劉善勇，陳迪

大牛地氣田壓裂液體系性能評(píng)價(jià)及優(yōu)化

劉善勇1,2，陳迪3

（1.長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢430100；2.油氣鉆采工程湖北省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，湖北武漢430100；3.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院，北京100083）

大牛地氣田主要采用長(zhǎng)水平段水平井分段壓裂工藝進(jìn)行增產(chǎn)改造。壓裂液泵入地層后由于交聯(lián)時(shí)間過早，在管柱內(nèi)產(chǎn)生較大摩阻，造縫不充分，同時(shí)破膠不徹底易產(chǎn)生殘?jiān)瑢?duì)儲(chǔ)層造成傷害。為了提高該區(qū)塊壓裂改造的效果，優(yōu)選適合大牛地氣田的壓裂液體系，本文通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，對(duì)目前使用的壓裂液體系進(jìn)行了完整的性能評(píng)價(jià)?；诹髯兒推颇z實(shí)驗(yàn)，對(duì)不同類型的壓裂液體系進(jìn)行了優(yōu)化，結(jié)果表明：優(yōu)選后的壓裂液體系可適應(yīng)溫度范圍60～95℃儲(chǔ)層，壓裂液體系具有較好的耐剪切性和攜砂性。另外針對(duì)長(zhǎng)水平段分段壓裂施工，建議采用“膠囊破膠劑+過硫酸銨+低溫破膠活化劑”的組合方式。優(yōu)化后的壓裂液體系能夠滿足現(xiàn)場(chǎng)要求。

壓裂液；長(zhǎng)水平井；室內(nèi)評(píng)價(jià)；壓裂液優(yōu)化；破膠

大牛地氣田為儲(chǔ)量豐富的低孔、低滲致密氣藏，為提高儲(chǔ)層動(dòng)用率，近年來開始試用長(zhǎng)水平段水平井分段壓裂技術(shù)[1]。壓裂液在壓裂工藝中有著十分重要的地位，是壓裂成功的關(guān)鍵因素[2]。壓裂液作為壓裂改造油氣層中的入井流體，有利于形成高導(dǎo)流能力的裂縫，但在壓裂過程中由于壓裂液選擇不當(dāng)、性能較差或壓裂工藝不恰當(dāng)也會(huì)對(duì)儲(chǔ)層造成傷害，這種傷害不僅大大降低了填砂裂縫的導(dǎo)流能力，而且會(huì)損害儲(chǔ)層本身的滲流能力，引起儲(chǔ)層內(nèi)部結(jié)構(gòu)和性質(zhì)發(fā)生改變，從而造成對(duì)儲(chǔ)層的各種傷害[3]。所以，入井壓裂液及其性質(zhì)是壓裂中儲(chǔ)層傷害的重要外在因素，也是影響壓裂成敗和施工成本的諸多因素中最重要的因素；壓裂液類型、性能及其優(yōu)化優(yōu)選結(jié)果對(duì)是否形成一條足夠尺寸的、有足夠?qū)Я髂芰Φ牧芽p和減少對(duì)儲(chǔ)層的傷害、最大程度改善增產(chǎn)效果是密切相關(guān)的[4]。壓裂液的耐溫耐剪切性直接影響壓裂施工[5]，常規(guī)過硫酸銨氧化破膠劑分解率低，破膠困難，加大劑量很難控制破膠時(shí)間[6]。因此，本文根據(jù)大牛地氣田儲(chǔ)層特征和水平井分段壓裂工藝要求，在稠化劑、交聯(lián)劑、破膠機(jī)以及各種添加劑的優(yōu)選基礎(chǔ)上，通過壓裂液綜合性能評(píng)價(jià)，考慮壓裂液體系的耐溫耐剪切性和破膠時(shí)間的要求，優(yōu)選出適合于大牛地氣田壓裂所需的低傷害壓裂液體系。

1 室內(nèi)評(píng)價(jià)

