壓裂-驅油耦合胍膠壓裂液在環慶油田的現場應用

劉 標 ，張振杰，王天賜，孫秀鵬，阿克巴爾·卡得拜，劉 鵬，劉 雨，趙 靜

（1.中國石油天然氣股份有限公司玉門油田環慶分公司，甘肅慶陽 745000；2.大連知微生物科技有限公司，遼寧大連 116023；3.中國石油天然氣股份有限公司玉門油田分公司鉆采工程研究院，甘肅酒泉 735019）

環慶油田位于鄂爾多斯盆地一級構造單元伊陜斜坡西部中段，目前主力含油層系為長81[1]，屬于“超低滲、低壓、低豐度”的巖性油藏，儲層滲透率低、物性差。目前環慶油田使用的主要儲層改造工藝技術是壓裂改造。傳統工藝是先注入壓裂液進行壓裂，關井憋壓造縫后進行返排作業，最后進行采油作業。這樣生產工序復雜、時間跨度大，而且傳統壓裂體系破膠過程中破膠不徹底，壓裂液與地層不配伍等現象又會導致對地層不同程度的傷害，對后續的驅油造成一定困難[2]。為了滿足環慶油田的經濟有效開發，需要降低增稠劑胍膠的使用濃度，形成一種低濃度胍膠壓裂液體系，降低破膠后破膠液的殘渣含量，提高裂縫導流能力，提高壓裂措施的投入產出比[3]。

本文通過在原有的胍膠壓裂液系基礎上進行創新改造，將儲層改造的壓裂措施與采油的吞吐工藝相耦合，并通過開發高效的一體化壓裂液助劑而將儲層改造與強化采油有機結合在一起，開發出一套壓裂-驅油耦合的低濃度胍膠壓裂液體系。優化后的壓裂液體系降低了胍膠的用量、破膠液的表面張力以及破膠液的殘渣含量，從而降低了體系破膠返排液對儲層的損害率[4]，并將強化采油融入其中，突破了常規壓裂、采油作業中多次添加化學試劑的束縛，具有技術可行性和經濟可行性。該體系低損害、抗剪切、攜砂性能好、驅油效率高且成本低廉等特點，為低滲油藏的經濟有效開發以及同類型油氣藏的儲層改造提供了新的方法與途徑。

1 材料與方法

1.1 實驗儀器與試劑

1.1.1 實驗儀器 FA1004B 電子天平；JJ-100W 機械攪拌機；MOD-ZNN-D6 六速旋轉黏度計；MARSⅢ-J流變儀；KRUSS100 表/界面張力儀；HC-3018 高速離心機；GZX-9023MBE 電熱鼓風干燥箱；NDJ-1 旋轉黏度計；HH-2 電熱恒溫水浴鍋；品氏黏度計；DQ-IV 巖心流動驅替儀；氣體孔滲連用儀。

1.1.2 實驗試劑 稠化劑胍膠FHG（京昆化學）；黏土穩定劑KCl（大連知微）；高效破乳-助排一體劑CHIVY-PZ02（大連知微）；超強交聯劑CHIVY-JL01（大連知微）；殺菌劑CHIVY-SJ01（大連知微）；pH 調節劑CHIVY-NA1（大連知微）；破膠劑APS（大連知微）；20/40 陶粒支撐劑，山西富森。低濃度胍膠壓裂液體系：0.30 % FHG+0.30 %CHIVY-PZ02+1.00 % KCl+0.05 % CHIVY-SJ01。

1.2 方法

1.2.1 交聯性能評價[5，6]針對環慶油田壓裂的要求，分別測試胍膠濃度為0.25 %、0.30 %、0.35 %、0.40 %、0.45 %條件下的凍膠交聯狀態，測試方法按照SY/T 5107-2016《水基壓裂液體性能評價方法》中6.4 的規定執行。

選取不同交聯比實驗中交聯狀態較好的實驗組，按照SY/T 5107-2016《水基壓裂液體性能評價方法》中5.3.1 的規定制備壓裂液凍膠100 mL，隨后倒入30 %砂比20/40 目的陶粒支撐劑，充分攪拌，使陶粒均勻分布在凍膠壓裂液體中，保持在75 ℃靜置15 min，觀察陶粒在壓裂液凍膠中的沉降情況。

1.2.2 破乳-助排一體劑性能評價 按照SY/T 5755-2016《壓裂酸化用助排劑性能評價方法》中6.3 的規定，將高效破乳-助排一體劑CHIVY-PZ02 配制成0.012 5 %、0.025 %、0.05 %、0.1 %、0.2 %、0.4 %的水溶液，測定不同質量分數下破乳-助排一體劑的表面張力隨著質量分數的變化情況。

