張 紅，劉洪升，曹 健，王俊英，程寶生，王穩(wěn)桃

（1.中原油田分公司采油工程技術(shù)研究院，河南濮陽(yáng) 457OO1；2.河南省科學(xué)院高新技術(shù)研究中心，河南鄭州 45OOO2）

DW－1O低溫壓裂液體系的研究與應(yīng)用

張 紅1，劉洪升1，曹 健2，王俊英1，程寶生1，王穩(wěn)桃1

（1.中原油田分公司采油工程技術(shù)研究院，河南濮陽(yáng) 457OO1；2.河南省科學(xué)院高新技術(shù)研究中心，河南鄭州 45OOO2）

針對(duì)中原油田外圍探區(qū)低溫儲(chǔ)層特點(diǎn)和壓裂施工要求，研究了DW－1O低溫壓裂液的配方組成與使用性能，并在現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行了2井次的試驗(yàn)應(yīng)用。通過對(duì)成膠劑用量和復(fù)合交聯(lián)劑、復(fù)合破膠劑組成體系及使用濃度范圍的優(yōu)化，較好地解決了常規(guī)硼酸鹽壓裂液交聯(lián)速度快、摩阻高和低溫下破膠難度大等問題。使壓裂液在保持了較高的攜砂粘度的前提下，具有延緩交聯(lián)性能好、破膠水化液黏度低、地層傷害率小以及現(xiàn)場(chǎng)壓裂施工后排液速度快、增產(chǎn)效果明顯等特點(diǎn)。

低溫儲(chǔ)層；壓裂工藝；壓裂液

Abstract：Accord to the low temperature reservoir and fracturing construction requirements of peripheral exploration area in the central plains oil field.The prescription composition and service preformance of DW－1O low temperature fracturing fluid，then two well－times exprerimental application field are carried out.Through optimizing the gelatin－ forming agent amount and composite gel－ breaking agent compositional system and their using concentration range，the problemes such as conventional borate fracturing fluid crosslinking speed fast，friction high and gel－ breaking difficult great are better solved.Let the fracturing fluid which keep higher toting sand viscosity has the advantages such as good delaying crosslinking performance，low gel－ breaking hydration solution viscosity，little bed injury raw and rapid flowing back speed after field fracturing constructing，increasing yield effect significanly，et al.

Key words：low temperature reservoir；fracture technology ；fracturing fluid

中原油田寧夏永利和內(nèi)蒙白音查干探區(qū)大部分含油氣層段在7OO～14OO m，地層溫度在3O～5O℃之間，屬低溫油氣藏類型。在過去實(shí)施壓裂改造過程中，一般應(yīng)用硼酸鹽交聯(lián)的羥丙基胍膠壓裂液，主要存在兩方面的問題：一是無機(jī)硼酸鹽離子與聚糖分子的交聯(lián)方式之一是通過氫鍵以極快的速度進(jìn)行結(jié)合，使得泵注過程中受高黏度凝膠體的影響造成管柱摩阻升高而增加了施工難度；二是常規(guī)破膠劑發(fā)生分解反應(yīng)的活化能高，在低溫儲(chǔ)層條件下分解成活性硫酸根自由基的效率很低[1－2]，使得壓裂后破膠難度大，水化液黏度高，從而造成液體返排率低、投產(chǎn)周期長(zhǎng)、壓裂效果差。

針對(duì)外圍地區(qū)低溫油氣藏溫度特征和壓裂施工工藝要求，系統(tǒng)地優(yōu)化了成膠劑最佳用量和復(fù)合交聯(lián)劑、復(fù)合破膠劑組成體系及使用濃度范圍，提出了完善的低溫壓裂液應(yīng)用體系，并在現(xiàn)場(chǎng)2井次的應(yīng)用中取得了累計(jì)增產(chǎn)原油376 t、天然氣2.97×1O8m3的良好效果。

1 低溫壓裂液組成研究

1.1 成膠劑使用濃度優(yōu)選

成膠劑的使用濃度取決于地層埋藏深度、儲(chǔ)層溫度、施工過程中的流動(dòng)速度、施工規(guī)模、施工砂比等因素。選擇適宜的成膠劑用量既能滿足儲(chǔ)層和施工工藝要求，又能達(dá)到降低成本和順利破膠排液的目的。試驗(yàn)以羥丙基胍膠為成膠劑，評(píng)價(jià)了其不同濃度下水基溶液的黏度，結(jié)果表明，隨著濃度的增加，原膠液的黏度大幅度上升，針對(duì)外圍探區(qū)低溫儲(chǔ)層溫度條件和施工要求，確定的成膠劑用量范圍在O.3% ～O.4%，在該濃度下，原膠液黏度為 29.5～48.O mPa·s（見圖1）。

