耐溫耐剪切低傷害壓裂液性能評價及應用

李東 楊宇 郭程飛 陸松嵩 陳健

（1.成都理工大學能源學院，四川 成都 610051；2.中國石化河南石油工程有限公司，河南 南陽 473132）

耐溫耐剪切低傷害壓裂液性能評價及應用

李東1楊宇1郭程飛1陸松嵩1陳健2

（1.成都理工大學能源學院，四川 成都 610051；2.中國石化河南石油工程有限公司，河南 南陽 473132）

新場須家河組儲層屬于高溫、高壓、低滲致密儲層，井筒結構復雜，現場開展加砂壓裂施工難度大、效果差，因而需使用耐溫、耐剪切的高效壓裂液，同時該壓裂液對儲層傷害程度小。在新場氣田的氣藏條件下，對原有壓裂液體系進行改進，并研制出適合新場須二儲層120～140℃的耐高溫、耐剪切、低傷害壓裂液體系。通過對SL-1C低傷害壓裂液流變性、破膠性能、防膨性能、濾失性能、巖心傷害率、降水鎖實驗研究及新場氣田的現場應用，表明該新型壓裂液不僅具有良好防膨性能、攜砂能力、長時間剪切性能穩定、高黏低濾失等特點，而且還能解除水鎖傷害，壓后實現快速返排，對巖心傷害率低，返排效率高。

壓裂液 耐高溫 耐剪切 低傷害

0 引言

新場須二氣藏埋深4 500～5 300 m，儲層為高溫（120～140℃）、異常高壓、孔隙—裂縫型致密砂巖氣藏，儲層具有中等水敏和強的水鎖特征，壓裂改造對壓裂液性能要求較高［1］。針對這種高溫、高壓、地質條件復雜的儲層，普通壓裂液無法滿足性能要求［2］；筆者使用的SL-1C壓裂液具有耐溫、耐剪切、低傷害的特點，可以滿足施工需求，是應用于高溫、高剪切環境的理想壓裂液。

1 實驗準備

1.1 實驗儀器

M5500高溫高壓流變儀、TX500C全量程界面張力儀、高溫高壓濾失儀（巖心）、高溫高壓巖心流動實驗儀、燒杯、量筒等。

1.2 實驗藥品及材料

SL-3A原配方：0.55%瓜膠＋0.3%LDS-1殺菌劑＋0.5%LD-4黏土穩定劑＋1.5%LD-21溫度穩定劑＋0.5%BM-B8增效劑＋0.12%NaOH＋0.5%LD-12助排劑＋0.35%LD-51B交聯劑＋0.04%LD-PJ破膠劑。

低傷害SL-1C配方：0.58%瓜膠＋0.3%LDS-2殺菌劑＋0.5%LD-5黏土穩定劑＋2%LD-21溫度穩定劑＋0.6%BM-B10增效劑＋0.18%NaOH＋0.5%LD-12助排劑＋0.52%LD-52交聯劑＋0.04%LD-PJ破膠劑。

瓜膠為東營大誠生產，工業級；其他配方成分由室內復配獲得；巖心資料選用須家河（T3X2）儲層巖心，見表1。實驗均用蒸餾水配制。

1.3 實驗方法

本實驗參考SY/T 5107-2005、SY/T 6376—2008、SY/T 5764—2007等相應石油行業標準［3-5］對SL-1C新型耐溫、耐剪切、低傷害壓裂液進行室

內評價。

2 壓裂液實驗性能評價

2.1 壓裂液流變性能評價

新場須家河組致密儲層需進行大規模加砂壓裂改造，因此，加砂壓裂施工時間長，要求壓裂液具有高溫條件下具備長時間剪切穩定性，保持較好的攜砂性能，確保大型加砂壓裂施工順利完成，因此測定了SL-1C配方流變規律。壓裂液的流變數據及流變曲線見表2和圖1。

表2 SL-1C配方流變數據表（溫度140℃、剪切速率170s-1）

圖1 SL-1C配方流變曲線圖（140℃）

實驗結果表明，在溫度140℃、剪切速率為170s-1條件下，隨著測試時間的增加，SL-1C壓裂液的黏度呈下降趨勢；配制初期黏度高達402.4 mPa·s，即使連續剪切210 min，黏度仍保持在60 mPa·s以上。而一般壓裂液在溫度為140℃條件下，黏度基本丟失，遠不及SL-1C壓裂液，說明該壓裂液在高溫及長時間剪切條件下具有較高黏度，因而在新場須二氣藏條件下具有良好的攜砂性能，完全能滿足現場加砂壓裂施工對壓裂液性能要求。

2.2 破膠性能評價

對SL-1C配方進行破膠實驗，實驗數據如表3所示，該套體系破膠劑的加量在400 ppm時，120 min既可實現完全破膠，破膠后基液黏度低，不返膠。采用TX500C全量程界面張力儀測定破膠液（破膠劑400 ppm）的表面張力，其結果低至28.35 mN/m，有助于提高壓裂液的返排率，從而提高施工效果。

