鄂爾多斯盆地臨興神府區塊致密砂巖氣低溫壓裂液優化與應用

李斌 張紅杰 張祖國 趙俊

1.中聯煤層氣有限責任公司；2.中國石油化工股份有限公司石油勘探開發研究院

致密砂巖氣是非常規天然氣的重要組成部分，在天然氣資源結構中的意義和作用日益顯著［1-2］。中國致密砂巖氣資源豐富，可采資源量達到(9～13)×1012m3［3］。臨興神府區塊位于鄂爾多斯東緣地區，氣藏孔隙度為3.7%～15%，滲透率為(0.01～0.50)×10-3μm2。致密儲層低孔、低滲、滲流阻力大，水力壓裂是其增產改造的必要措施，而壓裂過程中壓裂液對儲層的傷害程度將直接決定改造效果，因此壓裂液的選擇是致密砂巖氣藏壓裂的關鍵環節。儲層埋深 900～2 100 m，僅為 35～55 ℃，溫度低，常規壓裂液體系不能實現徹底破膠，這是低溫致密氣儲層的開發難點。以往低溫儲層壓裂液配方研究中，對于破膠劑大部分采用氧化性破膠劑與低溫催化劑的組合進行優化［4-6］。該類破膠劑產品組合可以實現瓜膠壓裂液體系在低于50 ℃儲層溫度下快速破膠，但破膠不徹底。鄧紅琳等人［7］針對鄂南低溫儲層進行破膠劑優化，除采用常規的氧化性破膠劑加低溫催化劑，還采用了生物酶破膠劑，從而保證破膠的徹底性。對于添加劑性能的優化均是對比其性能參數，而并非考慮其與該地層的適用性。

首先對臨興-神府區塊大量取心，進行X射線衍射分析、電鏡掃描及巖心流動實驗等，充分了解地層礦物及孔隙結構特征，然后進行相應的破膠劑體系和稠化劑、黏度穩定劑及助排劑的優化，實驗過程均采用實際巖心或巖心粉來完成。最終優化出一套適用于該區塊的低溫壓裂液配方。

1 臨興神府區塊儲層認識

選取區塊內5塊巖心樣品，實驗依據石油天然氣行業標準SY/T 5336-2006［8］分析儲層礦物成分，具體實驗項目如下：氣測滲透率(表1)、X射線衍射全巖分析(表2)、黏土礦物成分分析(表3)、巖心掃描電鏡分析(圖1)；然后統計區塊內不同井區測井得到的溫壓參數(表4)。

本區塊儲層滲透率普遍小于 0.1×10-3μm2，呈現典型的致密砂巖儲層特征。其氣藏壓力偏低，易發生水鎖；黏土含量13%～28%，其中伊蒙混層的比例約20%，黏土膨脹性較強；伊利石和高嶺石等運移性黏土礦物含量較高，黏土運移性較強［9］。整體而言，儲層具有低溫、致密、易水鎖，黏土膨脹性和運移性較強等特點。

表1 巖心基質滲透率Table 1 Matrix permeability of the core

表2 X射線衍射全巖分析Table 2 X-ray diffraction bulk rock analysis

表3 黏土礦物成分分析Table 3 Analysis on clay mineral composition

圖1 巖心掃描電鏡分析樣片Fig.1 SEM core analysis samples

表4 儲層溫壓參數Table 4 Reservoir temperature and pressure parameters

基于對本區塊致密砂巖氣儲層認識，實現壓裂液在低溫儲層返排過程中完全破膠、防止水鎖、降低儲層傷害成為提高其產量的關鍵。

2 破膠劑優選

氧化性破膠劑的破膠機理為氧化產生游離基破壞瓜膠中聚合物的結構［10］，其破膠速度取決于分解速度，當溫度低于50 ℃，氧化分解周期太長，破膠能力迅速下降。臨興神府區塊大部分儲層溫度低于50 ℃，采用單一氧化性破膠劑時，破膠時間長，且破膠不徹底，無法滿足施工要求且壓裂液對儲層傷害大。低溫破膠催化劑可以加速氧化性破膠劑在低溫下的反應速率，在該配方中采用了高性能的酯類低溫催化劑。如圖2所示對比了溫度為35 ℃和45 ℃條件下，加入和不加入低溫催化劑的動態破膠結果，其破膠液具體配方為：0.3%瓜膠+0.1%黏土穩定劑A+0.1%黏土穩定劑C+0.18%pH值調節劑+0.015%交聯劑+0.1%延遲交聯劑+0.1%助排劑+0.04%低溫破膠催化劑+0.25%過硫酸銨。加入低溫破膠催化劑后，破膠時間明顯縮短，破膠反應的效率提高。

