浅层致密气压裂用低温压裂液优选及现场应用

徐明飞，赵 健，郭布民，鲍文辉，陈 磊，申金伟

（中海油田股份有限公司油田生产事业部，天津 300459）

致密砂岩气藏通常具有低孔低渗的特点，常采用压裂改造的方式，释放产能[1，2]。由于其低孔低渗的特性需要压裂液进入地层后滤失伤害小、易返排以降低对储层伤害[3-6]。对于部分埋藏浅的储层对压裂液的性能提出更高要求，埋藏浅带来的储层温度低、压力小，需要压裂液能在低温下快速破胶返排，降低压裂液在地层中滞留[7，8]。为此针对低温致密气藏，通过优选胍胶和配套添加剂，研发了一套低温压裂用压裂液体系，并对其性能进行评价，在现场应用取得了良好的效果。

1 实验部分

1.1 试剂与仪器

实验药品：胍胶GW-1、GW-2、GW-3，工业一级品；多效添加剂DT，工业品；氯化钾KCl，工业品；交联剂JL，工业品；过硫酸铵，工业品。

实验仪器：电子分析天平；吴茵混调器；离心机；恒温箱；恒温水浴锅；TX-500C 界面张力仪；JK-99B 表面张力仪；S210-K pH 计；HAAKE RS6000 流变仪；岩心伤害仪。

1.2 实验方法

1.2.1 稠化剂速溶性评价 量取500 mL 蒸馏水于吴茵混调器中，启动吴茵混调器缓慢加入所称取的胍胶，测量搅拌不同时间下的黏度，评价速溶性能。

1.2.2 水不溶物测定 取50.20 g 的0.4 %胍胶溶液，于离心机中在3 000 r/min 的转速下离心30 min，倒出上层清液，加蒸馏水至50 mL，搅拌洗涤后离心20 min，倒出上层清液，将离心管放置在105 ℃烘箱中烘干，计算水不溶物量。

1.2.3 多效添加剂性能评价 表面张力采用JK-99B表面张力仪测定，界面张力采用TX-500C 界面张力仪测定；防膨率采用离心法评价；pH 值采用S210-K pH计测定。

1.2.4 流变性能评价 采用RS6000 流变仪按照《SY/T 5107-2005 水基压裂液性能评价方法》，设定变剪切程序测量体系的流变参数和耐温耐剪切性能。

1.2.5 破胶性能评价 按照《SY/T 5107-2005 水基压裂液性能评价方法》，加入不同浓度过硫酸铵测量破胶性能，并对破胶液的表面张力、界面张力、防膨率和岩心伤害率进行测量。

2 结果与讨论

2.1 低温压裂液配方优化

2.1.1 胍胶优选 胍胶原粉经过改性后具有黏度高、速溶性好、残渣低、水不溶物量少等优点，选取三种羟丙基胍胶考察在低温下的速溶性，优选适合的胍胶及其使用浓度。

图1 不同浓度三种胍胶黏度随时间变化（5 ℃）

从图1 三幅图中可以看出，5 ℃下不同浓度的三种胍胶黏度随时间变化而增大，而GW-3 的速溶性最好，能在5 min 内达到最终黏度的80%，不同浓度下GW-3胍胶的黏度最高；从图2 可以看出GW-3 胍胶的水不溶物含量较低，优选GW-3 胍胶作为低温压裂液用胍胶。浓度增加同时会带来破胶后残渣含量增加，为减少储层伤害优选GW-3 浓度为0.3 %，黏度为32 mPa·s，水不溶物含量为4.09 %（见图2）。

图2 三种胍胶不同浓度下的黏度和水不溶物含量

2.1.2 多效添加剂优选 压裂液中优选合适的添加剂可以达到调节体系性能、提高施工性能、增强储层保护的目的。本文选取多效添加剂，兼具助排、防膨和调节pH 的作用（见表1）。从表1 可知，随着浓度增加，表界面张力降低，防膨率增加，有助于提高压裂液返排、减少黏土膨胀从而降低压裂液对地层的伤害[9，10]；结合胍胶体系交联时pH 值的需要和标准要求，优选0.5 %多效添加剂DT，此浓度下表面张力为24.96 mN/m，界面张力为0.98 mN/m，pH 为9.46，防膨率为62.87 %。为进一步提高防膨效果，选择复配一定浓度的KCl，经过室内优选采用0.5 %多效添加剂DT+0.5 %KCl，防膨率能达到90.75 %。