按照SY/T 5755-2016《壓裂酸化用助排劑性能評價方法》中6.7 的規定，將高效破乳-助排一體劑CHIVY-PZ02 配制成0.3 %的水溶液，置于廣口瓶中密封，于75 ℃條件下放置3 d，測定溫度對破乳-助排一體劑活性的影響。

1.2.3 耐溫耐剪切性能評價[7]按照SY/T 5107-2016《水基壓裂液體性能評價方法》中5.3.1 的規定制備壓裂液凍膠，向流變儀樣品杯中加滿壓裂液凍膠，對樣品加熱，同時轉子以170 s-1的剪切速率轉動，控制升溫速度（3.0 ℃±0.2 ℃）/min 至75 ℃± 0.3 ℃，并且在實驗的過程中保持溫度為75 ℃，進行剪切實驗。

1.2.4 破膠性能評價[8]按照SY/T 5107-2016《水基壓裂液體性能評價方法》中5.3.1 的規定制備壓裂液凍膠。在廣口瓶加入凍膠100 mL，置于75 ℃恒溫水浴鍋中，破膠時間1 h。

取破膠液上清液，使用品氏黏度計測定室溫條件下的破膠液黏度，使用表界面張力儀測定破膠液表界面張力，根據SY/T 5107-2016《水基壓裂液體性能評價方法》中6.14 的規定測定破膠液的殘渣含量，按照SY/T 5971-2016《油氣田壓裂酸化及注水用黏土穩定劑性能評價方法》中7.5 的規定測定破膠液的防膨率。

1.2.5 驅油性能評價 按照SY/T 6424-2014《復合驅油體系性能測試方法》中9 的規定對體系物理模擬驅油效果進行測試。

環慶油田地下原油平均黏度為5.59 mPa·s，密度0.833 g/m3，為低黏原油。實驗前對人工巖心基礎數據進行測定，將人工巖心使用標準鹽水飽和，然后飽和脫水原油，75 ℃條件下老化24 h。驅替實驗進行時，圍壓設置為3 MPa，先使用蒸餾水以0.5 mL/min 流速進行驅替，至采出液含水率達98 %以上，實驗組1 注入0.5 PV驅油壓裂液破膠液、實驗組2 注入0.5 PV 的0.30 %CHIVY-PZ02 水溶液，先恒壓維持在3 MPa 驅替至出液，調整流速至0.5 mL/min 繼續驅替，直到采出液含水率達98 %以上，停止驅替，計算驅替效率提升值。

2 結果與討論

2.1 交聯性能評價結果

通過測試不同胍膠濃度下體系交聯情況（見表1），確定胍膠用量為0.30 %條件下，超強交聯劑CHIVYJL01 的交聯比為100:0.3 時可交聯形成穩定凍膠。

表1 不同胍膠濃度條件下交聯性能Tab.1 Crosslinking performance under different guar gum concentrations

以100:0.3 交聯比優化體系，pH 調節劑添加量為0.10 %時，基液pH 為7.5，交聯時間為31 s。凍膠黏度238 mPa·s，表面光滑，凍膠黏彈性好（見圖1（a））。加入30 %的20/40 陶粒支撐劑，靜態懸砂速度為0.1 mm/s，攜砂凍膠仍具有良好的耐挑掛能力（見圖1（b））。表明該凍膠體系具有良好的挑掛性、黏彈性、攜砂能力，可以滿足現場應用的需求[9，10]。

圖1 超強交聯劑CHIVY-JL01 交聯胍膠Fig.1 Hydroxypropyl guar gum cross linked by CHIVY-JL01

2.2 破乳-助排一體劑性能評價結果

破乳-助排一體劑水溶液的表面張力隨著添加的破乳-助排一體劑質量濃度的增加而減小，當其質量濃度達到臨界膠束濃度后，表面張力隨質量濃度的變化趨勢趨于穩定[11]（見圖2）。由圖2 可知，破乳-助排一體劑CHIVY-PZ02 的臨界膠束濃度為0.2 %，達到臨界膠束濃度時，CHIVY-PZ02 水溶液表面張力為22.3 mN/m，符合SY/T 5755-2016《壓裂酸化用助排劑性能評價方法》中對助排劑的表面張力小于30 mN/m 的要求，同時也滿足環慶油田壓裂措施的技術需求。

圖2 破乳-助排一體劑的表面張力與質量濃度的關系Fig.2 The relationship between the surface tension and mass concentration of demulsifier and drainage aid

