改性乙二醇压裂液体系性能评价及萨尔图油田的应用

李存荣，杨春城，张明慧，王 焱，齐士龙，侯堡怀

（1.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江 大庆163453；2.黑龙江省油气藏增产增注重点实验室，黑龙江 大庆 163453）

松辽盆地萨尔图油田萨中开发区目前已进入高含水开发后期，每年新增产能逐渐减少，而萨零组是目前长垣中部含油层系尚未规模开发的一套地层组合，是油田高含水开发后期接替潜力资源。2003年在萨中开发区进行萨零组先导试验，试验区面积0.32 km2，平均砂岩厚度4.6 m，平均有效厚度2.4 m，地质储量8.38×104。由于油层成岩作用弱，储层敏感性严重，开采及措施改造难度较大，原油储量动用程度低[1-2]。先期对4口油井采用普通完井方式投产，初期平均单井日产油0.590 t，自然投产产能低。2004年对9口油井采用限流法压裂+水基防膨压裂液技术进行压裂投产，初期平均单井日产油2.080 t，取得了一定的效果。近年来，随着压裂工艺的快速发展，研究发展了大规模体积压裂优化设计及工艺技术[3-5]，研制应用了改性乙二醇压裂液等无水压裂液技术[6-9]，为进一步认识松辽盆地萨零组油层生产能力以及压裂改造后的工业产能油层开发潜力提供了技术支持。

1 地质概况

松辽盆地萨零组油层埋藏深度较浅，一般为750～950 m，岩性为油侵粉砂岩或油斑泥质粉砂岩，孔隙度为7.98%～29.74%，渗透率为0.4×10-3～568.0×10-3μm2。属于中低孔隙度、中低渗透储层。

萨中开发区实测的萨尔图地层温度为40.0～48.5℃，平均为42.4 ℃，油层压力为6.510～8.800 MPa，平均为7.132 MPa。

X-衍射黏土定量分析显示，该区黏土含量最高为44.11%，最低为15.73%，平均含量为27.31%。油层中黏土矿物含量丰富[10]，主要是蒙脱石、伊利石和高岭石，其中蒙脱石相对含量达到52.25%，高岭石相对含量达39.75%。

2 岩石敏感性评价

由于储层埋藏浅，沉积作用弱，岩石胶结强度低，且岩石敏感性矿物成分含量高，外来流体对地层影响较大[11]。室内储层岩石敏感性评价实验结果表明，萨零组储层岩石具有较强的水敏和盐敏，水敏指数为0.87～0.97，临界盐度为起始盐度（6 998 mg/L），并具有中等偏强的酸敏和一定的碱敏，酸敏指数为0.62～0.86，pH为8时岩石渗透率损害率为24.5%。

3 改性乙二醇压裂液性能评价

结合萨零组储层敏感性特点，推荐使用了改性乙二醇压裂液体系。该醇基压裂液体系中无水相，可高效稳定敏感性矿物，同时压裂液表界面张力低，容易进入地层深部孔喉，可有效置换驱替原油。

3.1 压裂液配方体系

根据萨零组储层地层温度，筛选改性乙二醇压裂液配方为改性乙二醇原液+调理剂Ⅰ1%+调理剂Ⅱ0.4%+乳液稠化剂0.6%+0.4%交联剂。

按照NB/T 14003.3-2017《连续混配压裂液性能指标及评价方法》配制基液400 mL，测得溶胀时间为10 s。采用哈克流变仪，在100 r/min剪切速率下测得压裂液表观黏度为30 mPa·s，增黏速率为90%。

液中加入1.6 mL交联剂，充分搅拌后配制成冻胶液，测得配制冻胶液的交联时间50 s，呈冻胶状（图1），可以挑挂，表明改性乙二醇压裂液冻胶液交联性能较好。

图1 改性乙二醇压裂液交联状态

3.2 交联冻胶耐温耐剪切性能

采用哈克流变仪对改性乙二醇压裂液进行耐温耐剪切性能评价[12-15]，在地层温度条件下，以170 s-1剪切速率剪切120.0 min（表1、图2），测得表观黏度达到210.9 mPa·s以上，远大于行业标准。该压裂液具有较好的耐温抗剪切性能，可满足压裂施工要求。

