新型低伤害清洁减阻水压裂液体系研究及应用

2020-01-09曹红燕段宝虹许鑫科

钻采工艺 2019年6期

吴琼, 曹红燕, 黄敏, 段宝虹, 许鑫科, 张亮

(1长江大学石油工程学院 2长庆油田分公司西安长庆化工集团有限公司渤海钻探工程有限公司井下技术服务分公司 4中国石油青海油田分公司 5中国石油青海油田采油五厂 6青海油田采油二厂)

随着全球常规能源开发难度的不断加大，人们对于页岩气、致密气以及煤层气等非常规能源的研究越来越多[1-3]。近年来，我国加强了对页岩气的勘探开发研究，页岩气储层属于典型的低孔、低渗储层，自然产能非常低，大多数页岩气井都需要采用水力压裂等措施来提高产量[4-6]。

与常规砂岩储层压裂改造不同，页岩气储层压裂改造的目的主要是通过压裂液进入储层来开启天然裂缝，在地层中形成高度沟通的裂缝网络，增大渗流面积[7-9]。所以页岩储层通常采用大排量的体积压裂方式，减阻水压裂液体系具有摩阻低、黏度低、对裂缝导流能力影响小等特点，能够满足体积压裂施工对大排量的要求，从而成为此类储层压裂施工的首选[10-15]。但其携砂能力较弱的特点限制了压裂施工的加砂量，为满足施工设计要求，通常需要加大压裂液的用量，这就造成了一定的资源浪费和环保问题。为此，笔者在调研分析了各类压裂液体系的优缺点和适应性的基础上[16-20]，针对传统减阻水压裂液携砂能力低的特点，研制了新型低伤害清洁减阻水压裂液体系，室内对压裂液体系的综合性能展开了评价，并在现场进行了试验。

通过大量室内实验，以新型聚合物类减阻剂GZJ-3为主要处理剂，构建了一套适合页岩储层体积压裂用的新型低伤害清洁减阻水压裂液体系，具体配方为：0.15%减阻剂GZJ-3+0.1%辅助增稠剂FZJ-11+0.2%表面活性剂BSJ-1+1%KCl。

一、压裂液体系性能评价

1. 抗温抗剪切性能

室内使用哈克RS-6000型流变仪对压裂液体系的抗温抗剪切性能进行了评价，实验温度为90℃，剪切速率为170 s-1，实验结果见图1。

由图1可以看出，新型低伤害清洁减阻水压裂液体系在90℃下剪切100 min后，黏度仍能保持在20 mPa·s左右，说明压裂液体系具有良好的抗温抗剪切能力。

图1 压裂液体系抗温抗剪切性能

2. 黏弹性能

压裂液体系的黏度并不能完全反映其携砂能力的强弱，还与其弹性结构有关，可以用弹性模量G′和黏性模量G″的大小来表征压裂液体系的黏弹性能。室内使用MARS可视流变仪测定新型低伤害清洁减阻水压裂液体系的黏弹性能，实验温度设定为25℃，震荡频率设定为0.1～100 rad/s，见图2。

图2 压裂液体系黏弹性能评价结果

由图2看出，在震荡频率为0.1～100 rad/s时，压裂液体系的弹性模量G′总是大于黏性模量G″。依据Hoffmann提出的判断黏弹性流体的标准[21]：在震荡频率为0.1～10 rad/s，如果G′>G″，并且G′>10-1Pa，即认为该溶液属于黏弹性流体。以上实验数据说明该新型低伤害清洁减阻水压裂液体系内部具有稳定的网状结构，分子间作用力较为均衡，弹性略大于黏性，属于黏弹性流体。

3. 携砂性能

室内参照标准SYT 5185-2008《砾石充填防砂水基携砂液性能评价方法》，采用静态落球沉降实验评价了新型低伤害清洁减阻水压裂液体系的携砂性能，并与常规减阻水压裂液体系进行对比。具体评价方法为：准确量取100 mL压裂液于100 mL的量筒中，分别在25℃、60℃和90℃下记录粒径为20～40目的陶粒沉降至量筒底部所需的时间，进而计算沉降速度。实验结果见表1。

