低浓度瓜胶压裂液体系评价及在大牛地气田的应用

2018-08-18徐兵威

石油地质与工程 2018年4期

徐兵威

徐兵威1，2

（1．中国石化华北油气分公司，河南郑州 450006；2．西南石油大学，四川成都 610500）

水力压裂是大牛地气田低孔低渗储层开发的有效手段，压裂液是压裂工艺技术的重要组成部分，而目前0.45%HPG压裂液残渣含量较高（300~700 mg/L），对储层基质和人工裂缝伤害大。通过室内实验评价，优选有机硼交联剂HB-JLJ、高效助排剂HB-ZPJ以及生物酶破胶剂HB-PJJ，并结合常规黏土稳定剂、杀菌剂和起泡剂等添加剂，形成一套适合90℃储层温度条件的低浓度瓜胶压裂液体系。该压裂液体系具有良好的交联、携砂和流变性能，破胶液残渣含量为173~202 mg/L，表面张力为22.2~22.6 mN/m，较现用0.45%HPG压裂液对岩心伤害率降低19.96%。0.30%HPG压裂液体系在D井现场应用各项性能良好，增产效果显著。

大牛地气田；低浓度瓜胶压裂液；性能评价

目前，国外压裂液体系向地层伤害小、环境友好型的方向发展，同时不断提高其耐温抗剪切抗盐性能，已形成适用于各种地层和环境的压裂液体系，并得到了广泛应用[1–10]。国内各油气田低伤害压裂液体系研究和应用主要集中在黏弹性表面活性剂压裂液[11]、合成聚合物压裂液[12]和低浓度瓜胶压裂液三个方面，其中低浓度瓜胶压裂液在长庆、青海、西北、西南、延长等砂岩油气藏[13–17]以及煤层气储层中均取得了较好的压裂效果和经济效益[18]。

1 低浓度瓜胶压裂液优化研究

1.1 研究背景

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，属于大型致密低渗透岩性气藏，纵向上发育多套气层。经过多年的勘探开发，累计提交探明储量4 545×108m3，截至2016年底累计动用储量3 520×108m3，动用程度达77.4%。剩余未动用储量主要分布在盒1、山1和太2气层，整体表现为气层厚度变薄、储层物性变差、分布区域零散的特征。以盒1层为例，未动用储量分散在大牛地气田8个开发区内，气层厚度为3.8 ~4.3 m，孔隙度7.5%~7.7%，渗透率（0.35 ~0.36）×10–3μm2。与气田开发初期相比，储层品味逐渐变差，未动用储量的开发难度日益增加。

目前，大牛地气田压裂改造主要采用0.45%HPG（压裂液体系）。室内实验测试结果表明，现用0.45%HPG压裂液在不同破胶剂加量下，破胶液残渣含量为422~551 mg/L。研究表明[19]，储层渗透率越低，破胶液残渣对储层基质的伤害越大，所以，对于孔渗性更为致密的剩余储量区而言，开展低浓度瓜胶压裂液体系的研究迫在眉睫。

1.2 低浓度瓜胶压裂液体系研究

1.2.1 交联剂优选

针对大牛地气田剩余储量区块储层特征，低浓度瓜胶压裂液体系的研究不仅要求压裂液具有良好携砂、耐温和抗剪切性能，还需具有低残渣低伤害、低表界面张力、易返排等性能[20]。

随着压裂液体系中羟丙基瓜胶浓度降低，溶液中聚合物所提供的顺式邻位羟基交联基团也越少，空间间距越大，交联性能也越差。斯伦贝谢Valerie Lafitte和贝克休斯公司Magnus Legemah以及张文胜[21]等人研究发现，增大有机硼交联剂尺度和增加交联剂分子的交联位点，能够大幅度提高交联效率和交联强度，在较低的交联基团溶液中形成稳固的网状结构。

通过对15种不同交联剂进行室内交联综合性能评价[20]，优选出改性有机硼交联剂HB–JLJ。该交联剂通过有机配位体与硼原子的配位作用，使在溶液中颗粒粒径较小的B(OH)4–离子体积大幅度增加，形成半径为微米级的有机硼络合物，并与羟基基团发生交联作用，形成高强度的化学键，从而提高交联密度、交联强度。

1.2.2 助排剂优选

室内压汞实验表明，大牛地气田盒1层基质喉道半径主要为0.01~1.0 μm，压裂过程中压裂液滤液进入孔喉后，受毛细管阻力的影响，容易对地层孔隙喉道造成水锁伤害。研究表明，对于高渗透率储层，气井中水锁解除的速度较快；但对于低渗透储层而言，毛管压力随着孔喉尺寸变小而增大[24]，使得压后排液阻力增加而影响试气效果。在压裂液中加入助排剂来改善压裂液的表面性质，能够有效降低气/液表面张力，降低压裂液滤液的毛细管阻力，提高压后压裂液的返排效率，减轻水锁效应。

