鄭克祥 怡寶安 袁文義 王 佳

(1.中國石油新疆油田公司西部鉆探固井壓裂工程公司 2.中國石油新疆油田公司采油工藝研究院)

新疆油田烏夏斷裂帶壓裂液返膠原因與對策
——以鳳城1井為例

鄭克祥1怡寶安2袁文義2王 佳2

(1.中國石油新疆油田公司西部鉆探固井壓裂工程公司 2.中國石油新疆油田公司采油工藝研究院)

以鳳城1井為例，針對新疆油田烏夏斷裂帶風南斷壁佳木河組斷層在壓裂作業(yè)中出現(xiàn)的壓裂液返膠現(xiàn)象進行了分析，并提出了解決方案。對烏夏斷裂帶佳木河組斷層儲層巖石中所含礦物進行分析發(fā)現(xiàn)，硼、鈦、鋯等金屬離子含量過高是造成壓裂液破膠不徹底及返膠現(xiàn)象的主要原因，并由此提出了采用非植物膠壓裂液體系及生物酶與過硫酸鹽復(fù)配的壓裂液破膠體系的解決方案。圖5表1參5

壓裂液 返膠 破膠 壓裂改造

1 壓裂施工現(xiàn)狀

新疆油田準噶爾盆地西部隆起烏夏斷裂帶風南斷壁佳木河組斷層，儲層巖性主要為凝灰質(zhì)砂礫巖、安山巖，凝灰?guī)r，屬于低孔特低滲的差儲集層。壓裂施工時采用有機硼延遲交聯(lián)胍膠壓裂液體系，該壓裂液體系已在新疆準噶爾盆地油田各區(qū)塊的壓裂改造中使用1000余井次，壓裂液和壓裂施工工藝技術(shù)相對成熟。對烏夏斷裂帶儲層改造，采用大排量、大砂量的作業(yè)方法，對深層致密儲層造長縫。但在施工后發(fā)現(xiàn)，壓裂液出現(xiàn)返膠現(xiàn)象。

1.1 胍膠壓裂液體系的交聯(lián)性、抗溫耐剪切性及其

破膠性能

壓裂液組成為:0.55%HPG+0.04%KNF+X%KCl+1.0%PR－1+0.006%NaOH+1.0%YGB+1.0%HT+Y%APS。該壓裂液采用的是緩交聯(lián)技術(shù)，3min成膠;用哈克流變儀測其抗溫耐剪切性2h，最低粘度100mPa·s，滿足行業(yè)標準《(SY/T 5107—2005)水基壓裂液性能評價方法》的要求(＞50mPa·s);1h徹底破膠，用毛細管法測破膠液粘度＜5 mPa·s。

1.2 鳳城1井施工壓裂作業(yè)概況

風城1井構(gòu)造位置位于新疆準噶爾盆地西部隆起烏夏斷裂帶風南1井西二疊系佳木禾組火山巖巖性圈閉，鉆探目的是了解烏夏斷裂帶風南1井西二疊系佳木禾組火山巖體的含油氣性，發(fā)現(xiàn)二疊系新的勘探領(lǐng)域。

風城1井壓裂作業(yè)目的層段P1f1:4307.0m～4319.0m;地層溫度:100℃;作業(yè)采用有機硼延遲交聯(lián)胍膠壓裂液體系。

作業(yè)結(jié)束1h后開井返排，開井24h后排液體積不足20m3，返排過程中出現(xiàn)破膠液粘度高，呈現(xiàn)未破膠狀態(tài)(圖1)，取樣測返排液粘度153mPa·s，高于胍膠壓裂液體系破膠后其粘度應(yīng)小于5 mPa·s的要求。

2 原因分析

風城1井P1f14307.0m～4319.0m層段使用的機硼延遲交聯(lián)胍膠壓裂液體系是新疆油田較為成熟的水基壓裂液體系，該壓裂液體系在之前其他區(qū)塊作業(yè)未出現(xiàn)壓裂液破膠不徹底或返膠狀況，故分析過程中排除壓裂液自身不破膠的情況，主要分析該壓裂液體系與風城1井油樣及P1f14307.0m～4319.0m層段巖芯的配伍性能。

