低濃度胍膠壓裂液體系在致密砂巖氣藏的研究與應(yīng)用

楊 發(fā) ，盧 震 ，張海峰

（1.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司工程技術(shù)研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，陜西西安 710018）

致密砂巖氣是指覆壓基質(zhì)滲透率小于或等于0.1 mD的砂巖氣層，我國的致密砂巖氣藏主要分布于含煤系地層的盆地中，截止2015年，探明地質(zhì)儲量超過15×1013m3，資源潛力巨大。但是由于其儲層物性差，單井一般無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能低于工業(yè)氣流下限，必須經(jīng)過水力壓裂改造方可獲得工業(yè)天然氣產(chǎn)量。近年來，隨著大型壓裂改造技術(shù)的進步和規(guī)模化應(yīng)用，實現(xiàn)了單井產(chǎn)量提高和開發(fā)成本降低，致密砂巖氣資源的大規(guī)模開發(fā)取得了重大進展[1-3]。

YC-1區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東北部伊陜斜坡東北段、晉西撓褶帶西北緣，區(qū)塊面積746 km2，儲層埋藏深度1 400 m～2 400 m，儲層溫度50℃～70℃，主力產(chǎn)層為山西組和石盒子組。巖心實驗表明，該區(qū)塊儲層具有低孔、低滲、低壓力系數(shù)、強水鎖特點，儲層平均水鎖損害率達(dá)到73.9%；同時在同一平面上表現(xiàn)出一定的非均質(zhì)性，壓裂改造難度大。室內(nèi)從降低壓裂液殘渣和水鎖傷害、提高裂縫導(dǎo)流能力出發(fā)，通過系統(tǒng)研究開發(fā)出新型復(fù)合交聯(lián)劑、水鎖處理劑、高效黏土穩(wěn)定劑和助排劑，形成一套低濃度胍膠壓裂液體系。在保證體系良好耐溫耐剪切性能基礎(chǔ)上，通過降低稠化劑濃度、提高返排效果，開發(fā)了低濃度胍膠壓裂液體系，與壓裂工藝相結(jié)合，獲得了較好的應(yīng)用效果[4-10]。

1 低濃度壓裂液體系開發(fā)與評價

1.1 主要實驗儀器

RS6000模塊化旋轉(zhuǎn)流變儀（德國賽默飛世爾科技有限公司）、ACFDS-800-10000高溫高壓巖心流動實驗儀（美國Temco公司）、K100表/界面張力儀（德國Kruss公司）、IFT-820P高溫高壓表界面張力儀（美國Temco公司）、高溫高壓失水儀（江蘇海安縣石油科研儀器有限公司）、六速旋轉(zhuǎn)黏度計（山東青島海通達(dá)公司）、高溫高壓膨脹儀（山東青島海通達(dá)公司）、高速攪拌器、秒表等。

1.2 壓裂液體系建立

在保證壓裂液體系良好耐溫耐剪切性能的基礎(chǔ)上，通過降低稠化劑濃度和開發(fā)新的交聯(lián)劑，對低濃度壓裂液體系進行了開發(fā)。首先，在其他添加劑濃度不變的情況下，考察了不同稠化劑濃度下體系的基液黏度和交聯(lián)性能（見表1）。從實驗結(jié)果可以看出，稠化劑濃度越高，基液黏度越大，越有利于形成良好的交聯(lián)效果，當(dāng)改性胍膠的濃度高于0.25%時可以取得較好的交聯(lián)效果。

表1 不同稠化劑濃度下的交聯(lián)性能

從胍膠壓裂液體系的交聯(lián)原理看，胍膠的濃度越低，溶液中聚合物提供作為交聯(lián)基團的順式鄰位羥基越少，基團間的空間間距越大。為了使這些有限的交聯(lián)基團間能夠形成有效交聯(lián)，需要增大交聯(lián)劑離子的體積半徑，同時使體系保持在適度的pH環(huán)境下，以形成穩(wěn)定的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)[11，12]。研發(fā)的新型有機硼交聯(lián)劑采取新的絡(luò)合體，增大了交聯(lián)離子的體積半徑，在pH值為8的環(huán)境下可以與低濃度條件下的胍膠分子形成有效的交聯(lián)作用，最終形成了如下壓裂液配方：0.25%～0.30%胍膠+0.5%黏土防膨劑+0.3%助排劑+0.5%降水鎖處理劑+0.1%pH 調(diào)節(jié)劑，交聯(lián)比（體積比）：100：0.3，破膠劑加量：0.015%～0.04%APS。

1.3 壓裂液體系性能綜合評價

依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》對低濃度胍膠壓裂液體系進行了系統(tǒng)的性能評價。

1.3.1 耐溫耐剪切性能 室內(nèi)使用RS6000流變儀，在170 s-1條件下考察了壓裂液體系的耐溫耐剪切性能。實驗結(jié)果顯示，不同稠化劑濃度下，壓裂液體系分別在50℃、70℃下經(jīng)過90 min剪切黏度均保持在50 mPa·s以上，體系能夠滿足70℃以內(nèi)儲層加砂壓裂改造的需求。