室内分别测试评价了23种助排剂的溶解性能、表界面张力、润湿性[20]、环境适应性及其与压裂液的配伍性等，优选出压裂液高效助排剂HB–ZPJ。该助排剂不仅可以大幅度降低压裂液的表界面张力（按照SY/T5370–1999方法测试：HB–ZPJ表面张力22.40 mN/m，界面张力0.91 mN/m），而且具有良好的水溶性、环境适应性和压裂液配伍性，在20 ℃~115 ℃、pH值7~12、矿化度不大于10×104mg/L的条件下具有良好的表界面性能。

1.2.3 破胶剂优选

瓜胶及其衍生物类稠化剂都是由半乳糖与甘露糖组成的多聚糖，聚合形成冻胶后常用的破胶剂主要有氧化破胶剂、胶囊破胶剂和酶破胶剂，其中以过硫酸铵为代表的氧化破胶剂应用最为广泛，胶囊和氧化破胶剂成本偏高，而酶破胶剂是具有破胶时间可控、环境友好、无污染等特点。李静武等对生物酶破胶剂研究表明，生物酶破胶后压裂液对岩心伤害率明显低于化学破胶剂；而王满学等研究发现，生物酶破胶剂与APS复合作用对羟丙基瓜胶压裂液破胶和降解作用更彻底。

通过实验评价8种破胶剂对压裂液的破胶时间、破胶液黏度和残渣含量[20]，优选出生物酶HB-PJJ为压裂液破胶剂，该破胶剂能够高效分解压裂液植物胶（瓜胶、田菁胶、魔芋胶及其衍生物等）结构中的β-1,4-糖苷键，将聚合物降解为非还原性的单糖和二糖，解决传统的瓜胶压裂液体系破胶不彻底的问题。但是通过分析温度对HB–PJJ活性的影响发现，当温度升高到90 ℃~120 ℃后，HB–PJJ活性呈逐渐降低趋势，需要与APS复配使用。HB–PJJ与APS复配后对压裂液破胶和降解作用更优，能够实现破胶时间可控、破胶后低残渣的目的。

1.3 低浓度瓜胶压裂液体系基本配方

针对大牛地气田盒1层低孔低渗储层特征，优选出的强交联剂HB–JLJ、高效助排剂HB–ZPJ和生物酶破胶剂HB–PJJ，结合常规黏土稳定剂、杀菌剂、起泡剂和pH调节剂等添加剂，通过交叉实验优化出适应于90 ℃（盒1层温度90 ℃）温度条件下的低浓度瓜胶压裂液配方。

基液配方：0.3%HPG＋0.05％杀菌剂＋1%KCl＋0.5%起泡剂+0.2%HB-ZPJ＋0.12%碳酸钠。

交联剂体系：HB–JLJ，交联比100：0.2~0.3（交联时间可调整交联比微调）。

破胶剂体系：HB–PJJ，10~20 mg/L；APS，10~20 mg/L（复配体系，破胶时间可调整破胶体系微调）。

2 低浓度瓜胶压裂液综合性能评价

按照《SY/T5107–2005水基压裂液性能评价方法》和《SY/T6376–2008压裂液通用技术条件》等相关标准规范，实验系统评价了0.30%HPG压裂液体系综合性能。

2.1 交联携砂性能

2.1.1 交联性能

0.30%HPG基液平均黏度为24.3 mPa·s，按照100∶0.3交联比加入HB–JLJ，交联时间为42~51 s；按照100∶0.2交联比加入HB–JLJ，交联时间为60~102 s；现场施工过程中可根据施工要求通过调整交联比控制交联时间。基液交联后冻胶黏度在210 mPa·s左右，韧性好、可挑挂。

另外，利用扫描电镜分别观察0.45%HPG常规硼交联冻胶和0.30%HPG改性有机硼交联冻胶，0.45%HPG冻胶交联结构较密集，但内部瓜胶分子基本无致密的三维交叉网状结构，且交联缠结点少，大部分为较规则的片状分子链聚集体，根据电镜图比例可计算出该聚集体的大小为0.4~0.6 μm。而0.30%HPG交联冻胶内部瓜胶分子相互交叠形成较为致密的三维交叉网状结构，交联结构更加复杂，冻胶交联缠结点更多，平均单个交联分子的大小为1.5~1.8 μm。由此推断，0.30%HPG交联压裂液较0.45%常规硼交联压裂液具有更为优良的携砂和耐温抗剪切性能。