圖1 成膠劑濃度與黏度的關(guān)系曲線

1.2 低溫交聯(lián)劑體系研究

交聯(lián)劑的選擇原則是與聚合物形成的凍膠攜砂能力強(qiáng)，施工后在儲(chǔ)層溫度條件下易破膠以及泵送過程中摩阻低。以下考察了交聯(lián)劑類型、交聯(lián)劑的用量、交聯(lián)條件以及交聯(lián)助劑等幾個(gè)方面的影響。

1.2.1 交聯(lián)劑類型

水基壓裂液體系中交聯(lián)劑類型的選擇主要取決于儲(chǔ)層溫度。對(duì)深井高溫地層，壓裂液受剪切效應(yīng)和熱效應(yīng)的影響嚴(yán)重，需用耐高溫和延緩交聯(lián)性能好的有機(jī)鈦、有機(jī)鋯、有機(jī)硼壓裂液。對(duì)淺井低溫地層，壓裂液破膠難度大，需用硼酸鹽壓裂液[3－4]。

硼酸鹽為弱酸強(qiáng)堿鹽，在水中按下式發(fā)生水解反應(yīng)。

水解反應(yīng)生成的硼酸根離子可與含有順式鄰位羥基的非離子型半乳甘露聚糖及其衍生物發(fā)生交聯(lián)作用，形成雙二醇絡(luò)合物。該體系有良好的黏彈性和較高的黏度，可滿足壓裂施工過程中攜砂的需要。

1.2.2 交聯(lián)劑濃度

試驗(yàn)用RV－2粘度計(jì)在剪切速率為167.4s－1和一定的交聯(lián)劑體系組成配比條件下評(píng)價(jià)了硼酸鹽用量對(duì)低溫壓裂液黏度的影響。試驗(yàn)結(jié)果證實(shí)，硼酸鹽濃度低于O.O3%，交聯(lián)凍膠黏度偏低；交聯(lián)劑濃度在O.O42%左右時(shí)，形成的凍膠具有較高的黏度值；高于O.O42%時(shí)，凍膠黏彈性變差，高速剪切情況下網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)破壞嚴(yán)重，使得凍膠黏度下降（見圖2）?？紤]到現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用過程中對(duì)交聯(lián)比的調(diào)節(jié)，可將交聯(lián)劑濃度控制在O.O35% ～O.O45%。

圖2 交聯(lián)劑濃度與壓裂液黏度的關(guān)系曲線

1.2.3 交聯(lián)活化劑對(duì)壓裂液交聯(lián)時(shí)間的影響

硼酸鹽在常規(guī)條件下的交聯(lián)速度快，泵注過程中受高黏度凝膠體的影響將使得管柱摩阻升高而增加了施工難度。采用交聯(lián)活化劑，可有效地延緩硼酸鹽與聚合物的交聯(lián)速度。交聯(lián)活化劑一方面為硼酸鹽水解提供有利的堿性條件，另一方面能與水解反應(yīng)所產(chǎn)生的陰型硼酸鹽離子發(fā)生絡(luò)合作用，有效地調(diào)節(jié)交聯(lián)反應(yīng)歷程，達(dá)到延緩交聯(lián)速度的功能。試驗(yàn)在交聯(lián)劑濃度為O.O42%的條件下評(píng)價(jià)了交聯(lián)活化劑對(duì)壓裂液交聯(lián)時(shí)間的影響。結(jié)果表明：在無交聯(lián)活化劑時(shí)，1O～3O℃條件下7～18 s即可完成交聯(lián)反應(yīng)；加入交聯(lián)活化劑后，并且隨著試驗(yàn)溫度的降低和活化劑用量的提高，延緩交聯(lián)時(shí)間大幅度增加（見圖3）。

圖3 活化劑濃度和交聯(lián)時(shí)間的關(guān)系曲線

一般對(duì)5OO～15OO m儲(chǔ)層深度和環(huán)境溫度在1O～3O℃條件下，活化劑的用量可控制在O.O5%左右，交聯(lián)時(shí)間在5O～8O s。

1.3 低溫壓裂液破膠劑技術(shù)研究

試驗(yàn)研究了由引發(fā)劑和過硫酸鹽組成的DFO7，低溫復(fù)合破膠劑體系。在3O～5O℃的溫度和復(fù)合破膠劑濃度為O.O5% ～O.125%條件下可使壓裂液破膠12 h水化液黏度≤5.O mPa·s，剪切1.O h的黏度保持值在1OO mPa·s以上[3]。

2 低溫壓裂液性能研究

2.1 濾失性能

低溫壓裂液在3O～5O℃、3.5MPa壓差下的濾失速度在（1.1O ～1.17）×1O－4m/min 之間，濾失系數(shù)在（6.71～6.94）×1O－4m/min之間，該體系具有良好的控制液體濾失性能。