表1 不同温度条件下改性乙二醇压裂液流变性能

图2 45 ℃改性乙二醇压裂液流变曲线

3.3 破胶性能

向冻胶压裂液中加入质量分数为0.6%破胶剂，放入一定温度的烘箱中，观察压裂液破胶状态。实验结果表明（表2），低温条件下该压裂液冻胶压裂液2～6 h完全破胶，破胶液表观黏度12.0 mPa·s，表面张力24.80 mN/m，破胶液与煤油界面张力1.17 mN/m，表明该压裂液体系在低温条件下破胶后易于返排出地层，对地层伤害小，能够满足压裂施工需求。

表2 不同温度条件下改性乙二醇压裂液破胶性能

3.4 滤失性能

试验区部分地层基质渗透率较高，较高的黏度和造壁性能的压裂液冻胶随着时间的推移，在缝壁面逐渐生成滤饼，从而有效地降低滤失[16-19]。压裂液滤失实验可以得出（表3），压裂液配方体系滤失系数较低，表明压裂液体系具有很强的造壁性，从而减少流体向地层的滤失，可降低储层伤害，加砂压裂施工安全[20-23]。

表3 不同温度条件下改性乙二醇压裂液滤失性能

3.5 压裂液悬砂性能

将支撑剂和压裂液基液按照比例混合均匀后，倒入100 mL量筒中，加入一定比例的交联剂搅拌均匀静置2 h，观察砂粒沉降情况。实验结果表明，30%的砂比，20～40目陶粒静置2 h后仍呈现良好的悬浮状态，未发生明显的沉降，冻胶液悬砂性能稳定。

3.6 压裂液残渣含量

对改性乙二醇压裂液破胶后的破胶液进行离心，称量残渣含量[21]，得到残渣含量7.4 mg/L，远低于常规瓜胶压裂液残渣含量，表明该压裂液体系对储层的伤害较小。

3.7 岩心浸泡实验

取萨中开发区萨尔图油田萨零油层组密闭取心岩样，岩性为粉砂岩，岩心深度为814.90～824.44 m。将岩样放入改性乙二醇压裂液破胶液中浸泡，观察1，6，12，24 h不同时间岩心分散膨胀情况。实验结果显示，采用改性乙二醇压裂液侵泡实验中岩心无分散膨胀，且无岩屑脱落（图3），而采用清水浸泡24 h后岩心明显分散，且岩屑发生脱落（图4）。表明改性乙二醇压裂液体系适用于萨零组敏感性地层改造要求。

图3 改性乙二醇破胶液中浸泡24 h岩心状态

图4 清水中浸泡24 h岩心状态

3.8 破胶液复配性能评价

使用改性乙二醇压裂液的破胶液按照一定的比例进行复配，复配后的压裂液交联性能良好，45 ℃条件下以170 s-1剪切速率剪切120.0 min，表观黏度达到198.3 mPa·s，表明复配后的改性乙二醇压裂液仍具有较好的耐温剪切和携砂性能。因此，改性乙二醇压裂液压后返排液进行回收再利用，有利于降低施工成本。

4 现场应用

在萨中开发区的萨尔图油田萨零组X井的SA07号层开展现场试验，岩性为砂岩，埋藏深度为850.7～856.4 m，储层厚度为5.6 m，有效厚度为4.0 m，孔隙度为21.3%，渗透率为262×10-3um2。采用大规模压裂工艺+改性乙二醇压裂液体系，共加入支撑剂48.0 m3（石英砂45.0 m3，压裂树脂砂3.0 m3），改性乙二醇压裂液360.0 m3，压后日产油5.112 m3，取得了较好的增产效果（图5）。

图5 X井试油生产动态数据

5 结论

（1）松辽盆地萨零组储层岩石敏感性强，对压裂液性能具有较高要求，应避免外来流体对地层产生伤害，影响压后产能和油田的有效开发。

（2）改性乙二醇压裂液在低温条件下具有良好的携砂能力和破胶性能，残渣含量低，且与地层岩石配伍性较好，可满足萨零组敏感性储层改造需求。

（3）改性乙二醇压裂液体系成本较高。通过压后返排液回收后再利用，可有效降低综合操作成本，并有利于环境保护。