低傷害壓裂液室內(nèi)評價及其應(yīng)用

劉遠(yuǎn)亮

(吉林油田分公司開發(fā)部,吉林松原 138000)

低傷害壓裂液室內(nèi)評價及其應(yīng)用

劉遠(yuǎn)亮

(吉林油田分公司開發(fā)部,吉林松原 138000)

針對乾安大情字井地區(qū)待開發(fā)及動用的低孔低滲透難采儲量,孔喉結(jié)構(gòu)變差、敏感性復(fù)雜、泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)高等特點,常規(guī)(瓜膠)壓裂液殘渣及破膠殘液對天然裂縫、支撐裂縫及基質(zhì)造成不可逆?zhèn)?制約產(chǎn)能有效發(fā)揮,在認(rèn)識儲層地質(zhì)特征基礎(chǔ)上,對低傷害締合壓裂液體系進(jìn)行室內(nèi)研究,盡可能降低由壓裂液侵入儲氣層而造成的傷害.該低傷害締合壓裂液體系,適用70～100℃溫度下有效交聯(lián)質(zhì)量分?jǐn)?shù)和相應(yīng)的有效生產(chǎn)交聯(lián)比,能夠發(fā)揮減少儲層傷害提高裂縫導(dǎo)流能力的作用,其壓裂成功率為92.3%,壓裂液返排率提高12%.現(xiàn)場試驗表明,該壓裂液能較好地滿足壓裂工藝及儲層物性,提高壓后壓裂液返排率并取得較好的單井產(chǎn)量.

低滲透;壓裂液;儲層保護(hù);物理模擬;低傷害

0 引言

2008年,乾安地區(qū)待開發(fā)及動用的區(qū)塊主要集中在大情字井19個斷塊、兩井及花敖泡試驗區(qū)塊,多為難采儲量.隨著儲層改造工藝的推進(jìn),部分難采儲量得以動用,但由于儲層結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性,常規(guī)(瓜膠)壓裂液對儲層的污染在一定程度上影響產(chǎn)能水平的提高.尤其是高泥儲層和較大規(guī)模的壓裂施工,其壓裂液殘渣及破膠殘液殘留在儲層中、黏土遇水膨脹運(yùn)移會堵塞孔喉,均不同程度降低了儲層基質(zhì)和裂縫滲透率,加劇壓裂液對儲層的傷害,影響了難采儲量儲層產(chǎn)能的有效發(fā)揮[1-2].針對壓裂液對難采儲量儲層傷害,通過對低殘渣、低傷害締合壓裂液在兩井泉四段超低滲透儲層的先期室內(nèi)評價、工藝的安全可行性研究和現(xiàn)場試驗,根據(jù)儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)和敏感性,借助巖心測試手段,開展締合壓裂液適應(yīng)性評價及選井選層和現(xiàn)場試驗.

1 儲層微觀孔喉特征

1.1 巖性

大情字井油田儲層巖性以粉砂巖為主,含有少量細(xì)砂巖.顆粒分選中等,次棱角狀.砂巖的礦物成分主要有石英、長石、巖屑.其中石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)為30%～42%,長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為32%～45%,巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為20%～34%,并為巖屑質(zhì)長石砂巖.儲層膠結(jié)物以灰質(zhì)和泥質(zhì)為主,含少量硅質(zhì).灰質(zhì)以方解石為主,其質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2%～15%,最高可達(dá)35%.泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5%～20%.硅質(zhì)主要以石英次生加大邊和粒間自形晶體2種形式存在,質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%～3%.膠結(jié)類型以孔隙式和孔隙再生式膠結(jié)為主.

1.2 黏土礦物及敏感性

黏土礦物以高嶺石(K)、伊/蒙混層(I/S)、伊利石(I)、綠泥石(C)為主,蒙脫石(S)質(zhì)量分?jǐn)?shù)很低,僅在較淺層位少量分布.青山口組各段質(zhì)量分?jǐn)?shù)均較低,為2.8%左右,泉四段其質(zhì)量分?jǐn)?shù)有所升高,為4.4%. I/S、I、C相對質(zhì)量分?jǐn)?shù)均在30%左右,K在較淺層位少量分布,一般小于10%.部分層位黏土質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高,青一段的Ⅱ、Ⅲ砂組黏土總量達(dá)4%,青二段的Ⅱ、Ⅳ砂組黏土總量達(dá)5%～6%,青三段的Ⅺ砂組黏土質(zhì)量分?jǐn)?shù)高達(dá)7%,泉四段的Ⅱ、Ⅲ砂組黏土總量達(dá)6%～8%.敏感性分析主要包括無速敏性、中等偏弱水敏、中等偏強(qiáng)鹽敏、弱酸敏、中等偏弱堿敏.