表3 壓裂液靜態破膠實驗數據表（溫度140℃、剪切速率170s-1）

2.3 濾失性能評價

對于孔隙型儲層而言，壓裂液的濾失主要受3種機理的控制，即：濾液黏度、地層流體的壓縮性以及壓裂液的造壁性［6-7］。在濾失的過程中，具有較高的黏度和造壁性能的壓裂液凍膠能夠隨著時間的推移在縫壁面逐漸生成濾餅，從而有效地降低濾失。從壓裂液濾失實驗可以得出，該140℃的高溫壓裂液配方其濾失系數為10.99×10-4m/min0.5；初濾失量為1.32×10-3m3/m2，說明該壓裂液體系具有很強的造壁性，從而減少流體向地層的濾失，有利于施工的順利進行［8］（圖2）。

2.4 防膨性能評價

須二儲層具有中等水敏特征，要求壓裂液具有高效的黏土防膨能力，分別采用耐高溫低傷害壓裂液配方SL-1C和原始配方SL-3A進行防膨性能評價實驗，其防膨率分別為79.2%和65.7%。

圖2 累計濾失量與時間平方根的關系圖

壓裂液應與地層黏度礦物具有良好的配伍性，黏土礦物水化膨脹程度越低，地層傷害程度越低，壓裂液的性能越理想。實驗結果表明，該壓裂液體系有效降低了對儲層傷害，具有低傷害特點。

2.5 降低水鎖傷害性能

壓裂措施使得氣層導流能力增加，大大提高氣井單井產量，但是壓裂措施帶來的水鎖傷害會導致產量降低，達不到預計效果，甚至現場試驗失敗，因而降低壓裂液的水鎖傷害是氣井增產的關鍵因素。進行了SL-1C和原始配方SL-3A水鎖傷害及傷害后的滲透率恢復實驗測試。實驗結果分別見表4及圖3。

表4 須二段巖心壓裂液水鎖傷害啟動壓力梯度測試

圖3 須二壓裂液配方滲透率恢復測定圖

由表4可知，兩種配方的初始啟動壓力梯度相差不大，泵入兩種壓裂液后均對巖心造成了一定程度的損傷，SL-3A原配方壓裂液傷害后啟動壓力梯度達到了0.235 MPa/cm，而SL-1C新配方壓裂液傷害后啟動壓力梯度只有0.163 MPa/cm，對巖心傷害較小。由圖3可以看出，帶解除水鎖劑的配方24 h巖心滲透率恢復率接近90%，解除水鎖傷害程度較高，比常規壓裂液配方滲透率恢復率提高20%，顯示出較強的降水鎖作用。

3 現場應用

以新場須二段致密砂巖氣藏6口井為例，儲層平均埋藏深度為4 865 m，平均溫度為130℃，都具有異常高壓、中等強度水敏和較強的水鎖特征。在開井初期，6口井日產氣量達到40×104m3，但穩產時間較短，投產1年后地層壓力明顯降低，微產氣。隨之采用SL-1C低傷害壓裂液體系進行現場壓裂改造并取得了非常顯著的效果，6口井累計入地液量為4 890 m3，累計入地砂量為400 m3，平均砂比為22%，累計纖維用量為120 kg，工藝成功率為100%，返排率達到86%，生產情況如圖4所示，6口井日產氣量穩定在43×104m3以上，穩產時間較長，最高可達100×104m3/d。因此，SL-1C低傷害壓裂液體系對于這類高溫高壓超深低滲儲層具有良好的應用效果，壓后不僅具有較高產氣量而且穩產時間較長，達到了增產的目的。

圖4 新場氣田須家河組氣藏綜合采氣曲線圖

4 結論

通過實驗研究及現場應用效果表明，SL-1C型壓裂液在高溫、高剪切條件下具有較高的黏度保持率，連續剪切210 min黏度仍能保持在60 mPa·s以上。2 h即可破膠，破膠液表面張力僅為28.35 mN/m，大大提高了壓裂液返排率。SL-1C低傷害壓裂液不僅具有良好的造壁性能，有效地減少了流體向地層的濾失，而且對地層傷害很低，傷害后地層滲透率恢復率最高可達到90%，有效地降低了水鎖傷害，對于此類高溫高壓超深水敏儲層有良好的應用前景。

［1］賴南君，葉仲斌，趙文森，等.川西致密氣藏水鎖損害室內實驗研究［J］.油氣地質與采收率，2004（6）：45-47.

［2］布志虹，田助紅，陳作.異常高溫高壓下超深特低滲砂巖氣藏的優化壓裂技術應用研究［J］.江漢石油學院學報，2000，22（4）：45-47.

［3］采油采氣標準化技術委員會，SY/T 5107—2005水基壓裂液性能評價［S］/中華人民共和國石油天然氣行業標準，2005.

［4］采油采氣標準化技術委員會，SY/T 6376—2008壓裂液通用技術條件［S］/中華人民共和國石油天然氣行業標準，2008.

［5］采油采氣標準化技術委員會，SY/T 5764—2007壓裂用植物膠通用技術要求［S］/中華人民共和國石油天然氣行業標準，2007.

［6］王鴻勛，張士誠.水力壓裂設計數值計算力法［M］.北京：石油工業出版社，1998.

［7］ECONMIDES MJ，NOLTE K G.油藏增產措施［M］.北京：石油工業出版社，2002.

［8］王童，聶勛勇.水力壓裂中的壓裂液濾失模型研究［J］.鉆井液與完井液，2008，25（3）：10-12.

（編輯：李臻）

B

2095-1132（2014）06-0038-03

10.3969/j.issn.2095-1132.2014.06.011

修訂回稿日期：2014-11-10

李東（1989-），碩士研究生，研究方向為儲層改造及效果評價。E-mail：742779745@qq.com。