～3.5 m3/min，各添加剂排量按设计要求使用液添泵加入。为了评价连续混配装置配制压裂液性能，配液过程中，在连续混配装置出口进行取样，并放置一定时间，检测压裂液性能（见表2）。

表2 连续混配装置出口压裂液性能检测

从表2看出，连续混配装置出口基液黏度为39 mPa·s，放置一定时间，基液黏度保持不变，即连续混配装置出口黏度为最终黏度，说明连续混配装置满足压裂液连续混配施工要求。

2.2 压裂液性能检测

配液过程中，每间隔10 min检测储罐压裂液性能（见表3）。

表3 各储罐压裂液性能检测

从表3看出，各储罐基液黏度为36 mPa·s～39 mPa·s，pH为7，交联性能良好，满足现场施工要求。

3 现场应用情况

本井7段压裂施工总用液量2 137.32 m3，加砂量174.35 m3。施工过程中，压裂液性能良好，施工压力稳定。压后1 h放喷返排，破胶剂黏度小于5 mPa·s，压裂液破胶良好，返排液无砂，返排良好。

4 连续混配压裂施工

一般而言，为应对处理压裂过程中出现的异常情况，压裂液准备液量要比设计液量多10%～20%，这样易造成压裂液的浪费。为了节约压裂液用量，避免资源浪费，同时提高压裂效率，本井采用连续混配压裂施工技术，边配液边施工。按传统配液方式压裂施工，压裂液准备液量比设计液量多20%计算，以本井第7段为例，比较了两种不同配液方式的配液量及配液时间（见表 4）。

由表4可知，使用连续混配压裂施工方法节约压裂液40 m3，压裂液节约率13.0%；节约配液时间62 min，时间节约率50.4%。有效的避免了压裂液的浪费及提高了压裂效率。

表4 不同压裂配液方式下的配液情况

5 压裂效果

该井压前不产气，预测压后无阻流量15×104m3/d，压后实测无阻流量13.6×104m3/d，压裂增产效果明显，达到预期增产目标。

6 结论

（1）室内研究表明，该压裂液体系各项性能良好，对储层岩心基质渗透率损害率为13.34%，远低于水基压裂液对储层岩心基质渗透率损害率小于30%的通用技术要求，说明压裂液具有低伤害的特点。

（2）针对储层温度低情况，通过优选低温激活剂和生物酶破胶剂，提高了压裂液破胶性能，实现了压后1 h快速放喷，返排效果良好。

（3）该压裂液通过采用连续混配压裂施工方式，实现即配即用，有效避免了压裂液的浪费，提高了压裂液效率。