应用HRS复合解堵剂解除清洁压裂液污染

2020-12-30张光波张登文连小华吴世仝李咏梅

中国煤层气 2020年5期

张玮张光波张登文连小华吴世仝李咏梅

(1.中石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000;2.中石油华北油田工程技术研究院，河北 062552;3.中国石油煤层气开采先导试验基地，河北 062552)

煤储层具有“低孔、低渗、低压”的地质特征，故煤层气开发一般需要压裂改造提高开发效果。水力裂技术是煤层气开发主要的增产技术，国内外使用过的水力压裂液体有：活性水、清洁压裂液、瓜胶等。活性水压裂由于配置简单，对煤层的伤害较小，在煤层气压裂中得到了广泛的影响，但活性水受自身流变性的影响，携砂能力弱，压裂规模受到了限制，为保证顺利加砂，一般排量较高，裂缝的纵向延伸不易控制，很难形成较长的支撑裂缝，不利于提高煤层气的改造效果。为了提高煤层气开发效果，对21口井探索使用了清洁压裂液粘性液体压裂，但是开发效果明显低于邻井活性水压裂井的开发效果。本文从清洁压裂液的性能、伤害机理等入手，针对性提出了HRS复合解堵措施，对清洁压裂液造成的储层污染进行了解堵措施。

1 清洁压裂液性能及开发效果

1.1 清洁压裂液性能

清洁压裂液的主要配方为“表面活性剂VES+胶束促进剂+防膨剂”。由黏弹性表面活性剂(VES)组成，溶液体系中不含聚合物，一定条件下在水溶液中形成的棒状胶束可以相互缠绕成可逆三维空间网状结构，使表面活性剂溶液呈现凝胶性质并表现出特殊的流变性能。清洁压裂液具有高黏弹性的空间网状胶束结构，很难通过渗透率小于5×10-3μm2的岩石孔喉发生滤失，且滤失不形成滤饼，对储层伤害较小，可使支撑裂缝导流能力保持率在 90%以上，特别适合低渗透储层的加砂压裂改造。

清洁压裂液具有以下优势：①主要靠黏性携砂，抗剪能力强，施工时砂比较高；②不需加破胶剂即可破胶；③摩阻较小，降低了施工作业的风险和施工的水马力，便于输送；④易破胶，且破胶程度较彻底，残渣少，无滤饼的形成；⑤返排液几乎无黏度，易于返排。清洁压裂液的缺点：①清洁压裂液属于高分子聚合物压裂液，对煤层形成表面活性剂的吸附伤害。②相对于活性水压裂，清洁压裂液对煤岩的渗透性伤害较大(图1)；③对由于煤层夹有泥岩、黏土矿物，采用清洁压裂液容易引起黏土膨胀伤害；④成本高，不利于现场推广使用。

图1 压裂液对煤岩的渗透性伤害实验图

1.2 开发效果

樊庄区块某井区60口井，采用活性水压裂的39口井，清洁压裂液压裂的有21口井，以投产一年后产气量评价开发效果。从表1可以看出，产量在2000m3以上的井主要是活性水体系，比例达到85.7%；清洁压裂液2口，比例为14.3%。从整体的见气比例分析，活性水与清洁压裂液的见气比例分别为94.8%和71.4%，可见活性水见气比例较高。对比表明，活性水压裂液压裂产气效果要明显好于使用清洁压裂液的井，清洁压裂液低产井(<1000m3)比例较高。

表1 活性水、清洁压裂液井产气效果对比

2 HRS复合解堵剂作用机理

HRS复合解堵剂是一种新型环保的油井解堵技术新产品，可在井下生成强氧化性ClO2，主要通过解除钻井液、压裂液中的有机高分子堵塞、杀灭细菌，实现近井地带解堵，取得了良好效果。

(1)清除聚合物(降粘)

利用复合解堵剂的强氧化作用，激发有机链上的不活泼氢，通过脱氢反应，生成不稳定的羟基取代中间体，发生开链裂解，使聚合物的分子结构由长链变短链，其粘度大幅度下降，流动性变好易于从地层排出，从而解除地层的堵塞，可解除钻井液和粘性压裂液造成的煤层污染。实验结果具体数据如表2所示。

表2 降粘实验数据

(2)清除硫化铁与铁硫化物堵塞(疏通)

(3)增大煤层渗透率(增透)

经过室内试验，将沁水盆地寺河煤矿附近煤岩样品在解堵液中浸泡，测试渗透率的变化，不同样品的变化率数据如表3所示。依据试验结果，复合解堵剂能够增大煤储层渗透率，平均增大23倍，基本达到1mD，储层渗透性能够得到很大改善。初始渗透率越低渗透率增加的比例越大，例如初始渗透率较高的1号煤柱处理后渗透率增加了103.21%，而初始渗透率最低的2号煤柱处理后渗透率增加了4850%，可见对于特低渗透储层复合解堵剂具有较好的增透效果。

表3 渗透率试验数据

3 HRS复合解堵工艺及应用效果

3.1 HRS复合解堵工艺

根据HRS复合解堵剂的的特性和开发区块内单井受污染类型，结合室内数学模拟确定施工参数，液体配方为清水和复合解堵剂，注入方式为压裂车泵注，注入排量为5～6m3/min或0.1～3m3/min，注入液量为80～120m3。

压裂泵注程序分三个阶段，包括前置液、化学解堵液、顶替液，前置液液量100～120m3，解堵液液量80～120m3，泵注完成后向井内顶替相当于油管容积的解堵剂。

3.2 HRS化学解堵实施效果

对5口一次压裂采用清洁压裂液压裂的单井实施HRS复合解堵措施，以措施一年后的产气量计算措施增量，单井平均日增气量871m3，解堵效果明显高于常规活性水解堵(图2)。

图2 措施井解堵效果

3.3 HRS实施案例

HG17-7井位于樊庄区块北部，生产3号煤，生产井段640.0～645.0m，一次压裂采用清洁压裂液，共注入压裂液250.17m3(前置液113.24m3+携砂液129.13m3+顶替液6.48m3)，加入石英砂30.76m3(细砂5.2m3+中砂25.56m3)，破裂压力16.23MPa，施工排量6.4～6.9L/min，施工压力9.2～16.2MPa，平均砂比22.6，压裂后1～2天放喷。投产后产气效果差，产气量仅有100m3左右。分析认为一次压裂采用清洁压裂液，储层温度低，清洁液难以破胶，附着于煤岩表面，抑制了煤层气解吸。

后采取HRS复合解堵，共注入压裂液360.9m3：前置液(清水+3%NH4CI)210.2m3，携砂液(HRS复合解堵剂)120.5m3，顶替液(清水+3%NH4CI)30m3，施工排量2.23～6.08m3/min，施工压力10.2～14.4MPa，未加砂，压裂后1小时快速放喷。本次解堵效果良好，清除了清洁压裂液污染。解堵一年后产气量1727m3，目前该井产气量稳定在2400m3，较措施前增产2300m3(图3、4、5)。