圖2 低溫催化破膠劑動態破膠實驗對比結果Fig.2 Comparison of dynamic gel breaking experiments on low-temperature catalytic gel breaker

生物酶破膠劑的破膠原理是生物酶與聚糖形成了遠遠低于糖鍵活化能的過渡物，使糖苷鍵更易于斷裂，而生物酶在反應前后不發生消耗可以繼續反應，所以其在短時間可將殘膠徹底降解。該種瓜膠生物酶破膠劑具有專一性，只與瓜膠發生反應，破膠徹底，破膠后殘渣少。同時，生物酶最佳作用溫度為30～80 ℃，相較于氧化性破膠劑，可接受更低的反應溫度。將配好的破膠液置于40 ℃恒溫水浴中進行靜態破膠劑實驗，實驗結果見表5。

表5 靜態破膠實驗結果對比Table 5 Comparison of static gel breaking experiments

A配方即單一氧化性破膠劑配方：0.3%瓜膠+0.1%黏土穩定劑A+0.1%黏土穩定劑C+0.18%pH值調節劑+0.015%交聯劑+0.1%延遲交聯劑+0.1%助排劑+0.25%過硫酸銨。

B配方即加入低溫催化破膠劑配方：0.3%瓜膠+0.1%黏土穩定劑A+0.1%黏土穩定劑C+0.18%pH值調節劑+0.015%交聯劑+0.1%延遲交聯劑+0.1%助排劑+0.25%過硫酸銨+0.04%低溫催化破膠。

C配方即加入生物酶破膠劑配方：0.3%瓜膠+0.1%黏土穩定劑A+0.1%黏土穩定劑C+0.18%pH值調節劑+0.015%交聯劑+0.1%延遲交聯劑+0.1%助排劑+0.25%過硫酸銨+0.003%生物酶。

D配方即同時加入生物酶破膠劑和低溫催化破膠劑配方：0.3%瓜膠+0.1%黏土穩定劑A+0.1%黏土穩定劑C+0.18%pH值調節劑+0.015%交聯劑+0.1%延遲交聯劑+0.1%助排劑+0.25%過硫酸銨+0.04%低溫催化破膠+0.003%生物酶。

靜態實驗結果表明低溫催化劑可以加速破膠反應，而生物酶可以提高破膠的徹底性，同時加入生物酶和低溫催化劑既可以控制合理的破膠時間保證壓后快速返排，又能提高破膠的徹底性。

各種破膠劑加量的優化主要參考破膠時間，同時要考慮壓裂液對地層的降溫影響。致密砂巖氣藏壓后關井時間越短，壓裂液與地層接觸時間越短，越有利于后期生產。臨興神府區塊壓后關井時間控制在1 h內，這就要求壓裂液在壓后1 h實現徹底破膠。首先利用壓裂模擬軟件MFrac模擬壓裂液進入地層后對地層溫度的影響，如圖3所示。

圖3 壓裂液對地層溫度的影響Fig.3 Effect of fracturing fluid on reservoir temperature

當注入溫度為10 ℃、地層溫度為50 ℃，壓裂液必然對地層有一定降溫作用。該降溫作用對于較高溫度的地層可以忽略不計，但是對于低溫儲層，需要重點考慮。例如當地層溫度為50 ℃，由于降溫作用，壓后1 h返排時，最后幾個砂比段泵入的壓裂液可能還未恢復到地層溫度50 ℃就需要返排。如果按照儲層溫度優化的破膠劑加量施工，必然會導致返排時部分壓裂液未破膠，從而攜帶更多支撐劑進入井筒，降低壓裂效率。所以破膠劑的加量采用階梯設計，根據每個階段返排時所處的實際溫度環境進行破膠劑加量優化，而非利用地層溫度進行統一優化。根據不同溫度、不同破膠時間，經過靜態破膠實驗優化出不同破膠劑加量，見表6。