大牛地氣田目前所使用的是羥丙基胍膠壓裂液體系：0.40%～0.45%羥丙基胍膠+0.5%粘土穩(wěn)定劑+1.0%KCl+0.5%高效助排劑SRSR-11+0.1%甲醛+pH調(diào)節(jié)劑（Na2CO3、NaOH）+有機(jī)硼交聯(lián)劑SRCL-1（交聯(lián)比：100:0.35～0.40）+0.005%～0.12%破膠劑（SRCB-1+APS+SRCB-1B）；室內(nèi)測(cè)試結(jié)果見表1。

表1 大牛地壓裂液體系基本性能參數(shù)Tab.1Basic parameter performance of fracturing fluids in Daniu di field

為了更好的評(píng)價(jià)壓裂液體系，分別對(duì)體系中的關(guān)鍵添加劑進(jìn)行了單獨(dú)評(píng)價(jià)。

1.1 稠化劑評(píng)價(jià)

稠化劑性能主要以其增粘能力、交聯(lián)能力、水不溶物含量來表征。針對(duì)低滲油藏壓裂，水不溶物引起的壓裂液殘?jiān)诳疾槌砘瘎┬阅軙r(shí)顯得尤其重要。室內(nèi)對(duì)現(xiàn)場(chǎng)胍膠樣品進(jìn)行了主要性能指標(biāo)檢測(cè)，結(jié)果見表2。

表2 幾種常用稠化劑評(píng)價(jià)結(jié)果對(duì)比Tab.2Comparison of different gelling agents characteristic

室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果表明：一級(jí)羥丙基胍膠以其水不溶物低、粘度高作為壓裂液稠化劑首選。

1.2 交聯(lián)劑的選擇

交聯(lián)劑是通過交聯(lián)離子將植物膠分子鏈上的活性基團(tuán)以化學(xué)鍵連結(jié)以形成具有粘彈性的三維網(wǎng)狀凍膠。室內(nèi)對(duì)SRCL-1有機(jī)硼交聯(lián)劑進(jìn)行了指標(biāo)檢測(cè)，結(jié)果見表3。

表3 SRCL-1有機(jī)硼交聯(lián)劑性能評(píng)價(jià)Tab.3Evaluation on the SRCL-1 crosslink characteristic

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：SRCL-1有機(jī)硼交聯(lián)劑能滿足大牛地氣田長(zhǎng)水平段水平井分段壓裂工藝對(duì)壓裂液交聯(lián)性能的要求。

1.3 高效助排劑性能評(píng)價(jià)

助排劑是通過降低處理液的表面張力和油水界面張力以及增大與巖石表面的接觸角，來降低處理液在地層流動(dòng)中的毛管阻力，消除“水鎖”效應(yīng)，促進(jìn)注入液體的排液速度，減少地層損害，提高壓裂效果。本研究評(píng)價(jià)了現(xiàn)場(chǎng)取樣DL-2助排劑、廠家送樣DL-10助排劑和低滲氣井壓裂專用高效助排劑SRSR-11，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。

表4 助排劑性能評(píng)價(jià)結(jié)果（測(cè)試溫度20℃）Tab.4Evaluation on the surfactants characteristic

表4結(jié)果表明，SRSR-11高效助排劑具有良好的降表面張力和界面張力性能，可以滿足低滲氣井壓后快速返排的要求。

1.4 破膠劑

破膠劑的目的是在施工結(jié)束后迅速把壓裂液的粘度降低以便返排生產(chǎn)。用碘量法分別測(cè)定了破膠劑在清水中常溫下不同時(shí)間內(nèi)釋放過硫酸銨量，以考察膠囊破膠劑的包裹完好性。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。

表5 膠囊破膠劑的延緩釋放性能Tab.5Evaluation on the breaker release rate characteristic

表5結(jié)果表明，SRCB-1膠囊破膠劑在常溫下具有良好的耐水性。優(yōu)選的低傷害壓裂液體系采用在前置液中加入膠囊破膠劑，以清除壓裂液形成的濾餅，攜砂液追加普通破膠劑的方法，以徹底快速破膠，同時(shí)還能保持壓裂施工所需要的較高粘度。