1.3 裂縫發(fā)育

乾安地區(qū)最小水平主應(yīng)力梯度為14～17MPa/km,楊氏模量為31663～41076MPa,泊松比平均為0.26～0.28.

青一段到青二段裂縫密度分別為0.312條/m和0.159條/m,青三段裂縫不發(fā)育.裂縫多為高角度裂縫,多見成組系的剪裂縫,縫面平行、光滑,無充填物.

通過對儲層微觀結(jié)構(gòu)、敏感性以及影響儲層滲透率的原因分析可知,大情字井難采儲量具有低孔細(xì)喉的微觀表征,應(yīng)針對性地對不同層位進(jìn)行低傷害改造,以減少液體殘渣對孔喉的堵塞及比表面積大造成的液阻和潤濕性問題[3-4].

2 室內(nèi)評價

2.1 儲層溫度

通過對此締合壓裂液進(jìn)行耐溫耐剪切性能的測試評價,該壓裂液體系在70～100℃下滿足SY/ T6376-1998壓裂液通用技術(shù)條件標(biāo)準(zhǔn),由此確定有效基液質(zhì)量分?jǐn)?shù)下有效生產(chǎn)交聯(lián)比的范圍,為進(jìn)入現(xiàn)場實施提供攜砂性能保障.

2.1.1 添加劑加量

(1)有效稠化劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的確定.有效稠化劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)是指能夠交聯(lián)成可調(diào)掛的凍膠的稠化劑質(zhì)量分?jǐn)?shù).實驗發(fā)現(xiàn),該體系有效稠化劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%～0.4%,基液黏度為25.5～33mPa·s,并且在相應(yīng)的交聯(lián)比下具有耐溫耐剪切性能,能夠滿足工藝攜砂要求.

(2)破乳助排劑加量的優(yōu)化.由于低孔低滲儲層孔喉細(xì)小,孔隙越小物質(zhì)比表面積越大,其吸附力越強(qiáng),吸附的物質(zhì)越多,流動阻力越大,滲透率越小,造成賈敏效應(yīng)和表面分子力作用強(qiáng)烈,非達(dá)西滲流特征越明顯.啟動壓力在微觀上表現(xiàn)為固液界面的張力.優(yōu)化破乳助排劑的加量,降低表面張力和減低固液界面的張力,最終降低啟動壓力,盡可能地接近達(dá)西流及使液體返排出來[5-6].

2.1.2 有效交聯(lián)比

不同基液質(zhì)量分?jǐn)?shù)下有效交聯(lián)比優(yōu)化結(jié)果見表1.對不同基液質(zhì)量分?jǐn)?shù)體系進(jìn)行耐溫耐剪切性能測試[7],以確定適用溫度范圍.

不同交聯(lián)劑加量對基液黏度的影響很大.質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%的SXD-108締合壓裂液,加大SXD交聯(lián)劑加量,在100∶0.8交聯(lián)比的情況下,95℃170s-1剪切速率下經(jīng)過13min基液黏度降為43mPa·s,不具備攜砂能力.降低SXD交聯(lián)劑使用量,在100∶0.6的交聯(lián)比170s-1剪切速率下剪切60min后基液黏度大于50mPa·s.因此,現(xiàn)場實施過程中要求交聯(lián)比精準(zhǔn),以確保攜砂順利.

2.1.3 耐溫耐剪切性能

不同溫度下0.35%SXD-108締合壓裂液(100∶0.8)的抗剪切性能結(jié)果見表2.由表2可知,這種壓裂液體系具有良好的耐溫耐剪切性能,能夠滿足壓裂改造施工的要求.