表6 不同溫度不同破膠時間下破膠劑加量優化結果Table 6 Optimized dosage of gel breaker under different temperatures and gel breaking durations

3 壓裂液體系優化

3.1 瓜膠稠化劑優選

對于低滲氣藏，壓裂作業殘膠傷害會極大降低裂縫導流能力，影響壓裂改造的效率。同時考慮作業要求，瓜膠的水化時間需要滿足混配要求。該區塊瓜膠稠化劑優選主要考慮最大限度降低瓜膠用量，同時要求較快的水化速度，滿足在線混配的要求。壓裂優選的新型稠化劑是天然速溶瓜膠，顆粒極細，水化速度快，可滿足在線混配的要求［11-12］。如圖4所示，相同水化時間，加量1.5～3.0 kg/m3條件下，與傳統羥丙基瓜膠、高增黏人造聚合物瓜膠相比，優選的新型稠化劑下線性膠黏度比傳統瓜膠高27.27%～42.86%，比高增黏瓜膠高16.66%～25.00%。

圖4 3種線性膠黏度對比Fig.4 Viscosity Comparison between 3 kinds of linear gels

3.2 黏土穩定劑優選

壓裂液與地層的配伍性是評價壓裂液體系的重要指標。針對致密砂巖氣地層，主要包括黏土膨脹、黏土運移和水鎖傷害。對該區塊不同層位進行取心，經巖心分析可知，儲層中運移性黏土(伊利石、高嶺石)含量較高，黏土穩定劑是壓裂液重要成分。原體系有2種黏土穩定劑，一種為短效穩定劑A，屬于高效的銨鹽類黏土穩定劑，利用陽離子達到防止黏土膨脹的作用，0.1%的加量防膨效果相當于2%KCl；一種為長效穩定劑B，屬于聚季銨鹽類黏土穩定劑，該類黏土穩定劑的作用機理是通過長鏈型的分子結構對易移動的黏土顆粒進行纏繞，從而使黏土顆粒長效穩定，不運移。為獲得更好的黏土穩定效果，新體系重新復配了另一種長效穩定劑C，屬于黏土穩定劑A與黏土穩定劑B的復配產品，可同時防止黏土膨脹和運移，如圖5所示。

圖5 毛細管抽吸時間測試Fig.5 Capillary suction time test

利用毛細管抽吸實驗進行不同類型黏土穩定劑防止黏土膨脹和運移性能的測定。取地層巖心，磨碎后放入實驗設備，然后混配測試液體，記錄其流經盛放巖心粉的單元，測試時間越長表明流體向黏土分散越嚴重，黏土穩定效果越差。經過測定后，防止黏土膨脹和運移的能力從強到弱依次為：0.1%黏土穩定劑A加0.1%黏土穩定劑C組合，0.1%黏土穩定劑C，0.1%黏土穩定劑A加0.1%黏土穩定劑B組合。

3.3 助排劑優選

該區塊地層致密且氣藏壓力偏低，孔喉結構較差，易發生水鎖，壓裂液體系中需要添加助排劑降低毛管力促進返排。根據毛細管力計算公式

式中，C為毛細管力，N；γ為表面張力，mN/m；θ為接觸角，°；a為孔道半徑，mm；A=0.145。

對于氣藏，常規表面活性劑主要是通過降低表面張力來降低毛管力從而促進返排，但是從毛管力公式可以看出降低表面張力對于降低毛管力的能力是有限的。新型助排劑是一種胺氧化物類非離子表活劑，從降低表面張力和降低接觸角因子(cosθ)兩個方面共同作用減低毛管力。利用掛片法進行不同類型和不同加量表活劑的表面張力測定(圖6)，同時利用接觸角測量儀進行接觸角測定(圖7)。