使用膠囊破膠劑可以解決破膠和粘度保持的關(guān)系，大大提高壓裂施工中粘度保持率，如使用膠囊破膠劑60min粘度保持率71%，而使用常規(guī)破膠劑過硫酸銨的粘度保持率為14%，見表6。

表6 不同破膠劑對(duì)基液粘度的保持率（%）Tab.6Viscosity retain ability on the different breakers

在長(zhǎng)水平段分段壓裂施工中，由于段數(shù)多、壓裂液量大，隨著壓裂液的注入，地層溫度會(huì)逐漸降低，破膠難度會(huì)越來越大，因此，在施工后期需要追加低溫破膠活化劑SRCB-1B。本研究破膠劑采用“膠囊破膠劑+過硫酸銨+低溫破膠活化劑”的組合方式。

2 壓裂液體系優(yōu)化

本部分研究工作從儲(chǔ)層特征和壓裂工藝對(duì)壓裂液的要求為基點(diǎn)，在大量壓裂液添加劑篩選和配伍性實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，優(yōu)化出適合大牛地氣田長(zhǎng)水平段水平井75～95℃儲(chǔ)層的中溫壓裂液體系。

（1）耐溫耐剪切流變性能評(píng)價(jià)方法參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5107-2005“水基壓裂液性能評(píng)價(jià)方法和SY/T 6307-2008”壓裂液通用技術(shù)條件，測(cè)定壓裂液耐溫耐剪切性能、破膠、濾失、助排等性能。

圖1 羥丙基壓裂液體系流變性曲線Fig.1Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐溫耐剪切性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：在170s-1、95℃條件下，剪切120min，表觀粘度大于300mPa·s，具有很好的攜砂性能。

圖2 羥丙基壓裂液體系流變性曲線Fig.2Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐溫耐剪切性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：在170s-1、95℃條件下，加入0.02%過硫酸銨破膠劑，剪切120min，表觀粘度大于100mPa·s，具有很好的攜砂性能。

圖3 羥丙基壓裂液體系流變性曲線Fig.3Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐溫耐剪切性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：在170s-1、75℃條件下，剪切120min，表觀粘度大于40 mPa·s，具有很好的攜砂性能。

圖4 羥丙基壓裂液體系流變性曲線Fig.4Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐溫耐剪切性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：在170s-1、75℃條件下，加入0.02%過硫酸銨破膠劑，剪切120min，表觀粘度大于100mPa·s，具有很好的攜砂性能。

圖5 羥丙基壓裂液體系流變性曲線Fig.5Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐溫耐剪切性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：在170s-1、60℃條件下，剪切120min，表觀粘度大于500mPa·s。

圖6 壓裂液體系耐溫耐剪切性能Fig.6Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐溫耐剪切性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：在170s-1、60℃條件下，加入0.02%過硫酸銨，剪切120min，表觀粘度大于50mPa.s，具有很好的攜砂性能。

圖7 壓裂液體系耐溫耐剪切性能Fig.7Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐溫耐剪切性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：在170s-1、60℃條件下，加入0.02%膠囊破膠劑，剪切90min，表觀粘度大于150mPa.s，具有很好的攜砂性能。

（2）變剪切速率下壓裂液的流變性能評(píng)價(jià)為了模擬壓裂液在水平井壓裂高剪切時(shí)的情況，室內(nèi)進(jìn)行了變剪切速率實(shí)驗(yàn)，剪切速率依次為170s-1，1000s-1，170s-1，1000s-1，170s-1，40s-1，在每一個(gè)剪切速率下剪切20min。

圖8 變剪切速率下壓裂液耐溫耐剪切性能Fig.8Rheology curve of HPG fracturing fluids

圖9變剪切速率下壓裂液耐溫耐剪切性能Fig.9Rheology curve of HPG fracturing fluids

圖3 -8和圖3-9的耐溫耐剪切性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：在95℃和70℃條件下，變剪切速率170s-1→1000s-1→170s-1→1000s-1→170s-1→40s-1下壓裂液的粘度恢復(fù)能力較好，能滿足高剪切速率下有效攜砂的性能。