由表1可以看出，在90℃下，陶粒在新型低伤害清洁减阻水压裂液体系中的沉降速度为0.478 mm/s，而在常规减阻水压裂液体系中的沉降速度为4.275 mm/s。这是由于清洁减阻水压裂液中加入了辅助增稠剂FZJ-11，使体系具有一定的黏弹性能，从而提高了携砂能力。

表1 压裂液体系的携砂性能

4. 摩阻性能

室内使用管路摩阻测试系统测定了新型低伤害清洁减阻水压裂液体系的摩阻性能，并与常规减阻水压裂液体系进行了对比。实验条件：管径10 mm，流量0.5～3.0 m3/h，温度25℃。减阻率对比实验结果见图3。

由图3可以看出，随着流量的不断增大，压裂液体系的减阻率逐渐增大，新型低伤害清洁减阻水压裂液体系的减阻率明显优于常规减阻水压裂液体系。当流量为3.0 m3/h时，清洁减阻水压裂液体系的减阻率能够达到66.7%，可以满足压裂现场施工对低摩阻的要求。

图3 摩阻性能评价结果

5. 防膨性能

室内参照标准SY/T 5971-2016 《油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》，使用膨润土评价了新型低伤害清洁减阻水压裂液体系的防膨性能，实验温度为常温，实验结果见表2。

表2 压裂液体系防膨性能评价结果

由表2看出，新型清洁减阻水压裂液体系的防膨率能够达到90%以上，具有良好的防膨性能。

6. 破胶性能

为减少压裂液在地层中的滞留时间，在压裂施工完成后，应快速将压裂液从地层中排出，以减轻对地层的伤害。这就要求压裂液体系能够达到快速破胶，并且破胶液应该具有黏度低、表面张力小以及残渣含量低的特点。室内评价了破胶剂PJZ-2在不同温度下对新型低伤害清洁减阻水压裂液体系的破胶效果，破胶实验时间为60 min，结果见表3。

表3 压裂液体系破胶性能评价结果

由表3看出，在25℃和90℃条件下，当破胶剂PJZ-2加量为0.2%时，破胶液的黏度都能降低至2.0 mPa·s以下，达到完全破胶的效果，破胶液的表面张力在23 mN/m以下，残渣含量在1 mg/L左右。说明新型低伤害清洁减阻水压裂液体系在加入破胶剂后达到快速破胶的效果，破胶液达到了低黏度、低表面张力以及低残渣含量低的要求，能够很好地减轻对页岩气储层的伤害。

7. 对岩心的伤害性能

页岩储层通常属于低孔、低渗、致密储层，因此要求压裂液体系具有低伤害的特性，为此，室内参照石油天然气行业标准SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》，使用多功能岩心驱替实验装置评价了新型低伤害清洁减阻水压裂液体系对低渗人造岩心和页岩储层天然岩心基质渗透率的损害情况，实验结果见表4。

表4 压裂液对岩心的伤害实验

注:实验温度为90℃，岩心长度为6.0 cm，直径为2.5 cm。

由表4可以看出，新型低伤害清洁减阻水压裂液体系对低渗人造岩心的基质渗透率伤害率为5.62%，对储层天然岩心的基质渗透率伤害率为8.01%，表明压裂液体系对储层的伤害比较小，具有低伤害特性，能够起到良好的储层保护效果。

二、现场试验

新型低伤害清洁减阻水压裂液体系在陆上某页岩气区块进行了现场应用试验，其中B1井压裂井段在2 790～2 920 m，地层温度在90℃左右，压裂注入方式采用Ø139.7 mm×7.72 mm套管注入。按照室内研究的清洁减阻水压裂液体系配方，现场配制压裂液515 m3，压裂用支撑剂陶粒的粒径组合为20/40目和40/70目，共计加入支撑剂52 t，该井平均施工排量为10.5 m3/min，最高施工压力为60.5 MPa，最大砂比为23.6%，平均砂比为16.1%，降阻率能够达到71.2%。一次顺利压开地层，后续施工过程正常，各项施工参数均达到设计要求，极大提高了压裂施工效率。