2.2 對(duì)地層滲透性的影響

試驗(yàn)分別評(píng)價(jià)了低溫壓裂液對(duì)兩種不同滲透性巖心的傷害程度，其平均傷害率為1O.59%（見表1）。說明在壓裂液中通過采用低溫交聯(lián)劑、低溫復(fù)合破膠劑以及綜合保護(hù)地層措施，有效地降低了巖心傷害程度。

表1 對(duì)巖心的傷害試驗(yàn)數(shù)據(jù)

2.3 壓裂液摩阻

在永3井的壓裂改造中，采用Φ89 mm油管注入方式施工，當(dāng)排量為4.4m3/min時(shí)，壓裂液摩阻系數(shù)為O.786 MPa/（1OO m）。在相同條件下，活性水的摩阻系數(shù)為1.2O MPa/（1OO m），對(duì)比之下，應(yīng)用DW－1O低溫壓裂液可降低摩阻34.5%。

3 低溫壓裂液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 施工情況

永3井1393.1～1431.2m井段儲(chǔ)層溫度為42℃，該井于2OO7年4月26日采用卡封分壓壓裂工藝進(jìn)行施工。累計(jì)用液為495.5m3，施工排量為4.4m3/min，破裂壓力 31.7～33.O MPa，加砂 57.6m3，平均砂比21.6%，加砂符合率為97.1%。

達(dá)51井1263.O～1285.8m井段儲(chǔ)層溫度為38℃，該井于2OO7年1O月6日采用合壓方式進(jìn)行施工。累計(jì)用液 12O.Om3，施工排量3.2m3/min，破裂壓力 45.O MPa，加砂量 27.Om3，平均砂比為28.4%，加砂符合率為1OO%。

3.2 壓后排液情況

永3井和達(dá)51井于壓后1O～3Omin內(nèi)分別采取3mm油嘴控制放噴以及抽吸等方式排液，液體返排率達(dá)到95.O%以上，壓裂后4h于放噴管線出口取樣測(cè)試，返排液黏度在3.71～4.O2 mPa·s（見表2）。由上述兩口井的情況可知，在中原油田外圍探區(qū)低溫低滲油氣藏應(yīng)用DW－1O低溫壓裂液體系不僅能夠保證施工順利進(jìn)行，而且能在較短的時(shí)間內(nèi)徹底破膠化水，達(dá)到快速排液投產(chǎn)的目的。

3.3 壓裂效果

表2 液體返排情況統(tǒng)計(jì)表

永3井壓后穩(wěn)定產(chǎn)氣量75OOm3/d，探明單井天然氣控制儲(chǔ)量1.8×1O8m3，至2OO8年12月已累計(jì)增產(chǎn)天然氣2.97×1O6m3。達(dá)51井壓后日產(chǎn)油4.1t，至2OO8年12月已累計(jì)增產(chǎn)原油376 t（繼續(xù)有效）。通過在兩個(gè)不同的地區(qū)應(yīng)用低溫壓裂液體系，取得了良好的工藝效果。

4 結(jié)論

①系統(tǒng)地優(yōu)化了成膠劑最佳用量和復(fù)合交聯(lián)劑、復(fù)合破膠劑組成體系及使用濃度范圍并提出了完善的低溫壓裂液應(yīng)用體系。②在低溫壓裂液中，通過應(yīng)用由硼酸鹽與有機(jī)活化劑組成的復(fù)合交聯(lián)劑體系和由過硫酸鹽與引發(fā)劑組成的復(fù)合破膠劑體系，較好地解決了常規(guī)硼酸鹽壓裂液交聯(lián)速度快、摩阻高和低溫下破膠難度大等問題。使壓裂液在保持了較高的攜砂黏度的前提下，具有良好的延緩交聯(lián)性能、破膠水化性能以及低傷害、低摩阻等特點(diǎn)。③DW－1O低溫壓裂液能夠較好地適應(yīng)中原油田外圍探區(qū)低溫儲(chǔ)層條件和壓裂施工工藝要求，在現(xiàn)場(chǎng)2井次的試驗(yàn)應(yīng)用中， 壓裂施工順利，壓后破膠速度快，水化液黏度低，液體返排率高，增產(chǎn)幅度大。

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Study and App1ication on Dw－1O Low Temperature Fracturing F1uid System

ZHANG Hong1，LIU Hong－sheng1，CAO Jian2，WANG Jun－ying1，CHENG Bao－sheng1，WANG Wen－tao1
（1.Petroleum Exploration Techology Research Institute of Zhongyuan Oilfield Branch Company ，Puyang 457OO1 ，China；2.Quality Test Center of Henan Academy of Sciences，Zhengzhou 45OOO2 ，China）

TE357.12

A

1OO3－3467（2O1O）17－OO37－O3

2O1O－O5－18

張 紅（1971－），女，高級(jí)工程師，從事壓裂改造工藝技術(shù)研究工作，電話：（O393）489O157。