自生气泡沫压裂工艺技术研究与试验

周长顺，刘怡君，吕勇胜，马驷驹，邰 龙，李志坪，周亚亚，张大磊，周莉

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

鄂尔多斯盆地是一个沉积稳定、叠合的克拉通坳陷盆地，盆地由伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、伊陕斜坡、天环坳陷、西缘冲断带6 个二级构造单元构成。其中盆地面积37×104km2，构造面积25×104km2，地跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区。其中伊陕斜坡是盆地勘探开发的主要地区，目前已发现的90%的油气藏分布在该构造单元。盆地内发育元古界、古生界、中生界和新生界地层，沉积岩平均厚度6 000 m。纵向上具有“上油下气”的分布格局。

油气藏普遍具有“低渗、低压、低丰度”的特点。延长组砂岩储层渗透率0.3～2.0 mD，上古生界砂岩储层渗透率0.1～3.0 mD。油气藏压力系数普遍较低，多为0.62～0.9。油井日均产量2～4 t，气井日均产量（1～4）×104m3。

1 压裂液主要类型及特征

1.1 低渗透油藏面临的问题

在低压低渗透浅层油藏的压裂改造过程中，常规羟丙基胍胶-有机硼交联压裂液体系主要存在的问题有：压裂液滤液对低压低渗透油藏造成的水锁伤害。在压裂改造过程中，压裂液滤液等外来流体侵入储层后，由于毛细管力作用，地层驱动压力不能将外来流体完全排出地层，从而使储层的含水饱和度增加，油气相渗透率降低。地层压力低，压裂液返排能力不足。当前各油田采取的措施主要是“液氮伴注”技术，但是“液氮伴注”技术增加了压裂的费用，给现场施工带来较大的安全风险，而且液氮存放也存在较大问题。

1.2 低渗透油藏压裂对压裂液的要求

针对低渗透油藏特点，最大程度地降低压裂液对地层的伤害就显得十分重要。研究如何降低压裂液对储层伤害，有效保护储层，已成为目前低渗透油藏开发继续解决的难题之一。

对于占液量绝大部分的前置液及携砂液都应具备一定的造缝能力并使压裂后的裂缝壁面及填砂裂缝有足够的导流能力，这样它们必须具备如下的性能要求：（1）滤失少；（2）悬砂能力强；（3）摩阻低；（4）热稳定性和抗剪切稳定性；（5）配伍性；（6）破胶快速、彻底；（7）残渣含量低；（8）货源广便于配制，成本适中，经济上切实可行。

2 自生气泡沫压裂液研究

针对长庆油田低渗低压浅层油藏压裂改造存在的难点，以“增压、助排和低伤害”为目的，通过引入地层条件下自动生气体系，同时研制或筛选稠化剂，使之适合在生气剂水溶液中溶胀且适应弱酸性条件交联，从而形成一套适合于此类油藏的低伤害、携砂强、返排好、消除碱敏伤害的自生气泡沫压裂液体系，提高此类油藏压裂改造效果和返排率[1-5]。

2.1 自生气体系优选

2.1.1 常见生成气体N2和CO2的反应 CO2有促进原油溶解降黏作用，而N2属于惰性气体。因此从安全、经济、环保等角度考虑，选择同时产生N2及CO2的化学反应物作为生气增压反应体系的生气剂。同时生成N2与CO2的化学反应主要有：

（1）亚硝酸与尿素反应：

（2）在酸性溶液中，尿素与亚硝酸盐的反应：

（3）偏二甲肼与N2O4反应（点燃）：

2.1.2 不同自生气体系的生气效率及现象 在研究的5种体系中，CO（NH2）2+NaNO2、NH4HCO3、Na2CO3+NaH2PO4、Na2CO3+HCl 和NaNO2+NH4Cl 体系在60 ℃和1 个大气压条件下的生气效率见表1。其中CO（NH2）2+NaNO2的生气效率能达到57.1%，且为CO2和N2的混合气体，两者的比例接近于1∶2，其中CO2有促进原油溶解降黏作用，而N2属于惰性气体，能实现很好的增压作用，且对施工管柱的腐蚀性较小，因此选用该体系为生气体系。