（3）壓裂液基液與凍膠不同比例混合下的流變性能評(píng)價(jià)

水力噴射分段壓裂工藝現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施時(shí)是由油管加砂，環(huán)空補(bǔ)液和經(jīng)噴嘴節(jié)流高速剪切，其壓裂液性能要求與常規(guī)壓裂施工不同。壓裂液應(yīng)滿足油管注入交聯(lián)凍膠液和環(huán)空注入基液后，凍膠與基液不同比例下抗高剪切和有效攜砂的性能。

圖10 壓裂液耐溫耐剪切性能Fig.10Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐溫耐剪切性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：將壓裂液凍膠與基液1:1混合，混合后的體系在95℃、170s-1剪切速率下剪切120min，表觀粘度大于200mPa.s，能滿足有效攜砂的性能。

3 結(jié)論

（1）根據(jù)大牛地氣田長(zhǎng)水平段水平井75～95℃儲(chǔ)層特征和壓裂工藝要求，優(yōu)選壓裂液配方體系為中溫低傷害羥丙基胍膠壓裂液。

（2）使用“膠囊破膠劑+常規(guī)過硫酸鹽+低溫破膠活化劑”的三元破膠劑體系，實(shí)施尾追破膠劑技術(shù)，在滿足造縫和攜砂的同時(shí)，使壓裂液快速徹底破膠水化，快速返排，減少壓裂液對(duì)支撐裂縫導(dǎo)流能力的傷害。

（3）優(yōu)化的壓裂液體系具有一定的延遲交聯(lián)作用和良好的耐溫耐剪切性能及流變性能、破膠快、傷害小等特點(diǎn)，可滿足施工需要。

（4）建議現(xiàn)場(chǎng)施工過程中加強(qiáng)壓裂液現(xiàn)場(chǎng)質(zhì)量控制，配液用水清潔，配液用水的pH要求在7.0，并要求徹底清罐。

［1］陳作，何青，王寶峰，劉世華，吳春芳.大牛地氣田長(zhǎng)水平段水平井分段壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)［J］.石油鉆探技術(shù)，2013，41（6）：82-85

［2］羅英俊，萬仁溥.采用技術(shù)手冊(cè)［M］.北京：石油工業(yè)出版社.

［3］盧擁軍.壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的損害及其保護(hù)技術(shù)［J］.鉆井液與完井液，1995,12（5）：36-43.

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［5］杜海軍，曲世元，劉政帥，等.［J］.石油地質(zhì)與工程，2015,29（4）：139-143.

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Evaluation and optimization abs on fracturing fluids in Daniudi Gas Field

LIU Shan-yong1,2,CHEN Di3
（1.College of Petroleum Engineering in Yangtze University,Wuhan 430100 China；2.The Key Laboratory of Oil and Gas Drilling Engineering of Hubei Province,Wuhan 430100 China;3.School of Energy Resources,China University of Geoscience,Beijing 100083 China）

Long horizontal well completion method and mulit-staged fracturing technology was applied in Daniu di Gas Field.Because of earlier crosslink of fracturing fluids in tube,it would generated higher friction pressure and shorter fracture length.Meanwhile,the formation would be polluted due to the incomplete gel breaking and residue.In order to improve the effects of the reservoir stimulation,this paper give a full evaluation on the fracturing fluids with the lab test.Based on the rheology test and gell breaking test,the optimization of the fracturing fluids has been made.The results found for the formation with temperature between 60 to 95℃,the fluid system has a good ability of anti-shear and prop-carrying.In addition,for long horizontal well,"capsule breaker+ammonium persulfate+low temperature activator"was recommended.And the optimized system could meet the requirements on the field.

fracturing fluids;.long horizontal well;lab evaluation;fluids system optimization;gell breaking

TE39

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170253

2016-10-20

劉善勇（1987-），男，博士研究生，從事儲(chǔ)層改造技術(shù)和巖石力學(xué)相關(guān)研究。