表1 不同基液質(zhì)量分?jǐn)?shù)下有效交聯(lián)比范圍

表2 不同溫度下0.35%SXD-108締合壓裂液的耐溫耐剪切性能

2.1.4 剪切后黏度恢復(fù)特性

用旋轉(zhuǎn)黏度計在實驗溫度95℃和剪切速率170s-1下剪切10min后,將剪切速率分別升高至500,1000,2000,2500s-1后各剪切5,3,3,3min,再恢復(fù)到初始剪切速率下進(jìn)行連續(xù)剪切,測定黏度在高剪切速率下的恢復(fù)特性.結(jié)果表明,黏度的恢復(fù)率為53%,這說明具有降低管路摩擦力,裂縫黏度升高,攜砂性能好的特點.

2.1.5 破膠性能

在優(yōu)選低溫壓裂液時,關(guān)鍵是要解決壓裂液的耐溫耐剪切性能與破膠性能之間的關(guān)系.破膠劑用量的追加和激活劑的應(yīng)用,可以加快壓后壓裂液的破膠和返排.不同溫度下壓裂液破膠性能見表3.

在施工過程中,裂縫溫度隨液體逐漸泵入各段縫長的溫度不同,根據(jù)溫度場分析,靠近裂縫遠(yuǎn)端部溫度接近原始儲層溫度,靠近孔眼處溫度越低.儲層中由于破膠劑量隨液體的濾失而減少,而凍膠質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加,因此可適當(dāng)增加破膠劑量(5%～8%),保證破膠徹底,減少殘膠對裂縫的傷害.

2.2 巖心適應(yīng)性

為了能夠深入研究該壓裂液體系與儲層的配伍性及傷害程度,利用現(xiàn)有實驗設(shè)備巖心基質(zhì)傷害測試儀及巖心膨脹測試儀,進(jìn)行物性較差的黑166-2井青二段19號小層巖心在締合壓裂液和常規(guī)壓裂液2種體系破膠液情況下的性能測試,其實驗結(jié)果見表4.

表3 不同溫度下壓裂液破膠性能

表4 儲層巖心基質(zhì)傷害評價

由表4可見,締合壓裂液基質(zhì)傷害率為27.59%,常規(guī)壓裂液破膠液基質(zhì)傷害率為34.69%.巖心24h膨脹測試知,締合壓裂液破膠液防膨率為80.9%;常規(guī)壓裂液破膠液防膨率為78.0%.這表明締合壓裂液破膠液對儲層基質(zhì)的傷害率較低,并具有較好抑制黏土膨脹的作用.比較常規(guī)壓裂液破膠液知,在滲透率是此破膠液實驗巖心近1/850倍巖心中,締合壓裂液對巖心傷害率降低20.5%.對于特低滲透儲層,締合壓裂液體現(xiàn)了低傷害效果.

2.3 清潔壓裂液體系

清潔壓裂液是一種黏彈性的表面活性劑,易于配制,對地層污染小,支撐劑保留的滲透率高.這種液體是表面活性劑與鹽水的混合物.當(dāng)在鹽水中加入表面活性劑時,表面活性劑的分子聚合成疏水尾基在里、親水頭基在外的結(jié)構(gòu),這種結(jié)構(gòu)稱做微胞.微胞呈桿狀或像蟲.如果表面活性劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過臨界值,微胞便纏在一起,阻止液體流動,增加黏度.使液體黏度遭到破壞有2個機(jī)理,即與烴(油、氣)接觸或被地層水稀釋.由于在壓裂井中總有上述1種或2種情況存在,因此不需另加破膠劑.

清潔壓裂液由表面活性劑的水溶液組成,具有無固相成分,對裂縫附近地層沒有殘渣傷害;破膠容易、破膠水化液表面張力低而易返排;不含殘渣,對支撐裂縫傷害小;凍膠黏度低、成膠后彈性好、攜砂能力強(qiáng);成膠后性能穩(wěn)定、配制工藝簡單,適合低滲、深層油層的改造.

3 現(xiàn)場應(yīng)用

通過對乾安-大情字井儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)研究及各層位黏土質(zhì)量分?jǐn)?shù)的定量分析,確定在高泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)的泉四段儲層、中高應(yīng)力青一、青二段儲層開展選井選層和泵注工藝.在締合壓裂液室內(nèi)實驗及先導(dǎo)性試驗的基礎(chǔ)之上,截至目前,完成締合壓裂液在乾216高泥敏感性儲層和大情字黑165、黑139、黑71、黑56、黑60井中高應(yīng)力儲層的現(xiàn)場試驗應(yīng)用,共應(yīng)用9口井13層,壓裂成功率為92.3%,壓裂液返排率提高12%,見到了較好效果.

