一種低傷害壓裂液體系的研究與應用

薛長春

(西部鉆探蘇里格氣田分公司，內蒙古 鄂爾多斯 017000)

蘇里格區塊位于鄂爾多斯盆地北部，伊盟隆起。儲層溫度在 87 ℃ 左右，同時具備低壓、低孔、低滲等特點。2019年之前，常規胍膠壓裂液體系稠化劑濃度大、水不溶物含量較高(8%～15%)，對低孔、低滲氣層傷害較大。因此，具有耐溫、耐剪切、低傷害的壓裂液是蘇里格區塊壓裂液體系研究的重要內容之一。

針對蘇里格合作開發區低孔低滲低壓的儲層物性，本文研選出一種低傷害、低成本的水基壓裂液體系并開展室內研究。通過優化壓裂液配方，在保證壓裂液造縫和攜砂性能滿足要求的前提下，盡可能減少體系殘渣含量。該手段不僅能夠有效降低壓裂液成本，更是可以提高壓裂液耐溫、耐剪切性能，從而滿足工區不同儲層溫度的要求，助推蘇里格合作開發區百萬噸上產目標[1-4]。

1 壓裂液體系配方及性能評價

1.1 壓裂液體系配方

壓裂液配方：0.35%羥丙基胍膠+0.1%殺菌劑+0.2%黏土穩定劑+0.1%高效納米排驅劑+0.1%起泡劑+0.04%pH調節劑+0.25%交聯劑+0.015%膠囊破膠劑。

1.2 壓裂液性能評價

1.2.1 評價方法

確定低傷害壓裂液體系配方后，依照石油行業標準SY/T 5107-2016《水基壓裂液性能評價方法》和SY/T 6376-2008《壓裂液通用技術條件》。在 87 ℃ 儲層溫度下，對低傷害壓裂液體系開展耐溫耐剪切、破膠及巖心基質滲透率傷害率方面的系統評價。

1)壓裂液耐剪切性能

壓裂液進入儲層后，隨著儲層溫度的升高，壓裂液凍膠聚合物中的分子鏈由于熱降解和機械降解作用會發生斷裂，宏觀表現為壓裂液黏度的下降，在不同程度上影響壓裂液體系的攜砂懸砂性能。因此壓裂液在儲層溫度下表觀粘度隨時間的變化率是衡量壓裂液造逢、輸送支撐劑的重要指標之一。

按照配方制得的壓裂液凍膠，裝入哈克旋轉黏度計中，油浴加熱到 87 ℃，待溫度達到設定值后開始測量。在 170 s-1剪切速率下剪切 60 min，并記錄壓裂液表觀黏度隨與溫度的變化曲線。

2)壓裂液破膠性能及殘渣含量

壓裂液破膠后的破膠液表界面張力參數對低滲透儲層有著重要的影響。隨著表界面張力的下降，毛細管阻力也呈現下降的趨勢，從而更有利于克服儲層孔喉內水鎖以及賈敏效應，有效地提高壓裂液體系的返排能力。按照Q/SY 17376-2017《酸化壓裂助排劑技術規范》，測定在 87 ℃ 下的表界面張力，記錄實驗數據，并且設置常規胍膠和低傷害壓裂液體系對照試驗組，探究不同壓裂液體系破膠液的表界面張力差異。

壓裂液殘渣含量是指破膠劑作用下殘存的不溶物。通過儲層的濾失作用，可在近井帶形成濾餅，從而導致大粒徑殘渣無法流入儲層。但仍存在能穿透濾餅的小顆粒殘渣，不僅能夠進入儲層導致孔隙吼道堵塞，更使得滲透率進一步下降。隨著施工過程中壓裂液的注入，附著在裂縫壁上的殘渣可能會被壓裂液攜帶沿支撐裂縫向儲層深處運移。在壓裂結束后，這些殘渣返流堵塞填砂裂縫，堵塞導流通道，從而造成壓裂失敗。

3)壓裂液對巖心基質滲透率損害率

壓裂液體系對儲層巖心滲透率的傷害程度決定了儲層改造的成功與否。尤其對蘇里格合作開發區低孔低壓低滲氣藏而言，如何最大程度地降低壓裂液體系的儲層傷害，就成為了研究的關鍵因素。由于低傷害壓裂液體系中稠化劑的聚合物相對分子質量小，且破膠徹底，破膠液外觀清澈透明，肉眼看不見壓裂液殘渣，因而對支撐裂縫和縫壁的傷害相對很小。

選取工區內滲透率、空隙度、巖性等儲層物性較為相似的天然巖心。將圓柱體的巖心兩端面磨平，測量其的長度和直徑。將巖心放入高溫高壓巖心流動實驗儀夾持器中，接好實驗流程，正通煤油，測定巖心原始滲透率；87 ℃ 下反通壓裂液濾液，然后關閉夾持器兩端閥門，使濾液在 87 ℃ 下在巖心中停留 2 h，使之破膠；待巖心冷卻到室溫，正通煤油，測定巖心滲透率，通過兩次滲透率的差值計算得出巖心基質滲透率損害率。