2.1.2 携砂性能

分别配制0.30%和0.45%的瓜胶基液，并加入砂比为35%（模拟实际施工砂比）的20/40目陶粒（密度1.65 g/cm3），并分别按照最优交联比加入改性有机硼HB–JLJ和常规硼交联剂制成携砂冻胶，置于90 ℃（模拟盒1层地层温度环境）恒温水浴中，分别观察不同压裂液体系的静态悬砂情况。

0.45%HPG交联压裂液从3 min开始出现支撑剂分层沉降现象，8 min后1/3支撑剂沉降，15 min后支撑剂全部沉降。而0.30%HPG交联压裂液从4 min开始沉降，15 min后2/5支撑剂沉降，全部支撑剂沉降所需时间约25 min。同等实验条件下，0.30%HPG压裂液较0.45%HPG压裂液具有更优良的携砂性能，能够满足现场高砂比施工要求。

2.2 流变性能

压裂液在施工过程中，同时受到机械剪切作用降解和温度热降解双重作用。采用HAAKE MARSⅢ–J流变仪测试0.30%HPG压裂液体系的流变性能（图1）。由图1可以看出，0.30%HPG压裂液体系在100:0.3交联比条件下，在90 ℃、170 s-1、连续剪切120 min后，黏度不小于140 mPa·s。可见，0.30%HPG压裂液体系具有良好的耐温抗剪切性能，能够满足现场施工要求。

图1 0.30%HPG压裂液流变曲线（交联比：100∶0.3）

2.3 静态滤失性能

滤失性能是关系压裂液效率的关键指标，间接影响人工裂缝的动态几何尺寸，甚至可以决定施工的成功与否。采用GGS42–2A高温高压滤失仪，在90 ℃、3.5 MPa压差条件下，测定0.30%HPG压裂液静态滤失参数（图2）。在90 ℃条件下，0.30%HPG压裂液初滤失量为0.72×10-3m3/m2，滤失速度为2.33×10-4m/min，滤失系数为1.40×10-3m/min1/2。

由实验结果可以看出，0.30%HPG压裂液由于无法形成有效的滤饼，导致其滤失系数相对较大。施工过程中可以添加降滤失剂或者伴注液氮工艺等降低压裂液的滤失速率。液氮伴注不仅能够实现降滤失的作用，而且可以提高压后破胶液的返排速率，降低储层伤害。

图2 0.30%HPG压裂液静态滤失性能

2.4 破胶液性能

90 ℃条件下，0.30%HPG冻胶（HB-JLJ交联比100：0.3）在生物酶HB–PJJ（10 mg/L）和过氧化物APS（20 mg/L）共同作用下，120 min后彻底破胶水化，破胶液黏度小于5 mPa·s。压裂液破胶时间主要受破胶剂加量的影响，对于水平井分段压裂而言，可以通过调整各段破胶剂加量，控制各段压裂液的破胶时间，实现同步破胶、同步返排的目的。

实验结果表明，0.30%HPG压裂液破胶残渣含量为173~202 mg/L，表面张力为22.2~22.6 mN/m，界面张力小于1 mN/m。低残渣可以显著降低压裂液对储层基质以及支撑裂缝的伤害，而低表界面张力能够有效提高压裂液的返排效率。

2.5 岩心伤害评价

现场选取同井段岩心2块，分别测试其在束缚水饱和度下渗透率和不同压裂液伤害后渗透率，评价不同压裂液对岩心的伤害率。

实验表明，0.30%HPG压裂液滤液对岩心伤害率为23.78%，较0.45%HPG压裂液伤害率降低19.96%。若同时考虑压裂液滤饼伤害（0.30%HPG压裂液无法形成滤饼），分析认为，0.30%HPG压裂液对储层基质和支撑裂缝的综合伤害率远远低于0.45%HPG压裂液的综合伤害率。

3 现场应用

D井为大牛地气田下石盒子组盒1层一口开发水平井，采用三级井身结构完井，完钻井深3 565.0 m（垂深2 364.4 m），水平段长1 000 .0 m，砂岩段长1 000.0 m，具有全烃显示的砂岩段长320.0 m，水平段加权全烃净增值8.9%。根据水平井测录井解释和随钻伽马成果以及地震反演剖面综合分析，对D井实施九段压裂改造，并开展0.30%HPG压裂液现场试验。

D井施工排量4.5~4.7 m3/min，施工压力32.9~39.6 MPa，最高砂比35%，平均砂比21.1%，施工过程中压力平稳，压裂液交联、携砂及其他各项性能指标良好。D井压后放喷4 d即见气，平均日产气3.95×104m3，无阻流量10.84×104m3。与同区盒1层直井（共8口,平均无阻流量0.65×104m3）和同区地质显示相当的水平井（共20口，平均无阻流量7.17×104m3）相比，增产效果显著。