3.1 乾216區(qū)塊

乾216區(qū)塊位于華字井階地中部大老爺府構(gòu)造北部,區(qū)塊整體構(gòu)造形態(tài)為一西傾的單斜構(gòu)造,被2條近南北走向正斷層控制形成斷壘構(gòu)造.該區(qū)主要目的層為泉四段Ⅱ砂組,油藏類型為斷層巖性油藏.目前按照150m×460m菱形反九點面積注采井網(wǎng)方式有1口探井,6口生產(chǎn)井正在投產(chǎn).

(1)選井選層.進(jìn)行3組試驗井與對比井的應(yīng)用,分別處在同層的乾216-2-1與乾216-2-2井;構(gòu)造上接近的乾216-3-3與乾216-1-3井;斷層附近的乾216-5-3與乾216-3-1井.選取儲層的孔滲條件較低,泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高的乾216-2-1、乾216-3-3、乾216-5-3井進(jìn)行締合壓裂液試驗,其余井使用常規(guī)壓裂液進(jìn)行對比.乾216區(qū)塊屬于低壓力系統(tǒng)(見表5),液體返排需要助排劑提高入地液體的返排率.

表5 乾216井鄰井實測壓力結(jié)果

3.2 高應(yīng)力薄差裂縫性儲層

由于黑165區(qū)塊構(gòu)造幅度比較低,青二段油水關(guān)系比較復(fù)雜,在油藏改造工藝上要求控制裂縫縱向延伸.在該區(qū)塊選取處于構(gòu)造邊部,物性相對較差的黑165-7-7和黑165-5-7井進(jìn)行締合壓裂液試驗,以達(dá)到低排量下利用其彈性攜砂的特性,共同控制裂縫縱向延伸、有效支撐裂縫的目的.現(xiàn)場實現(xiàn)加入陶粒26m3和45m3的施工規(guī)模,最高砂比為51.0%,平均砂比為22.0%,比常規(guī)井砂比高2.0%,達(dá)到壓裂液與支撐劑共同提高裂縫導(dǎo)流能力的目的.

在黑60、75區(qū)塊高應(yīng)力青一段儲層進(jìn)行締合壓裂液嘗試,力求通過加大裂縫規(guī)模的同時,減少入井液體對儲層傷害;并在黑56、139區(qū)塊高應(yīng)力青二段儲層進(jìn)行了初次應(yīng)用,期望通過減少儲層污染實現(xiàn)對該區(qū)塊青二段的挖潛.

其中情東37-25井高應(yīng)力qn1(11-12)儲層在施工時,加砂18.8m3時壓力上升而出現(xiàn)砂堵,儲層的破裂壓力為50MPa,裂縫在儲層中延伸壓力為38～47MPa.在此高應(yīng)力、天然裂縫張起、裂縫扭曲條件下,締合壓裂液攜砂與抗剪切能力受到考驗,加砂18.8m3時砂堵,結(jié)束施工.

黑56-6-5井qn2(22)小層施工延伸壓力為42～45MPa.應(yīng)用締合壓裂液平均施工砂比為14.8%,砂比比該地區(qū)使用常規(guī)壓裂液平均砂比低,是否存在應(yīng)用低砂比低殘渣壓裂液影響裂縫導(dǎo)流能力的問題值得探討.

3.3 施工設(shè)備與締合壓裂液

由于締合壓裂液為弱酸性體系,配液方面不同于常規(guī)堿性交聯(lián)體系,因此,配液時要求嚴(yán)格清洗罐體,確保壓裂液質(zhì)量.對施工設(shè)備要求性能穩(wěn)定、交聯(lián)比例精準(zhǔn),否則容易造成聚合物交聯(lián)不徹底或者過交聯(lián),影響凍膠的攜砂性能;排量計量需要修正因數(shù),消除該交聯(lián)體系使用渦輪攪拌對排量的影響[8].

4 增產(chǎn)效果

截至2008年9月16日,乾216區(qū)塊3組應(yīng)用締合壓裂液油井取得了較好的增產(chǎn)效果.乾216-5-3井在投產(chǎn)2個月后日增油0.5t,3個月后日產(chǎn)水平均達(dá)到1.3t,目前投產(chǎn)4.8個月時低于使用常規(guī)井216 -3-1,分析為物性本身較差所致.

