羧甲基羥丙基壓裂液體系在長慶華慶油田的應用

王春鵬 楊艷麗 崔偉香 王尚衛 徐敏杰 黃高傳

（1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院·中國石油油氣藏改造重點實驗室，河北廊坊 065007； 2.長慶油田公司超低滲透油藏研究中心，陜西西安 710018）

華慶油田長6 儲層為長慶低滲透油藏的主力儲層，平均滲透率0.5 mD，孔隙度集中分布在8%～12%范圍內，天然裂縫不發育，砂體變化較小，濾失系數較低，屬典型低孔、低滲儲層［1］。目前該區塊常用的壓裂液稠化劑質量分數以0.35%～0.50%為主［2］，具有較好的交聯性能、良好的耐溫耐剪切性及流變性能，能夠滿足施工要求。近年來，降低稠化劑質量分數、減少壓裂液殘渣傷害已經成為提高低滲透儲層改造效率的主要研究方向［3-6］。前人在以往研究中，形成了適用于中高溫（90～140 ℃）儲層的低濃度壓裂液體系［7］，針對長慶低滲透儲層形成了適用于堿敏儲層的羧甲基壓裂液體系［8］，稠化劑質量分數為0.2%的低濃度羧甲基壓裂液體系也試驗性地應用2 口井［9］，但沒有大面積推廣。針對華慶長6 儲層的特點，研制了稠化劑質量分數為0.25%的羧甲基羥丙基瓜膠（Carboxymethyl-hydroxypropyl Guar Gum，以下簡稱CMHPG）壓裂液體系，該體系降低了華慶油田配液用水中高濃度鈣鎂離子對壓裂液性能的影響，具有攜砂能力強、破膠徹底、殘渣含量低等特點。

1 壓裂液對裂縫導流能力傷害機理分析

為評價壓裂液對裂縫導流能力的傷害，對其傷害機理進行分析。首先，應用掃描電鏡觀察支撐劑顆粒表面，可以發現，壓裂液破膠液流過支撐劑填充層后，壓裂液殘膠在支撐顆粒表面形成了膜狀膠結物，殘渣堵塞了支撐劑顆粒之間通道（圖1），降低了支撐劑顆粒間的連通性，進而降低了導流能力，影響了壓裂改造效果；其次，將稠化劑質量分數分別為0.25%和0.30%的CMHPG 壓裂液的破膠液與清水進行導流能力評價對比實驗，從實驗結果可以看出，相同實驗條件下（閉合壓力40 MPa，鋪砂濃度5 kg/m2）兩種壓裂液破膠液對導流能力的傷害分別為64%和81%（圖2），稠化劑質量分數越低，破膠液對裂縫導流能力的傷害越小。因此，在保證壓裂液攜砂能力的前提下，減少瓜膠的用量可降低壓裂液破膠液對支撐裂縫導流能力的傷害，提高壓裂改造效果。

圖1 支撐劑表面掃描電鏡圖片

圖2 不同質量分數CMHPG 壓裂液導流能力對比

2 羧甲基羥丙基壓裂液體系的研發

為降低壓裂液破膠液對裂縫導流能力的傷害，需要在保證攜砂性能的前提下，選擇殘膠、殘渣含量低的稠化劑，并盡量減少稠化劑用量。

CMHPG 是瓜膠（Hydroxypropyl Guar Gum，以下簡稱HPG）的改性產品，其水不溶物減少、水溶速度加快、防腐貯存性能得到了改善。應用CMHPG壓裂液與HPG 壓裂液的破膠液分別進行導流能力評價實驗。用掃描電鏡觀察實驗后的支撐劑顆粒，可以發現在相同稠化劑質量分數條件下，CMHPG壓裂液破膠液進行實驗的支撐劑顆粒表面膠結物較少，支撐劑顆粒間無碎屑堵塞通道（圖3a），采用HPG 壓裂液破膠液進行實驗的支撐劑顆粒表面膠結物較多，并且殘渣已堵塞顆粒間的通道（圖3b）。導流能力實驗結果表明（圖4），相同條件下（鋪砂濃度10 kg/m2，稠化劑質量分數0.25%），HPG 壓裂液的導流能力僅為CMHPG 壓裂液的60%～70%。可見，CMHPG 壓裂液對導流能力傷害較小。