1.2.2 評價結果

1)壓裂液耐溫耐剪切性能

室內評價了該配方在 87 ℃、剪切速率 170 s-1下剪切 60 min 后壓裂液體系的表觀黏度(見圖1)。

圖1 87 ℃ 耐剪切曲線

按常規聚合物壓裂液攜帶支撐劑的標準，在儲層溫度下，剪切速率為 170 s-1時，壓裂液的黏度最低仍需保持在 50 mPa·s 以上，才能實現壓裂液正常的攜砂、輸砂要求。從圖1看出，當剪切速率為 170 s-1，儲層溫度為 87 ℃ 時，連續剪切 60 min 后低傷害壓裂液體系黏度仍可以保持在 220 mPa·s 以上，足以說明該壓裂液體系具備良好的耐溫耐剪切能力，能夠滿足蘇里格合作開發區的攜砂、輸砂要求。

2)壓裂液破膠性能及殘渣含量

配方胍膠壓裂液體系在 87 ℃ 時，加入0.015%的膠囊破膠劑，70 min 后使用毛細管粘度計測得其破膠液黏度為 3 mPa·s；破膠液表面張力為 26.4 mN/m，界面張力為 2.0 mN/m，均滿足SY/T6376-2008《壓裂液通用技術條件》要求。

從表1看出，低傷害胍膠壓裂液破膠液在表界面張力、殘渣含量上均領先常規胍膠壓裂液體系。其中，低傷害壓裂液破膠液殘渣含量僅為常規胍膠壓裂液的40%。

表1 壓裂液破膠液表界面張力及殘渣含量

3)壓裂液對巖心基質滲透率損害率

理論上，胍膠濃度與儲層巖心基質滲透率損害率呈正相關。為了進一步驗證低傷害壓裂液體系對巖心基質滲透率的傷害，選取儲層巖心進行實驗，結果見表2。

表2 巖心基質滲透率損害率

壓裂液對地層的傷害分為壓裂液濾液對基巖的傷害和破膠液對裂縫的傷害兩部分，但一般認為濾液殘渣含量對巖心滲透率的傷害占據主導地位。從表2看出，低傷害壓裂液對巖心的傷害率均值為20.8%，滿足通用技術標準中水基壓裂液對儲層巖心基質滲透率損害率小于30%的要求。低傷害壓裂液體系破膠徹底，殘渣少，易返排，相應對地層傷害較輕，適合于低滲透油氣田的儲層壓裂改造。

2 現場應用情況

自2021年來，蘇里格氣田蘇77、召51區塊低傷害壓裂液體系已成功應用16井次，占全年井次的60%以上。現針對蘇77-*-**、蘇77-X-XX兩口井做案例分析。

兩口井目的層位同屬晚古生代二疊紀山西組山12、Ⅲ類儲層，砂體厚度和有效砂體發育薄，儲層致密，上古氣藏平均原始地層壓力 26.5 MPa、平均壓力系數0.8～0.9、天然氣平均甲烷含量95.74%；下古氣藏平均原始地層壓力 27.5 MPa、平均壓力系數0.8～0.9，兩口井地質條件均符合蘇77、召51區塊低孔低滲低壓特點。

蘇77-*-**井采用低傷害壓裂液體系，目的層位測井數據顯示，泥質含量10.6%，孔隙度9.8%，基質滲透率 1.442 mD，含氣飽和度50.0%。射孔井段3049.0～3051.0 m，施工排量3～3.5 m3/min，支撐劑加量 45 m3(70～140目陶粒 8 m3+20～40目陶粒 37 m3)，經模擬壓裂后后人工裂縫半長為 173.1 m。

蘇77-X-XX井采用一級胍膠壓裂液體系，目的層位測井數據顯示，泥質含量11.7%，孔隙度10.6%，基質滲透率 1.537 mD，含氣飽和度55%。射孔井段：3135.0～3140.0 m，施工排量 3.5 m3/min，支撐劑加量 50 m3(70～140目陶粒 5 m3+20～40目陶粒 45 m3)，經模擬壓裂后人工裂縫半長為 192.4 m。

由表3看出，在相似的施工參數條件下，孔隙度、滲透率等地質條件均占有優勢的蘇77-X-XX井產量反而較蘇77-*-**井低，這正是由于兩口井的壓裂液體系殘渣含量相差較大所造成的，蘇77-X-XX采用一級胍膠壓裂液體系，殘渣含量高達 428 mg/L，壓裂液殘渣堵塞孔喉，導致油氣無法運移，表現為產量較低；蘇77-*-**井采用低傷害壓裂液體系，盡管地質條件較差，但最終壓后產量較為理想，且返排效果也較出色。

表3 地質條件與產量對比

3 壓裂效果

低傷害壓裂液體系平均自然返排率達50%，較常規一級胍膠壓裂液體系高10.3%。直叢井I類、II類井低傷害壓裂液體系平均單層無阻流量較常規一級胍膠壓裂液體系分別提高了12.21%和15.83%，壓裂效果顯著。

4 結論

參照SY/T5107-2016《水基壓裂液性能評價方法》和SY/T6376-2008《壓裂液通用技術條件》，對低傷害壓裂液體系進行了綜合性能評價，結果表明：

1)該壓裂液體系具有很好的剪切穩定性，87 ℃、170 s-1剪切速率下連續剪切 60 min 后黏度為 240 mPa·s，符合攜砂要求；2)破膠液殘渣含量低，表、界面張力均滿足標準要求；3)儲層巖心滲透率損害率低，滿足蘇里格低滲透油氣田儲層壓裂改造；4)返排率較常規胍膠體系提升10.3%，I類、II類儲層直叢井產量較常規胍膠體系提升12%～15%，增產顯著。