2.1 壓裂液破乳性能

將風城1井油樣與所應(yīng)用的胍膠壓裂液破膠液按3:1，1:3，1:1的體積比混合，裝入容器置于水浴鍋中加熱至95℃，將加熱后的混合液體放入?yún)且鸹煺{(diào)器攪拌10min，倒入比色管，然后放置于95℃水溶鍋中恒溫24h，實驗結(jié)果見圖2。

從圖2可知，壓裂液破膠液未與風城1井油樣發(fā)生乳化現(xiàn)象，因此可以排除乳化造成風城1井的返排液粘度高的原因。

圖1 風城1井壓裂液返排液樣

圖2 壓裂液破膠液與風城1井原油破乳實驗

2.2 壓裂液與巖屑的配伍性能

(1)基液與巖屑的配伍性分析

將壓裂液基液中的胍膠分別與其他四種添加劑(KNF、KCl、PR －1、NaOH)中的一種組合成 5 種混合液，并與風城1井P1f14307.0m～4319.0m層段巖屑混合，觀察現(xiàn)象，結(jié)果發(fā)現(xiàn)都能形成粘彈性凍膠。表明風城1井P1f14307.0m～4319.0m層段巖石中含有與壓裂液基液交聯(lián)的成分。

(2)壓裂液破膠液與巖屑配伍性分析

將壓裂液破膠液與風城1井P1f14307.0m～4319.0m層段巖屑混合后，放置3h后觀察，其結(jié)果見圖3。

從圖3可知，壓裂液破膠液與巖屑發(fā)生了膠聯(lián)。進一步證實該施工層段巖石含有能使基液及破膠液發(fā)生交聯(lián)作用的礦物組分。

圖3 壓裂液破膠液與巖屑配伍實驗

2.3 巖屑組分分析

將風城1井P1f14307.0m～－4319.0m層段巖塊采用雙道原子熒光光度計、x－射線熒光光譜儀檢測，檢測結(jié)果表明:風城1井巖石中含有大量硼、鈦、鋯、鋁等金屬離子如:硼含量達 400μg/g;鈦含量達6000μg/g。而根據(jù)壓裂液交聯(lián)機理，硼酸鹽、氯化鋯等鹽類能夠?qū)е轮参锬z及其衍生物快速交聯(lián)，是良好的交聯(lián)劑［1，2］。可見，儲層巖石中含有的硼、鈦、鋯、鋁等金屬離子是導(dǎo)致壓裂液的返膠的根本原因。

3 解決方案

上述分析結(jié)果表明，由于施工井目的層巖石中所含儲層礦物的特殊性導(dǎo)致了返膠現(xiàn)象的出現(xiàn)。針對這類含植物膠與地層巖石發(fā)生交聯(lián)的作業(yè)井的壓裂施工，筆者建議從以下幾方面調(diào)整壓裂液體系配方以滿足施工需要。

3.1 采用非植物膠壓裂液體系

酸性壓裂液，可與該類巖石中的鈦、鋯、鋁等離子交聯(lián);而現(xiàn)有的堿性壓裂液體系可與硼、鈦、鋯等離子交聯(lián);都不能避免反膠現(xiàn)象。而非植物膠壓裂液體系則不會和這些金屬離子交聯(lián)［3，4］。

非植物膠壓裂液體系交聯(lián)機理不同于植物膠壓裂液體系。例如無聚合物壓裂液，表面活性劑濃度在達到臨界膠束濃度(即CMC濃度)后即形成膠束溶液，當濃度大大超過臨界膠束濃度后，表面活性劑分子在短棒狀膠束上不斷插入而使膠束擴展，最終形成管狀或?qū)訝钅z束結(jié)構(gòu)，這種結(jié)構(gòu)由于表面活性劑分子間的強分子力使膠束溶液表現(xiàn)出高粘彈性。將表面活性劑按一定比例不斷加入到特種鹽類的溶液里循環(huán)攪拌，使表面活性劑的CMC濃度大幅度降低，就加速實現(xiàn)了表活劑溶液的膠束形態(tài)的變化，進而阻止液體流動，這種作用的結(jié)果增加了壓裂液的粘度，從而達到攜砂功能;而植物膠壓裂液體系則是鍵與鍵之間發(fā)生反應(yīng)，通過化學鍵力來達到壓裂液增粘，完成攜砂功能。所以，非植物膠壓裂液體系的成膠不受巖石中各種金屬離子的影響。在實驗室也證實，采用非植物膠壓裂液體系可以完全避免這種返膠現(xiàn)象(圖4)。