表1 不同浓度多效添加剂DT 性能评价

2.1.3 交联剂优选 交联剂是压裂液体系中的关键添加剂，适当的加量可以保证压裂液的携砂性能和耐剪切性能。向0.3 %胍胶GW-3+0.5 %多效添加剂DT+0.5 %KCl 体系中加入不同浓度的交联剂JL，考察体系的交联时间和交联状态（见表2）。

表2 不同交联剂JL 浓度下交联时间和交联状态

随着交联剂浓度增加，基液从黏度增加到逐渐达到交联状态。为保证施工时压裂液在管汇和井筒内的流动并兼具一定的携砂性能，需要具有一定延迟交联和交联强度，优选交联剂JL 浓度0.3 %，交联时间为32 s，交联可挑挂。

2.1.4 压裂液配方 优选确定了压裂液基液配方为：0.3 %GW-3+0.5 %DT+0.5 %KCl。基液黏度32 mPa·s，pH 值为9.46，加入0.3 %JL 交联剂后可在32 s 内达到挑挂状态，交联状态良好。

2.2 低温压裂液性能

2.2.1 流变性能 采用变剪切模式测量交联体系的流变性能，设定了两段变剪切程序，实验结果（见图3）。

根据实验测得的τ 和D 值作图（见图4），求得第一次变剪切n 值为0.569 2，K 值为1.25 mPa·sn’；第二次变剪切n 值为0.556 2，K 值为1.80 mPa·sn’；可见交联压裂液为假塑性流体[11，12]。剪切120 min 后最终黏度145.6 mPa·s，高于标准要求的50 mPa·s，具有较好的耐剪切性，可满足现场携砂和造缝需要。

图3 低温压裂液流变曲线

图4 变剪切应力和剪切速率关系图

表3 压裂液破胶结果（40 ℃）

表4 压裂液破胶结果（60 ℃）

2.2.2 破胶性能 压裂施工一般关井1 h～2 h 后就会开井放喷返排，需要要求压裂液具备一定携砂能力和耐剪切性能的同时，能在短时间内快速破胶返排。过硫酸铵是常用的压裂用破胶剂，选取了40 ℃和60 ℃两个温度，分别测定了不同浓度下压裂液的破胶性能，结果（见表3、表4）。

由表3、表4 可见通过调整过硫酸铵加量，可以达到控制破胶时间的效果，施工时前置液阶段可以少量添加过硫酸铵，保证造缝效果；高砂比阶段由于进入地层时间短，温度升高慢，需要提高过硫酸铵浓度，达到快速破胶效果，保证关井1 h 后能返排出来。对破胶后的破胶液进行了系列性能测量，可见破胶液具有较低的表界面张力和较高的防膨率，有助于防止黏土膨胀和提高助排率；135 mg/L 的残渣含量远低于行业标准要求，可以减少对地层伤害，综合测定对岩心伤害率为12%，证明该体系对地层具有较好的储层保护效果（见表5）。

表5 压裂液破胶性能

2.3 现场应用

该压裂液在X 地区致密气1#井中成功应用，压裂层位位于1 163.8 m～1 168.3 m，岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，储层孔隙度约为10.6 %，泥质含量15.6 %，渗透率0.62 mD，地层温度44 ℃，属于低孔低渗储层。现场施工加砂40 m3，入地液量352 m3，伴注液氮11 m3，压后关井1 h 开井，初始黏度3.8 mPa·s，返排3 h 后黏度降到1 mPa·s，返排4 d 后累计出液214 m3，返排率61.04 %，日产气23 433 m3，证明该压裂液体系具有较好的应用性能，能在低温低孔低渗储层中快速破胶高效返排。

3 结论

（1）通过对胍胶种类和浓度的优选，确立了性能较优的GW-3 胍胶，具有快速溶解增黏的效果，其水不溶物含量低，适合低温储层的应用，推荐浓度为0.3 %。

（2）通过对多效添加剂和交联剂的优化，形成了低温压裂液基液配方：0.3 %GW-3+0.5 %DT+0.5 %KCl，基液黏度32 mPa·s，pH 值为9.46，加入0.3 %JL 交联剂后可在32 s 内达到挑挂状态，交联状态良好。

（3）低温压裂液体系为假塑性流体，具有较好的耐剪切性。通过设计不同的破胶剂加量可以实现在低温下快速破胶，破胶液表界面张力低、残渣少、防膨率高、对储层伤害小。现场应用获得了较高的工业气流，应用性良好。