1.3.2 助排性能 對于致密砂巖氣藏，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、吼道細(xì)微，儲層中流體受毛管阻力影響大，并且大多儲層壓裂系數(shù)較低，因此要求壓裂液具有較高的返排效率，以減少對儲層的傷害。采用德國Kruss公司K100型表界面張力儀考察了低濃度壓裂液體系破膠液在不同溫度下的表面張力和界面張力（見表2）。實驗結(jié)果表明，該壓裂液體系具有較低的表面張力和界面張力，從而有利于壓后返排液的快速返排，降低對儲層的傷害。

表2 助排性能測試結(jié)果

1.3.3 破膠性能 室內(nèi)考察了不同稠化劑濃度下，壓裂液體系分別在50℃、70℃下的破膠性能（見表3、表4）。實驗結(jié)果顯示，通過添加不同加量的破膠劑，可以實現(xiàn)低濃度壓裂液體系在不同時間內(nèi)的破膠。

表3 破膠性能測試結(jié)果（0.25%HPG，50℃）

表4 破膠性能測試結(jié)果（0.30%HPG，70℃）

1.3.4 黏土防膨性能 黏土穩(wěn)定劑含有的離子基團可以有效防止黏土內(nèi) Ca2+、Mg2+、K+、Na+等離子的運移，低濃度壓裂液體系在不同溫度下的黏土防膨率均達(dá)到90%以上，說明體系具有良好的黏土防膨性能，可以有效預(yù)防改造后儲層的黏土膨脹和運移（見表5）。

表5 黏土防膨性能測試結(jié)果

1.3.5 殘渣含量測定 分別對不同稠化劑濃度下的低濃度壓裂液體系的殘渣含量進行了測定，0.25%稠化劑濃度下體系的殘渣含量平均為190 mg/L，0.30%稠化劑濃度下體系的殘渣含量平均為220 mg/L，均遠(yuǎn)低于常規(guī)胍膠壓裂液體系的殘渣（300 mg/L～560 mg/L），有利于降低體系對裂縫導(dǎo)流能力的傷害（見表6）。

表6 殘渣含量測定結(jié)果

1.3.6 濾失性能 使用GGS71-A型高溫高壓濾失儀考察了低濃度壓裂液體系在不同溫度下的靜態(tài)濾失性能（見表7）。實驗結(jié)果表明，體系的靜態(tài)濾失系數(shù)低于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)值 1.0×10-3m/min1/2。

表7 靜態(tài)濾失性能測試結(jié)果

1.3.7 巖心基質(zhì)滲透率損害率 采用美國Temco公司的“酸化多功能巖心驅(qū)替模擬實驗系統(tǒng)”和現(xiàn)場取巖心，考察了低濃度壓裂液體系的巖心基質(zhì)滲透率損害率（見表8）。實驗結(jié)果表明，體系的巖心基質(zhì)滲透率損害率較低，平均為11.3%。

2 現(xiàn)場應(yīng)用效果

低濃度胍膠壓裂液體系在YC-1區(qū)塊致密砂巖氣藏共計應(yīng)用42口探井、120層段，入井液量共計40 000 m3，施工排量 1.8 m3/min～2.6 m3/min，單層最大加砂量50 m3，最高砂比42%，施工壓力平穩(wěn)（以YC-27井為例），施工成功率100%。應(yīng)用效果表明，低濃度胍膠壓裂液體系在較低排量施工條件下能夠滿足70℃以內(nèi)儲層的加砂壓裂改造需求，該壓裂液體系具有良好的耐溫耐剪切性能和攜砂造縫能力。試驗井投產(chǎn)3個月后，選取同一井網(wǎng)單元的鄰井進行對比，試驗井平均產(chǎn)量為7.0×103m3/d，為對比井的1.4倍。開發(fā)的低濃度胍膠壓裂液體系實現(xiàn)了低殘渣、低傷害和有效改造儲層的目的，增產(chǎn)效果明顯。

表8 巖心基質(zhì)滲透率損害率實驗結(jié)果

3 結(jié)論

（1）通過開發(fā)新型交聯(lián)劑，增大交聯(lián)離子體積半徑，并保持適度的pH環(huán)境，在降低稠化劑濃度的同時保證了體系良好的耐溫耐剪切性能，從而開發(fā)出低濃度改性胍膠壓裂液體系，稠化劑的濃度為0.25%～0.30%。

（2）該低濃度壓裂液體系具有良好的耐溫耐剪切性能，破膠徹底，殘渣含量低，破膠液表/界面張力低，黏土防膨性能良好，對儲層的傷害小，能夠滿足70℃以內(nèi)儲層的施工要求。

（3）現(xiàn)場應(yīng)用效果表明，開發(fā)的低濃度胍膠壓裂液體系實現(xiàn)了低殘渣、低傷害和有效改造儲層的目的，試驗井投產(chǎn)3個月后，平均產(chǎn)量為同一井網(wǎng)單元鄰井的1.4倍，增產(chǎn)效果明顯。同時，通過降低稠化劑濃度還實現(xiàn)了施工成本的降低，為致密砂巖氣藏的高效開發(fā)提供了一條有效途徑。