表1 自生气体系生气效率汇总表

2.2 自生气体系生气规律研究

氯化铵与亚硝酸盐反应体系：

亚硝酸钠与尿素反应体系：

由计算可知，两种生气体系均属于放热体系。

2.2.1 亚硝酸钠用量对生气量的影响 当固定15%盐酸用量为6 mL、尿素用量为5.0%、温度为20 ℃时，考察了亚硝酸钠用量对体系生气量的影响（图1）。由图1可知，随着亚硝酸钠用量的增加体系的生气量逐渐增加，当亚硝酸钠用量达到4.6%时，体系的生气量可以达到液体体积的15 倍以上。后续实验采用4.6%的亚硝酸钠作为生气剂的主要成分。

图1 亚硝酸钠用量对体系生气量的影响

2.2.2 尿素用量对生气体系生气量的影响 当固定15%盐酸用量为6 mL、亚硝酸钠用量为4.6%、温度为20 ℃时，考察了尿素用量对体系生气量的影响（图2）。由图2 可知，随着尿素用量的增加体系的生气量逐渐增加，当尿素用量达到3.6%时，体系的生气量可以达到液体体积的15 倍以上。后续实验采用3.6%的尿素作为生气剂的主要成分。

图2 尿素用量对体系生气量的影响

2.2.3 催化剂用量对生气体系生气量的影响 当固定亚硝酸钠用量为4.6%、尿素用量为3.6%、温度为20 ℃时，考察了15%盐酸用量对体系生气量的影响（图3）。由图3 可知，随着盐酸用量的增加体系的生气量逐渐增加，当盐酸用量达到6 mL 时，体系的生气量可以达到液体体积的15 倍以上。后续实验采用6 mL 15%盐酸作为催化剂。

图3 盐酸用量对体系生气量的影响

2.2.4 亚硝酸钠对生气体系生气量的影响 当固定尿素用量为3.6%、温度为20 ℃、6 mL 15%盐酸时，进一步考察亚硝酸钠用量对体系生气量的影响（图4）。由图4 可知当亚硝酸钠用量为4.5%时体系的生气量可以达到液体体积的15 倍以上。后续实验采用4.5% 的亚硝酸钠体系。

图4 亚硝酸钠用量对体系生气量的影响

2.2.5 生气体系产气速度 当固定尿素用量为3.6%、4.5%的亚硝酸钠、温度为20 ℃、6 mL 15%盐酸时，考察了体系的产气速度（图5），由图5 可知，在30 s 内体系能产生75%左右的气体，5 min 内产气反应基本停止，说明体系能够实现快速增压。

图5 反应时间与生气量关系

2.2.6 生气体系升温情况 当固定尿素用量为3.6%、4.5%的亚硝酸钠、温度为20 ℃、6 mL 15%盐酸时，考察了体系的升温情况（图6），由图6 可知，体系能够使自身的液体温度升高36 ℃，且在30 s 内体系升高33 ℃。1 min 内达到最高的47 ℃，说明体系能够实现快速升温。

图6 体系升温情况

2.3 自生气泡沫压裂液优选

2.3.1 稠化剂用量对压裂液黏度的影响（图7）随着稠化剂用量的增加，基液的黏度逐渐增大，但不溶物的量也在增加，当稠化剂用量达到0.34%时，基液黏度达到21 mPa·s，根据压裂液对基液黏度的要求，由实验结果可知，选取基液黏度≥21 mPa·s 的最低稠化剂浓度为最优浓度，因此后续实验稠化剂用量为0.34%。

图7 稠化剂用量对压裂液黏度的影响

2.3.2 交联剂用量对压裂液黏度的影响（图8）交联剂对体系的成胶速度、热稳定性和剪切稳定性以及对地层及填砂裂缝的渗透率都有很大的影响。压裂液的交联时间应小于压裂液流经压裂管柱的时间。由图8可知，随着交联剂用量的增加，交联时间逐渐缩短，交联强度逐渐增加，当交联剂用量达到0.34%后，交联强度均体现出可挑挂，因此根据时间、交联强度和黏度的综合分析，选用交联剂用量为0.34%。

图8 交联剂用量对压裂液黏度的影响

2.3.3 增效剂（起泡剂）用量对压裂液黏度的影响（图9）当体系中仅加入0.34%稠化剂时，体系的黏度能达到基液黏度的要求21 mPa·s，当进一步加入0.34%交联剂后体系的黏度能达到30 mPa·s 以上，当再加入起泡剂后体系的黏度能保持在24 mPa·s 以上，能满足压裂液的要求。

