临兴致密气压裂液体系现场应用研究

安 琦，熊俊杰，赵战江，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）

鄂尔多斯盆地临兴区块致密砂岩气藏孔隙度为3.7 %～15 %，渗透率为0.01×10-3μm2～3×10-3μm2。总体而言，属于低孔低渗气藏类型，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[1]，压裂液的优选成为影响增产效果的关键环节。

临兴区块致密砂岩气藏具有储层埋藏浅、温度低等特征，储层埋深900 m～2 000 m，温度30 ℃～60 ℃，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[2-6]。随着临兴区块致密气由勘探阶段向开发阶段的过渡，压裂规模及工艺方式发生转变，压裂规模相应的变大，多层连续施工或水平井分段压裂成为区块开发的主要方式。因此，压裂液能够实现连续混配也成为体系优选的必要条件。

1 压裂液体系优选

1.1 室内评价研究

区块在勘探阶段共应用了体系A、体系B、体系C等三套压裂液体系，参考SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》分别对三套压裂液体系进行了室内实验评价，评价结果（见表1）。

体系A：0.25 %～0.3 %HPG+0.08 %杀菌剂+0.5 %KCl+0.5 %降水锁处理剂+0.5 %黏土稳定剂+0.3 %助排剂+0.08 %纯碱+0.02 %低温激活剂+6 %硼砂交联剂+0.05 %破胶剂。

体系B：0.25 %～0.3 %HPG+0.1 %杀菌剂+1 %KCl+0.3 %黏土稳定剂+0.5 %助排剂+0.04 %纯碱+0.01 %～0.03 %低温激活剂+0.2 %发泡剂+0.2 %交联剂+0.08 %破胶剂。

体系C：0.3 %胍胶+0.005 %杀菌剂+0.1 %黏土稳定剂+0.1 %黏土控制剂+0.1 %助排剂+0.18 %pH 调节剂+0.02 %交联剂I+0.1 %交联剂II+0.04 %低温破胶催化剂+0.02 %破胶剂+0.003 %生物酶破胶剂。

从表1 可以看出，三种压裂液体系测试指标均能够满足行业标准要求的指标参数。

1.2 现场应用情况分析

2014-2015 年体系A 在临兴区块共完成了14 口共21 层压裂施工作业。平均单层用液量221.8 m3，平均加砂量25.8 m3，主要应用于直井（探井），压后气井效果差异较大。通过现场应用情况的总结分析，体系A主要存在以下三个问题：

（1）压裂液受储层温度低、关井时间短等因素的影响，返排初期破胶液黏度均较高，破胶不彻底。压裂液破胶不彻底将对储层造成不可恢复的伤害，严重影响压裂增产效果。

（2）体系A 在低温储层中采用无机硼砂作为交联剂，硼砂溶解度较低，20 ℃下在水中的溶解度仅为2.01 g/100g（温度越低，溶解度越小），配制交联剂硼砂浓度为0.6 %，因此对于大液量施工，所需要的交联剂溶液液量较大，其储存方式将会给现场施工作业带来较大困难。

（3）体系A 较难与连续混配工艺相结合。胍胶溶胀时间长，提前配制的作业方式受施工工期短、液体易腐烂变质等的限制无法适用于水平井压裂。水平井压裂用液量大，需要配合连续混配工艺，优选与之相适应的速溶压裂液。

2016 年压裂液体系B 共在临兴区块应用6 口井，储层平均温度为42.2 ℃，单层平均用液量210.6 m3，平均加砂量26.7 m3，该压裂液体系现场应用显示，存在以下问题：

（1）压裂液在施工过程中受温度、施工工艺等的影响较大，压裂液体系携砂性能不稳定，压裂施工过程中均出现了压力波动较大，增大了压裂施工砂堵的可能性（见图1）。

表1 压裂液体系性能评价结果Tab.1 Result of fracturing fluid system evaluation

图1 LX-D3 井压裂施工曲线图Fig.1 Fracturing construction curve of LX-D3

（2）压裂液体系中加入了发泡剂，目的是快速返排，但由于发泡剂产生大量泡沫，导致伴注液氮的能量都作用在了泡沫上，致使液氮效率降低，从而使压裂井的返排率降低，且由于发泡剂发泡效率高，返排液中的泡沫较多，具有一定黏度的泡沫会导致支撑剂回吐现象出现。

2015-2016 年压裂液体系C 在临兴区块直井应用9 口井，平均单层用液量231.5 m3，平均加砂量31.5 m3，该体系采用“氧化破胶剂+低温催化剂+生物酶破胶剂”复合破胶方式，实现了压裂液在低温条件下的完全破胶。其中5 口直井采用了连续混配工艺进行配液，并达到了良好的效果，说明该压裂液体系具备即配即用的功能，为大规模压裂的实施打下了良好的基础。

2 体系C 的优化

综合1 中三套体系的分析，低浓度速溶胍胶压裂液体系C 可作为区块压裂增产的优选体系。然而在现场作业中仍存在以下问题：

（1）水平井压裂施工作业时间长，段数多，易造成压裂液滤失大，对地层造成伤害。尤其对于多段水平井压裂而言，压裂越早的层段，压裂液在地层时间越长，越要控制好破胶时间。

（2）压裂液配方复杂，施工过程中添加剂数量较多，且加入精度要求高，对现场设备和准备工作提出了更高的要求。因此有必要对该压裂液体系进一步优化，以满足区块后续开发的需求。