經過75 ℃加熱后，CHIVY-PZ02 水溶液的表面張力較放置前有所升高（見表2），即加熱后CHIVY-PZ02水溶液的表面活性有所降低，但表面張力仍滿足SY/T 5755-2016《壓裂酸化用助排劑性能評價方法》中對助排劑熱穩定性中表面張力小于30 mN/m 的要求。破乳-助排一體劑在地層溫度下的穩定性，一方面會保證其可以降低體系表界面張力，降低破膠液對地層孔隙的傷害；另一方面可以保證其與原油可以穩定發生乳化作用，使其溶解能力增強，黏度降低而達到驅油作用[12]。

表2 破乳-助排一體劑加溫前后的表面張力Tab.2 Surface tension of demulsifier before and after heating

2.3 耐溫耐剪切性能評價結果

在75 ℃、170 s-1條件下連續剪切120 min，凍膠黏度≥230 mPa·s（見圖3），遠高于SY/T 6376-2008《壓裂液通用技術條件》的要求（≥50 mPa·s），說明此體系的耐溫耐剪切性能良好，可以滿足現場壓裂施工的需要[13]。凍膠耐溫耐剪切性能產生的主要原因在于凍膠分子間存在的分子間作用力，低濃度胍膠壓裂液體系中的胍膠在超強交聯劑CHIVY-JL01 的作用下，凍膠中的大分子完全舒展，較強的分子間作用力給予了凍膠較高的機械強度和耐溫耐剪切性能[14，15]。

圖3 壓裂液體系凍膠在75 ℃、170 s-1 條件下的流變曲線Fig.3 Rheological curves at 75 ℃，170 s-1 condition

2.4 破膠液性能評價結果

壓裂施工的過程中，壓裂體系不僅應具有良好的黏彈性、攜砂能力，還需要具有可控的破膠性能、較小的地層損害[16，17]。本實驗中的低濃度的胍膠壓裂液體系采用的破膠方式為APS 破膠，體系可實現75 ℃條件下≤1 h 的可控破膠，破膠徹底，破膠后破膠液黏度低，破膠液表面張力小，殘渣含量小。APS 添加量為200 mg/L，破膠液表觀黏度為3.0 mPa·s，殘渣含量為206.0 mg/L，遠小于SY/T 6376-2008《壓裂液通用技術條件》的要求（≤600 mg/L），破膠液表面張力為23.4 mN/m，界面張力0.90 mN/m（見表3）。破膠液防膨率為94 %，高于SY/T 5971-2016《油氣田壓裂酸化及注水用黏土穩定劑性能評價方法》的要求（＞90 %）。測試結果表明，本實驗所采用的低濃度胍膠壓裂液體系可以在規定的時間內徹底破膠液化，破膠液殘渣含量低，且破膠液對黏土的膨脹、分散和運移具有良好的抑制作用，具有優良的黏土防膨和穩定能力，可以有效的降低地層損害[18]。

一般來說，壓裂液的凍膠強度與破膠性能呈負相關關系，凍膠強度越大，越難以完全破膠，破膠后產生的破膠液殘渣含量越高[19]。本實驗體系中，稠化劑胍膠含量較低，超強交聯劑加入完成交聯后凍膠分子間數量較少，整體分子狀態較為舒展，有利于APS 破膠劑在儲層溫度條件進入到凍膠分子間隙中，快速釋放出活性基團實現氧化破膠，降低了形成大體積殘渣的可能性[20]。

2.5 壓裂破膠液驅油性能評價結果

表3 75 ℃條件下凍膠的破膠能力Tab.3 Gel breaking capacity at 75 ℃

實驗選取一組人工巖心，平均滲透率15.1×10-3μm2，平均水驅采收率33.26 %，巖心中仍有66.74 %的原油殘留；實驗組1 使用壓裂液破膠液進行驅替，驅替出的原油平均為10.78 %；實驗組2 使用0.30 % CHIVYPZ02 水溶液進行驅替，驅替出的原油平均為6.11 %。結果表明，驅油效率較單一化學驅提升4.67 %，壓裂破膠液體系在巖心驅替過程中，體系中的表面活性劑會進入巖心孔隙，使原油發生乳化作用，并作用于巖心孔隙表面，使原油對巖心孔隙表面的吸附能力降低，溶解能力增強，黏度降低；同時，由于破膠液的黏度較單純化學驅油劑溶劑黏度稍高，提升了驅油體系的流度比，使得破膠劑中表面活性劑在巖心孔隙中的波及范圍更大，因此提高了驅油效率[21]（見表4）。