图9 增效剂（起泡剂）用量对压裂液黏度的影响

2.3.4 不同缓蚀剂用量下的腐蚀速率（表2）测定本实验体系中所含盐酸浓度缓蚀速率，15%盐酸配制体积比为12%的盐酸溶液110 mL。测定不同缓蚀剂用量在60 ℃下，反应4 h 的静态腐蚀速率。

表2 不同缓蚀剂用量下的腐蚀速率

2.3.5 20%盐酸中不同缓蚀剂用量下的腐蚀速率（表3）测定20%盐酸中不同缓蚀剂用量在60 ℃下，反应4 h 的静态腐蚀速率。评价指标参照行业标准SY/T 5405—2019。

表3 20%盐酸中不同缓蚀剂用量下的腐蚀速率

2.3.6 自生气泡沫压裂液体系携砂性能评价试验 取100 mL 基液，20 mL 40 目陶粒，将陶粒加入到基液中搅拌均匀，加入0.34 mL 0.1∶20 的交联剂，搅拌均匀后，倒入100 mL 量筒中。在10 ℃、25 ℃、40 ℃、60 ℃下沉砂，2 h 之内均未沉降。

2.3.7 压裂液性能实验 按3.6%CO（NH2）2+4.5%NaNO2+0.35%酸性胍胶稠化剂+0.6%交联剂+0.3%助排剂配成压裂液，进行砂比为35%支撑剂静态沉降实验。

20～40 目的石英砂在24 h 内未有明显沉降，表明酸性胍胶体系+CO（NH2）2/NaNO2生气后能实现很好的悬砂，且悬砂比例可以达到35%。

2.3.8 泡沫半衰期 按3.6%CO（NH2）2+4.5%NaNO2+0.35%酸性胍胶稠化剂+0.6%交联剂+0.3%助排剂+6%催化剂（15%HCl）配成压裂液，常压条件下，在常温和50 ℃下，测试泡沫体系的泡沫半衰期。

体系在室温常压下的泡沫半衰期达到10 h 以上，50 ℃常压下的泡沫半衰期能达到200 min。

2.3.9 滤失测试 参照SY/T 5017—2016《水基压裂液性能评价方法》，以天然岩心为过滤介质，对体系基液进行静态滤失测试。静态滤失满足行业标准：初始滤失≤5×10-2m3/m2，滤失系数≤1×10-3m/min1/2（表4）。

表4 压裂液滤失实验

2.3.10 岩心伤害实验 参照SY/T 5017—2016《水基压裂液性能评价方法》，测试基液体系对岩心基质的伤害率。岩心基质伤害率满足行业标准≤30%（表5）。

表5 岩心伤害实验

3 实施效果

在Y417 区块开展试油井2 口，储层特征延8、延9 油层组砂岩以细－中粒岩屑质长石石英砂岩、长石质石英砂岩为主，层内发育水平层理和斜层理，沉积层序从底部含煤沉积开始，砂泥互层沉积，电阻呈现高峰状，自然伽马呈锯齿状，富含植物化石。平均孔隙度17.9%，渗透率132.2×10-3μm2，铸体薄片分析颗粒主要粒径为0.2～0.4 mm，最大粒径2.0 mm，主要为次圆－次棱角状，分选较好，接触方式以点-线接触为主，储层为弱～无水敏、弱～无速敏、弱～无酸敏、弱盐敏。

油藏类型为底水直接接触，Y417-01 井设计加砂量为2.0 m3，施工排量为0.8 m3/min，砂比为10%，射孔段为2 191.4～2 192.4 m；试排产量为油22.9 t、水8.9 m3，投产初期日产液为5.4 m3、日产油为3.9 t，含水率为14.3%。

4 结论及建议

（1）针对一般泡沫压裂液存在成本高、专用设备多、施工风险高等缺点，研制出一种自生气泡沫压裂液。对该压裂液性能的评价实验结果表明，自生气泡沫压裂液具有滤失量小、携砂性能好、助排能力强、对地层伤害小等特点，完全能满足压裂工艺的加砂、加速破胶返排和低伤害的要求，能广泛应用于低压低渗、漏失及水敏性地层，是一种优质低伤害压裂液体系，是国内外压裂液发展的一种趋势。

（2）通过现场试验，自生气泡沫压裂液具有较好的携砂能力，同时现场返排率明显提升，生产后含水率稳定，具有较好的稳产潜力。

（3）做好施工方案优化、施工过程管控是提高实施效果的重要手段。