截至2008年9月16日,乾216區(qū)塊3組對比井投產(chǎn)134d,試驗井平均單井增油132.1t,單井日增油1.1t,累增效232萬元.

5 結(jié)論

(1)通過室內(nèi)適應(yīng)性評價,確定了該低傷害締合壓裂液體系適用于70～100℃溫度下的有效交聯(lián)質(zhì)量分?jǐn)?shù)和相應(yīng)的有效生產(chǎn)交聯(lián)比.

(2)該低傷害締合壓裂液體系適合于薄差泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高敏感性儲層及低、中應(yīng)力縱向延伸嚴(yán)重儲層改造,能夠發(fā)揮減少儲層傷害提高裂縫導(dǎo)流能力的作用,其壓裂成功率為92.3%,壓裂液返排率提高12%.

(3)該體系動態(tài)濾失較高,加大了裂縫發(fā)育、高應(yīng)力儲層施工難度,適合低砂比、小規(guī)模改造的薄差裂縫性儲層的應(yīng)用.

(4)該低傷害締合壓裂液體系對施工設(shè)備要求性能穩(wěn)定、交聯(lián)比例精準(zhǔn),否則容易造成聚合物交聯(lián)不徹底或者過交聯(lián),影響凍膠的攜砂性能;排量計量需要修正因數(shù),消除該交聯(lián)體系使用渦輪攪拌對排量的影響.

[1] 孫金聲,楊賢友,劉進(jìn)京,等.大情字井地區(qū)儲層損害機(jī)理及保護(hù)儲層技術(shù)[J].鉆井液與完井液,2002,19(6):34-37.

[2] 于子慶.大情字井油田巖性油層開采方法探討[J].油氣田地面工程,2009,28(9):21-22.

[3] 劉寶柱,魏志平,唐振.大情字井地區(qū)低孔、低滲型巖性油藏成因探討[J].特種油氣藏,2004,11(1):25-27.

[4] 張大偉,陳發(fā)景,程剛.松遼盆地大情字井地區(qū)高臺子油層儲集層孔隙結(jié)構(gòu)的微觀特征[J].石油天然氣與地質(zhì),2006,27(5):669-973.

[5] 趙福麟.采油化學(xué)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1989.

[6] 惠曉霞.石油化學(xué)基礎(chǔ)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1989.

[7] JL.水力壓裂技術(shù)新發(fā)展[M].北京:石油工業(yè)出版社,1995.

[8] 王鴻勛.水力壓裂原理[M].北京:石油工業(yè)出版社,1987.

Laboratory evaluation and field application of low-damage fracturing fluid/2010,34(4):57-61

LIU Yuan-liang
(Department of Oilf ield Development,J ilin Oilf ield B ranch Company,Songyuan,J ilin138000, China)

According to Qianan Daqingzi area’s special characteristics,such as low porosity,low permeability,worse structure of pore throat,complex sensitivity,high shale content and so on,so the general (guar gum)fracture fluid residue and gelbreaker residue will do irreversible harm to the natural fractures,the support fractures and matrix,that restrict the development of deliverability.On the basis of the full knowledge of the reservoir geologic characteristics,we should deal with the low injury associative fracture fluid system in the laboratory in order to reduce the injuries caused by the fact that the fracture fluid intrudes the gas-bearing reservoir.The low injury associative fracture fluid system applies to the effective cross-linking massfraction and the effective production cross-linking ratio that must be between70℃and 100℃.It can reduce the injury of the reservoir and improve the capacity of diversion. Its fracture success rate is 92.3%.The flowback rate of fracture fluid is increased by 12%.Field testing shows that the fracture fluid can satisfy preferably the fracturing technology and the reservoir properties.When we increase the flowback rate of fracture fluid that comes after fracture,we can get more individual well production rate.

low permeability ; fracturing fluid ; reservoir protection ; physical simulation ; low damage

book=4,ebook=397

TE357

A

1000-1891(2010)04-0057-05

2010-04-20;審稿人:曹廣勝;編輯:關(guān)開澄

黑龍江省自然科學(xué)基金項目(E200902)

劉遠(yuǎn)亮(1973-),男,工程師,主要從事油氣田開發(fā)工程管理方面的研究.