2.6 現場應用及效果分析

2.6.1 壓裂措施基本概況 本實驗所使用的壓裂-驅油耦合胍膠壓裂液體系主要是針對環慶油田低滲區塊儲層改造而開發的。2019 年在玉門油田環慶地區進行了51 口井的礦場實驗，以0.30 %（ω）的胍膠為稠化劑，較常規壓裂液體體系（胍膠濃度為0.45 %（ω））降低用量33.33 %。壓裂措施排量為4.0 m3/min～12.0 m3/min，最高砂比為32.5 %，滿足或優于常規壓裂液體系的性能指標，施工成功率為100 %。低濃度胍膠壓裂液體系滿足75 ℃條件下，儲層大排量、大砂量、高砂比的施工工藝要求，取得了較好的壓裂及驅油效果，實現了低殘渣、低損害的措施效果，有效進行儲層改造和實現增產的目的。

2.6.2 典型措施井效果分析 實驗井A 位于甘肅省環縣木缽鎮姜棋村，井口位于里194 井場，長81層位，儲層巖性主要為細砂巖。井底溫度為75 ℃，孔隙度平均值為10.5 %，滲透率平均值為0.5×10-3μm2。于2019 年9 月23 日開始壓裂施工，施工地面溫度為25 ℃，壓裂施工過程中，排量穩定維持在9.0 m3/min～12.0 m3/min，平均砂比為31 %，加砂量滿足設計要求，油壓穩定在29.80 MPa～38.60 MPa。施工結束后72 h 后開始返排，返排液pH 值為6，黏度低于1.25 mPa·s。措施井穩定生產后，平均日產液為18.0 m3，日產油為8.76 t，含水率為43 %，日產油較同井場、同地址條件、同時施工的對照井提高4.16 t。

實驗井B 位于甘肅省環縣木缽鎮郭西掌村，井口位于木134-19A 井場，長81層位，儲層巖性主要為細砂巖。井底溫度為75 ℃，孔隙度平均值為7.9 %，滲透率平均值為0.3×10-3μm2。于2019 年9 月27 日開始壓裂施工，施工地面溫度為25 ℃，壓裂施工過程中，排量穩定維持在5.99 m3/min～6.11 m3/min，平均砂比為28%，加砂量滿足設計要求，油壓穩定在31.42 MPa～35.71 MPa。施工結束后72 h 后開始返排，返排液pH 值為6，黏度低于1.25 mPa·s。措施井穩定生產后，平均日產液為3.2 m3，日產油為2.13 t，含水率為23 %，日產油較同井場、同地址條件、同時施工的對照井提高0.93 t。現場應用表明，壓裂-驅油耦合胍膠壓裂液體系可以顯著提高儲層改造后地層的產能（見表5）。

表4 75 ℃條件下凍膠的驅油能力Tab.4 Oil displancement capacity at 75 ℃

表5 壓裂-驅油耦合胍膠壓裂液體系實驗井施工參數及產量Tab.5 Construction parameters and oil production of test wells

3 結論

（1）壓裂-驅油耦合胍膠壓裂液體系中使用了超強交聯劑CHIVY-JL01，將傳統體系中胍膠添加量由0.45 %（ω）降至0.30 %（ω），體系具有良好的交聯、攜砂、抗溫抗剪切能力，在保證壓裂有效的同時，降低體系胍膠的用量，從而降低破膠液殘渣含量，減小儲層損害。

（2）壓裂-驅油耦合胍膠壓裂液體系中的高效破乳-助排一體劑CHIVY-PZ02，具有良好的表界面活性并在地層溫度條件下具有良好的熱穩定性，使壓裂過程中體系破膠液返排液黏度低，表界面性能良好，降低了對地層的損害；同時乳化儲層中的原油，降低原油黏度、提升流動性，滿足了大規模加砂壓裂施工措施要求的同時顯著提高儲層改造后地層的產能。

（3）實驗井A 在壓裂穩定生產后，平均日產液為18.0 m3，日產油為8.76 t，含水率為43 %，日產油較同井場、同地址條件、同時施工的對照井提高4.16 t；實驗井B 壓裂穩定生產后，平均日產液為3.2 m3，日產油為2.13 t，含水率為23 %，日產油較同井場、同地址條件、同時施工的對照井提高0.93 t。壓裂-驅油一體化壓裂液增產效果顯著。

（4）壓裂-驅油耦合胍膠壓裂液體系具有在低滲油藏應用與推廣的價值與潛力，結合油氣田低成本、綠色開發的契機，兼具良好的社會效益與經濟效益。