圖4 非植物膠壓裂液體系與該區(qū)塊巖石不發(fā)生返膠現(xiàn)象

3.2 采用生物酶和過氧化物復(fù)合破膠體系

新疆油田現(xiàn)有的堿性壓裂液破膠體系不能滿足該類目的層的壓裂需求，使用生物酶及過氧化物破膠體系［5］進行實驗，基液配方為:0.55%HPG+X%KCl+0.04%KNF+1.0%PR －1+0.006%NaOH，并與風城1井P1f14307.0m～4319.0m層段巖屑混合后破膠并觀察現(xiàn)象，實驗結(jié)果見表1。

從表1可知，采用生物酶及過硫酸鹽復(fù)合破膠體系能使胍膠壓裂液體系徹底破膠且不與風城1井P1f14307.0m～4319.0m層段巖石發(fā)生返膠現(xiàn)象(圖5)，故生物酶及過硫酸鹽復(fù)合破膠體可以滿足此類地層的壓裂施工需要。

表1 復(fù)合破膠體系壓裂液破膠性能實驗

圖5 生物酶及過硫酸鹽復(fù)合破膠體系巖石不發(fā)生返膠現(xiàn)象

4 結(jié)論

(1)胍膠壓裂液在烏夏斷裂帶風南斷壁佳木河組斷層使用時，破膠液有返膠現(xiàn)象。

(2)有機硼交聯(lián)的胍膠壓裂液破膠液與風城1井原油無乳化現(xiàn)象。

(3)風南斷壁佳木河組斷層巖石含有與HPG等植物膠發(fā)生自交聯(lián)的硼、鈦、鋯、鋁等金屬離子是造成壓裂液返排粘度高的根本原因。

(4)非植物膠壓裂液體系由于不受巖石中各種金屬離子的影響，可代替植物膠壓裂液體系解決鳳南斷壁佳木河組壓裂液返膠問題。

(5)采用生物酶及過氧化物復(fù)合破膠體系，也能有效解決壓裂液返膠問題。

1 米卡爾J.埃克諾米德斯.油藏增產(chǎn)措施［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2002:248－250.

2 萬仁溥.采油技術(shù)手冊第九分冊［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2002:312－341.

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CAUSE FOR VISCOSITY RE－INCREASING OF FRACTURING FLUID AND ITS COUNTERMEASURE，WUXIA FAULT ZONE:AN EXAMPLE FROM FENGCHENG 1 WELLOF XINJIANG OILFIELD

ZHENG Kexiang1，YI Baoan2，YUAN Wenyi2and WANG Jia2(1．Engineering Company of Cementing and Fracturing，CNPC Xibu Drilling Engineering Company Limited;2．Research Institute of Oil Production Technology，PetroChina Xinjiang Oilfield Company)．

Taking Fengcheng 1 well as an example，this paper analyzes viscosity re－increasing of fracturing fluid for fault of Jiamuhe Formation，Wuxia fault zone，Xinjiang oilfield，and then advances its solution．According to the analysis on minerals within reservoir rocks of the fault，it is found that significantly high content of metal ions including boron，titanium and zirconium is the major cause of viscosity re－increasing．Therefore，a solution to adopt both plant－free gel fracturing fluid system and fracturing fluid gelbreaking system made by bio－enzyme and persulfate is put forward．

fracturing fluid，viscosity re－increasing，gel breaking，fracturing reconstruction

鄭克祥，男，1978年出生，2004年畢業(yè)于大慶石油學院應(yīng)用化學專業(yè)，工程師;主要從事油氣田壓裂工藝研究。地址:(834000)新疆克拉瑪依中國石油新疆油田公司西鉆固井壓裂工程公司實驗中心。電話:13999316392。E－mail:zhengkexiang@petrochina.com.cn

NATURALGAS EXPLORATION＆DEVELOPMENT．v．34，no．3，pp．49 －51，7/25/2011

(修改回稿日期 2011－01－11 編輯 景岷雪)