2.1 同步破胶性能优化

为了避免压裂液进入地层后破胶过快，造成压裂液滤失量大，对地层造成伤害。通过优化不同压裂井段的破胶剂加量，实现压裂液不提前破胶，仅在放喷返排时压裂液完全破胶，从而降低压裂液对地层伤害。

在温度较低时，过硫酸铵分解速度较慢，降低压裂液的破胶速率[7-9]，温度对过硫酸铵分解常数影响数据（见表2）。

表2 温度对分解速率常数的影响Tab.2 The influence of temperature on decomposition rate constant

由表2 看出，过硫酸铵在70 ℃下半衰期为8.25 h，60 ℃下半衰期为38.5 h。根据临兴区块储层温度统计，地层温度在40 ℃～60 ℃，单一加入过硫酸铵无法实现压裂液快速破胶，“氧化破胶剂+低温催化剂+生物酶破胶剂”能够在实现压裂液完全破胶的基础上同时降低残渣含量，测试不同破胶剂浓度下体系C 的破胶数据（见表3）。根据施工方案确定每层段压裂液在地层停留时间，通过实验数据确定破胶剂不同阶段的加入量，同步破胶技术的成功实施，降低了入井流体对地层的伤害。

2.2 现场施工优化

体系C 添加剂数量多、加入浓度小、精度要求高，现场施工辅助设备多，对设备要求高，从而增加了施工成本。在室内进行了压裂液各药剂间的复配，并测试了复配对压裂液性能的影响。

表3 压裂液在不同破胶剂加量下的破胶性能实验Tab.3 Experiments on the fracturing fluid gel breaking under different additive

2.2.1 低温激活剂与生物酶破胶剂的复合 按照配方添加剂比例将生物酶破胶剂：低温催化剂：水=1:13:165混合，将混合液在室温条件下分别放置2 h、4 h 后，再加入破胶剂，在55 ℃下测试压裂液的破胶性能（见表4）。

表4 破胶性能测试结果Tab.4 Test result of fracturing fluid gel breaking

由表4 看出，在室温下放置4 h 以内，压裂液破胶性能无变化，所以现场可将低温催化剂和生物酶破胶剂混合以达到增大排量、减少液添泵数量的目的。

2.2.2 pH 调节剂与基液的复合 pH 调节剂在压裂液配方中起着重要的作用，同时pH 调节剂也将影响稠化剂分子的溶胀从而影响压裂液基液的最终黏度，pH调节剂配伍性实验旨在研究pH 调节剂加入压裂液基液中后对压裂液性能的影响。按照配方比例，在压裂液稠化剂溶胀时间大于6 min 后加入pH 调节剂，分别测试压裂液在不同放置时间后基液黏度的变化（见表5）。

表5 基液性能Tab.5 Base fluid performance

分别取放置24 h、48 h 的压裂液基液，测试压裂液交联后170 s-1、55 ℃下的抗剪切性能（见图2）。

pH 调节剂与压裂液基液混合24 h、48 h 后，压裂液在170 s-1、55 ℃条件下剪切2 h，黏度大于100 mPa·s，说明压裂液具有良好的抗剪切性能。

通过以上实验分析知，可根据压裂施工用液量优化压裂液配液方式：

（1）进行小液量压裂施工时（＜400 m3），采取传统配液撬单罐配液方式，单罐循环至压裂液基液黏度合格后，在基液中加入pH 调节剂搅拌均匀，同时达到延长压裂液基液保持期、减少施工液添泵的目的。压裂施工过程中的低温催化剂与生物酶破胶剂混合后采用清水稀释至合理倍数，采用一台液添泵添加。

图2 压裂液抗剪切性能（a-24 h，b-48 h）Fig.2 Shear resistance of fracturing fluid（a-24 h，b-48 h）

表6 现场应用情况汇总表Tab.6 Summary table of field application

（2）进行大液量压裂施工时，采取连续混配工艺方式配液，配制基液时在设备出口端实时加入pH 调节剂，达到即配即注的目的[10-12]。

3 现场应用

2015-2017 年采用优化后的压裂液体系C 与连续混配工艺相结合，在临兴区块共完成15 口致密砂岩气水平井分段压裂施工，平均单井用液量2 559.0 m3，平均单井加砂量319.4 m3，施工成功率100 %，配液效率较传统配液方式提高3 倍，液体使用率达到94.6 %，总体改造效果为邻井直井同层位改造效果的5 倍以上，较之前大幅度提高（见表6）。

4 结论

（1）对临兴区块三套压裂液体系分别进行了室内实验评价，室内评价结果显示体系均满足行业标准要求，压裂液体系C 各项性能良好：在170 s-1，55 ℃，剪切2 h，黏度大于50 mPa·s；静态滤失系数0.732×10-3；55 ℃下破胶1 h，破胶液黏度在5 mPa·s 以下；表面张力19.66 mN/m；防膨率92.64 %；残渣含量304 mg/L；平均岩心基质渗透率损害率为11.17 %。通过对体系现场应用分析，体系C 具有在区块大规模开发的潜力。

（2）结合体系C 的现场应用特点，对体系C 进行了优化，优化后的压裂液体系能够实现同步破胶技术。压裂液添加剂的复合能够实现连续混配工艺技术，并简化了现场操作流程。

（3）压裂液体系C 结合连续混配工艺技术实现了大规模压裂连续施工，达到了即配即注的效果，避免压裂液的浪费，实现降本增效。

（4）进行了压裂液体系C+连续混配工艺技术在现场8 口水平井的应用实施，应用效果显示，施工效率提升了3 倍，平均液体使用率为94.6 %。