大牛地致密气藏超低浓度瓜胶压裂液体系的开发与评价

2019-08-30邱小庆方彦明刘学伟

钻采工艺 2019年4期

李雷，邱小庆，方彦明，刘学伟, 赵静

(1中石化华北油气分公司石油工程技术研究院 2大连知微生物科技有限公司 3中国石油大港油田公司石油工程研究院)

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，属于低孔致密气藏，储层非均质性强，物性条件差，厚度小[1-2]。目前提高大牛地气田单井产量的主要工艺技术是压裂改造[3]。常规压裂液体系相对来说稠化剂和破胶剂使用浓度大，破胶后残渣质量大，经济优势不显著而且极易对地层造成堵塞伤害[4]。为了满足大牛地气田的经济高效开发，需要一种超低浓度瓜胶压裂液体系，降低羟丙基瓜胶的使用浓度，降低破胶后的残渣量，提高裂缝导流能力，提高压裂措施的投入产出比[5]。

结合理论基础和现场经验，实验室成功研制出一种超低浓度瓜胶压裂体系，能够降低稠化剂羟丙基瓜胶浓度到0.25%～0.30%，具有良好的耐温耐剪切性能，高砂比条件下携砂能力稳定，破胶剂用量和破胶残渣量小等优势性能，可延迟交联，适合于大牛地低孔致密气藏经济有效开发的需要[6-7]。

一、实验部分

1. 实验仪器与试剂

1.1 实验仪器

HTP313电子天平：精度0.001g；D90-300大功率搅拌机；OFITE900型数字式自动黏度计；HAAKE RheoStress 6000流变仪；KRUSS 100表/界面张力仪；HC-3018高速离心机；GGS42-2A高温高压滤失仪；BSM 200.4电子天平，精度0.001 g；恒温水浴锅、搅拌棒、烧杯、量筒、移液管等。

1.2 实验试剂

稠化剂羟丙基瓜胶HPG，山东信得；超强延迟交联剂SITAR-11，大连奥普森；黏土稳定剂KCl，中农；环保杀菌剂FHS18，新乡华林；起泡剂YFP-1，东营施普瑞；Na2CO3，内蒙古乌海；高效助排剂ZITHE-34，大连奥普森；20/40目陶粒支撑剂，山西富森；压裂破胶酶FANTA-06，大连奥普森。

超低浓度瓜胶压裂液体系：0.25%～0.30%HPG+1.00% KCl+0.20% ZITHE-34+0.50% YFP-1+0.05% FHS18+0.20% Na2CO3。按照质量百分数准确取各组分，搅拌状态下，于水中依次加入稠化剂、黏土稳定剂、杀菌剂，搅拌10 min后，依次加入助排剂、起泡剂、pH调节剂，混匀后再搅拌5 min，静置溶胀。加入压裂用超强延迟交联剂，交联比100 ∶0.3。

2. 实验方法

2.1 交联时间测定

针对超低渗气藏压裂的要求，设计羟丙基瓜胶浓度为0.25%、0.27%和0.30%，交联比为100 ∶0.3，测定按SY/T 5107-2005 《水基压裂液性能评价方法》中6.4的规定执行。

2.2 流变性能测定

流变仪样品杯中加满压裂液，对样品加热，同时转子以剪切速率170 s-1转动，控制升温速度(3.0℃±0.2℃)/min至90℃±0.3℃，并且在试验过程中保持温度为90℃。在试验进行过程中，分别进行两次变剪切试验。变剪切包括从基本剪切速率170 s-1阶梯降低和升高的循环过程。

2.3 静态悬砂能力测定

配制好一定浓度的超低浓度压裂液100 mL，随后倒入38%砂比20/40目的陶粒，充分搅拌，使陶粒均匀分布在冻胶压裂液中，保持在90℃静置15 min，观察陶粒在压裂液冻胶中的沉降情况。

2.4 破胶性能测定

按照SY/T 5107-2005中5.3.1的规定制备交联冻胶。取冻胶100 mL，装入广口瓶中，放入90℃恒温水浴锅中恒温。当破胶时间达8 h，取破胶液上层清液，用品氏黏度计测定30℃时破胶液黏度，以破胶液黏度表征破胶能力。

二、结果与讨论

1. 延迟交联能力

压裂施工过程中，如果压裂液与交联剂混合后瞬间形成冻胶，则会使压裂液在井筒的摩阻升高，受到高速剪切而变稀，降低携砂和造缝能力[8-9]；如果压裂液与交联剂混合后交联较慢，到地层中仍未有效交联，也会造成压裂液脱砂，造成砂堵事故。因此只有压裂液交联时间保持在一定的范围内，才能保证压裂液的最佳性能和施工顺利[10]。对于一般水平井大规模水力压裂来说，交联时间应为液体在井筒中滞留时间的1/2～3/4。