新型表面活性劑與常規氟碳類表面活性劑對比，降低表面張力的能力相似，且增加其加量降低表面張力的能力沒有明顯改善。但在降低接觸角因子方面，新型表活劑明顯優于常規氟碳類表活劑，常規氟碳類表活劑對于改變接觸角基本沒有作用，且加量增加到0.15%以上，對于降低接觸角因子無任何改善。利用人造巖心進行注入測試，模擬壓裂液濾液在氣藏中的返排過程，測量返排率(圖8)，新型表活劑的返排率明顯優于常規氟碳類表活劑，且加量大于0.1%對于返排率的影響不大。

圖6 不同表面活性劑的表面張力測定值Fig.6 Measured interfacial tension of different surfactants

圖7 不同表面活性劑的接觸角測定值Fig.7 Measured contact angle of different surfactants

圖8 不同表面活性劑的返排液量和氣速關系Fig.8 Relationship between gas velocity and flowback rate of different surfactants

3.4 壓裂液體系性能測試

按石油天然氣行業標準進行多次實驗，形成壓裂液配方：0.3%瓜膠+0.1%黏土穩定劑A+0.1%黏土穩定劑C+0.18%pH值調節劑+0.015%交聯劑+0.1%延遲交聯劑+0.1%助排劑+0.15%低溫破膠催化劑+0.1%生物酶破膠劑+0.21%～0.40%過硫酸銨。

3.4.1 流變性

剪切速率170 s-1，剪切120 min后黏度大于300 mPa · s(圖9)，滿足壓裂施工攜砂要求。

圖9 壓裂液體系在45 ℃下的耐溫耐剪切性能Fig.9 Temperature and shearing resistance of fracturing fluid system under 45 ℃

3.4.2 破膠實驗

在35 ℃和40 ℃下，采用優化后的破膠劑配方進行2組破膠對比實驗，1 h后黏度均小于4 mPa · s，破膠徹底。具體實驗數據見表7。

表7 破膠液黏度測定Table 7 Measured viscosity of gel breaker

3.4.3 巖心傷害實驗

選取3個層位的巖心進行巖心傷害實驗，該體系對巖心傷害率小于16.1%(表8)。

表8 新壓裂液體系的巖心傷害實驗Table 8 Core damage experiment on the new fracturing fluid system

4 應用效果

優化后的壓裂液體系在本區塊應用超過100層。統計現場測試基液黏度為18～27 mPa · s，交聯時間35～55 s。壓裂施工結束關井1 h后，開井放噴，返排液黏度均低于5 mPa · s，已完全破膠。表9統計4個井區同一平臺上壓裂同一層位，前期采用未優化壓裂液體系與后期采用優化后壓裂液體系的施工規模和產量，使用優化后壓裂液體系的井增產效果明顯。

同時，為驗證生物酶破膠劑的破膠性能，在該區塊最初應用的7口水平井取返排液進行分子量測定，7口水平井垂深為1 500～1 700 m，儲層溫度為35～45 ℃，單口井壓裂液的使用量約為3 500 m3。壓后均實現1 h內返排，且壓裂液破膠徹底，施工后井口返出的返排液黏度現場實測均低于5 mPa · s。優化后壓裂液不添加任何破膠劑，返排液相對分子量約為2 170 000，添加常規破膠劑后，返排液相對分子量降至291 000。采用酶破膠劑優化后壓裂液的7口井破膠液分子量最大62 000，最小僅為21 000。

表9 壓裂液體系應用井次產量統計Table 9 Statistical application well times and production of fracturing fluid system

5 結論

(1)針對臨興神府區塊35～55 ℃低溫儲層，通過大量破膠實驗優化出一套結合低溫破膠與生物酶破膠壓裂液體系，解決了該區塊壓裂作業后無法徹底破膠所產生的壓后產量低的問題。

(2)大量巖心實驗后發現該區塊屬于高含黏土致密砂巖儲層，在認識該區塊儲層特性和巖石礦物組成基礎上，通過實驗優化黏土穩定劑、助排劑類型和加量，優選稠化劑，減少壓裂濾液對于儲層的傷害，降低瓜膠對于改造裂縫傷害。

(3)優化后的壓裂液體系在本區塊應用時，基液黏度為18～27 mPa · s，交聯時間35～55 s。壓裂施工結束關井1 h后開井放噴，返排液黏度均低于5 mPa · s。使用優化后壓裂液體系的井的產量整體高于前期采用未優化體系的井，增產效果明顯。