圖3 實驗后支撐劑掃描電鏡圖片

圖4 相同質量分數HPG 與CMHPG 導流能力對比

在其他添加劑不變的情況下，改變稠化劑的用量。將不同稠化劑質量分數下的基液黏度和交聯時間進行對比，由表1 可看出，稠化劑質量分數越高，基液黏度也越高，交聯時間越短，稠化劑質量分數超過0.25%后可得到較好的交聯效果。

表1 稠化劑質量分數不同時交聯情況

水基凍膠壓裂液大多在堿性條件下交聯，現場配液用水的礦化度嚴重影響壓裂液的性能。經檢測華慶地區配液用水中Ca2+含量為280 mg/L，Mg2+含量為160 mg/L，分別為當地飲用水的5.6 倍和4.0 倍。較高濃度的Ca2+、Mg2+在堿性條件下會產生沉淀，不僅影響瓜膠的溶脹和增黏，還會影響交聯凍膠的彈性和耐剪切性。因此在壓裂液配方中加入凝膠穩定劑，通過化學作用，使溶液中的Ca2+、Mg2+在堿性條件下以離子狀態存在。通過降低CMHPG 質量分數和加入凝膠穩定劑，最終形成壓裂液配方：0.25%羧甲基羥丙基瓜膠+0.5%助排劑+0.5%黏土穩定劑+0.5%凝膠穩定劑+0.4%交聯促進劑+交聯劑+0.015%破膠劑。

3 性能評價

3.1 耐溫耐剪切性與流變性

針對華慶長6 儲層溫度65～70 ℃的實際情況，實驗室評價了該體系在70 ℃條件下的流變性能。以170 s–1的剪切速率剪切交聯后的CMHPG壓裂液，90 min 后壓裂液的表觀黏度為172 mPa·s（圖5），可以滿足施工要求。

圖5 CMHPG 質量分數0.25%時壓裂液耐溫耐剪切性能

3.2 破膠性能與殘渣含量

考慮到壓裂施工結束約30 min 后放噴，依據井底溫度場恢復計算此時地層溫度約為50 ℃。在50 ℃下以0.015%的比例向該體系中加入破膠劑，30 min 后破膠液黏度小于5 mPa·s（表2），殘渣含量為128 mg/L，為同濃度HPG 壓裂液的25.6%。

表2 破膠實驗結果

3.3 靜態濾失性能

使用Bariod 高溫高壓靜態濾失儀，測試了70 ℃時壓裂液體系的靜態濾失性，得到的濾失系數為9.72×10-4m/min1/2，靜態初濾失量為0.296 m3/m2。

3.4 巖心傷害實驗

選擇華慶長6 儲層6 塊巖心應用巖心動態流動儀對CMHPG 壓裂液體系進行巖心損害評價實驗，實驗前巖心的平均滲透率為0.62 mD，實驗后平均滲透率為0.45 mD，損害率為27.4%，低于常規HPG 壓裂液的巖心損害率的35%～55%。

4 現場應用

該體系在長慶華慶油田長6 儲層成功應用23 井次，從施工曲線上看，破裂壓力為22.4～35.0 MPa，施工壓力平穩，裂縫延伸順利，壓裂液性能穩定，平均加砂量36.5 m3，平均砂比30.0%。與常規壓裂液相比，液量和加砂量沒有變化，達到了預期的目標。試驗井壓裂改造后6 個月的平均比采油指數為同井組對比井的1.4 倍，應用效果較好，可以大規模推廣應用。

5 結論

從初期的探索到有針對性的現場試驗，再到試驗井區的應用，羧甲基羥丙基壓裂液體系在長慶低滲透油藏經歷了從試驗到完善的發展過程。通過幾年的技術攻關與現場試驗，羧甲基羥丙基壓裂液體系實現了在低溫條件下的可控交聯和快速破膠，解決了與現場配液用水的適應性等問題，在長慶華慶長6 儲層試驗區塊取得了較好的效果，形成了適合華慶長6 儲層的低濃度羧甲基羥丙基壓裂液體系，為低滲透油藏提高改造效果提供了一條有效途徑。

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