当羟丙基瓜胶浓度为0.25%、0.27%和0.30%时，对应的交联时间分别为42.66 s、40.85 s和35.28 s，具有一定的延迟交联效果[11-12]。这是因为超强延迟交联剂的颗粒尺寸大，溶液中羟丙基瓜胶浓度低，二者交联的空间距离更远，反应速度更慢；同时超强延迟交联剂在与羟丙基瓜胶形成冻胶的过程中，有机配体的屏蔽作用和与羟基的竞争作用，可以使压裂液体系具有延迟交联的效果[13-14]。因此超低浓度瓜胶压裂液体系可以在一定程度上降低压裂液在井筒的摩阻，减少压裂设备的工作负荷，有利于压裂施工的顺利开展[15]。

2.良好流变性能

流变测试是评价压裂液体系耐温耐剪切能力的主要实验，可以准确、直观地反映压裂液在地层温度和高速剪切作用下黏度稳定性，可以为携砂和造缝提供依据，也可以推测其摩阻性能，是衡量压裂液性能优劣的关键参数[16]。尤其是超深低孔致密气井，储层温度高，高剪切和长时间施工，要求压裂液保持足够的黏度[17-18]。0.25%(图1)、0.27%和0.30%羟丙基瓜胶浓度条件下的流变性能。

图1 冻胶流变性能测试(0.25%HPG)

由图1可以看出，170 s-1剪切速率下，当羟丙基瓜胶浓度为0.25%时，随着剪切和温度的升高，前20 min冻胶黏度由初始的较高水平迅速降低。这是由于在剪切前期，压裂液体系中的一些交联分子链断裂导致物理结构被破坏，此为不可逆过程。随着温度和剪切力固定，压裂液的黏度也逐渐稳定并保持在一定的范围，随着时间的延长变化幅度很小[19]。0.25%～0.30%羟丙基瓜胶浓度在90℃，170 s-1速率下连续剪切120 min，最终黏度为109～142 mPa·s，远远高于行业标准，最终剪切黏度与羟丙基瓜胶用量成正比。压裂施工中，液体在刚刚进入裂缝时，由于地层温度高，液体的温度也随之升高；随着施工的进行，大量低温流体进入地层中，导致地层温度逐渐降低，后进入的流体温度变化幅度小，流变性能更加稳定。

3.稳定静态悬砂能力

悬砂能力是指压裂液对支撑剂(陶粒或石英砂)的携带悬浮能力。压裂液的携砂能力不仅决定了压裂施工能否顺利进行，不造成砂堵事故，而且影响支撑剂能够顺利到达裂缝并保留在指定位置以及在裂缝中的分布，这在一定程度上都影响裂缝的导流能力和增产改造效果[20-21]。考察0.25%、0.27%和0.30%羟丙基瓜胶浓度条件下压裂液的静态悬砂能力。当羟丙基瓜胶浓度为0.25%、0.27%和0.30%时，砂比38%，90℃下静置15 min，沉降速度慢、悬砂性能稳定、支撑效果好。这一方面是由于超低浓度瓜胶压裂液体系的黏度大，悬砂能力强；另一方面压裂液体系内部分子间相互缠绕形成三维网络结构，可以将支撑剂均匀的包裹在压裂液分子内部，大大减缓沉降速度[22-23]。超低浓度瓜胶压裂液体系对支撑剂有较强携带能力，可以使其在井筒和裂缝中有效运移到指定位置并均匀分布，提高裂缝导流能力，增加水力压裂增产措施的有效性。

4.可控破胶性能

对于低孔致密气藏，如果将高黏度的压裂液体系滞留在裂缝中，会降低裂缝的导流能力和气体的渗透性，从而影响压裂的效果[24]。在压裂过程中要加入破胶剂，保证施工液体在经过一段时间后可以迅速破胶水化，从井底通过裂缝和井筒排出地面[25]。因此压裂液体系的破胶性能及破胶液黏度是影响压裂液返排效率和储层伤害程度的重要因素。

考察0.25%、0.27%和0.30%羟丙基瓜胶浓度条件下的破胶能力，当羟丙基瓜胶浓度为0.25%、0.27%和0.30%时，破胶剂APS加量100～300 ppm，生物酶破胶剂TANTA-06加量10～20 ppm时，压裂液冻胶可以实现120～240 min内的可控破胶，破胶液澄清透明，可见极少量残渣，破胶液黏度在2.5 mPa·s左右，破胶液残渣量小于200 mg/L。这是由于化学破胶剂APS在90℃高温条件下快速释放出活性基团，实现氧化破胶，但是由于其加量有限，破胶速度与加量成正比，所以能够保证破胶液仍具有一定的黏度，而生物酶破胶剂具有缓慢破胶的特性，在90℃条件下对已经部分破胶的冻胶逐渐水化，保证了压裂液体系的携砂造缝能力，又可以在规定时间内彻底破胶[26]。同时生物酶破胶剂FANTA-06是多糖聚合物糖苷键特异性水解酶，具有极强的降低破胶残渣的能力[27]。因此超低浓度瓜胶压裂液体系较常规压裂液相比破胶时间可控，残渣量小，更易返排，大大减小对储层的伤害。