致密油藏低傷害醇基壓裂液體系的研究與應用

石道涵， 張 兵， 于浩然， 蔣廷學， 蒲春生

(1.中國石化石油工程技術(shù)研究院， 北京 100728； 2.中國石油大學(華東) 石油工程學院， 山東 青島 266555； 3.長慶油田第五采油廠， 陜西 西安 710021)

0 引言

致密儲層滲透率極低，通常在0.1×10-3μm2量級，因此要求壓裂液體系具有低傷害特點；孔隙結(jié)構(gòu)面孔率低，吼道細小，排驅(qū)壓力高，要求壓裂液體系具有較高的返排能力；填隙物含量較高，外來液體易使粘土膨脹；要求壓裂液體系具有較高的防膨性能[1-5].

常規(guī)壓裂液一般含有大分子聚合體，易造成稠化劑分子的滯留，且壓裂液粘滯力堵塞吼道和孔隙.而作為小分子類的活性水克服了此項缺點，相關(guān)實驗研究結(jié)果也表明，活性水對低滲儲層的傷害率遠遠低于常規(guī)壓裂液，但與常規(guī)壓裂液一樣，還存在容易造成粘土膨脹的不足[6-10].結(jié)合超低滲儲層特征分析及壓裂液傷害研究成果，以降低稠化劑分子量與粘度、提高體系的返排及防膨性能為目的進行了新型水基壓裂液體系篩選.總結(jié)分析目前國內(nèi)外幾種新型壓裂液體系的特點發(fā)現(xiàn)，醇基壓裂液體系具有低分子、低密度、低表面張力等特點，有利于液體返排和解除水鎖，最符合致密油藏壓裂液的性能要求.

但是，目前常規(guī)的低分子醇基壓裂液體系有一定的局限性[11-13]：低碳醇(甲醇、乙醇等)使用濃度高；用量大，價格貴；易揮發(fā)、易燃，施工時安全和環(huán)保要求高.因此，開發(fā)一種以醇類化合物為增稠劑的水基壓裂液體系.即能夠具有醇基壓裂液低分子、易返排的優(yōu)點，又可提高壓裂液施工的安全、環(huán)保性能.

1 多羥基醇壓裂液體系的研發(fā)

以降低稠化劑分子量及體系粘滯力為目的，確定了稠化劑的合成路線，即取消分子鏈的螺旋結(jié)構(gòu)，以使分子鏈低分子化，線性化消除次生殘渣產(chǎn)生；在分子鏈上引入多羥基基團，實現(xiàn)分子間交聯(lián)，抑制粘土膨脹，另外破膠斷鏈后，可形成低界面張力醇類小分子物質(zhì)，減小流動阻力.

為了提高壓裂液耐溫性能和交聯(lián)強度，本文所用交聯(lián)劑采用雙組分交聯(lián)體系：A交聯(lián)劑采用常規(guī)交聯(lián)劑實現(xiàn)常溫凝膠化；研發(fā)新型B交聯(lián)劑提高壓裂液耐溫性能，同時控制交聯(lián)強度.B交聯(lián)劑有更高的反應活性，更易形成穩(wěn)定的配位鍵，耐溫性能更好，還具有良好的延遲交聯(lián)性能.

經(jīng)大量實驗研究發(fā)現(xiàn)，對于多羥基醇體系而言，造成返膠或?qū)嵤┢颇z的根本原因，在于體系的pH環(huán)境的改變.因此，本文研發(fā)了一種具有一定釋酸能力的新型破膠劑.

另外，由于多羥基醇分子結(jié)構(gòu)具有低分子、多羥基、高表面活性的特點，為使低傷害醇基壓裂液體系性能達到最優(yōu)，選用聚醚作為該體系的降阻劑，研制了消泡劑XP-3.該體系具體的配方如表1所示.

表1 多羥基醇壓裂液體系配方組成

2 多羥基醇壓裂液體系的評價

參照《SY-T5107-1995水基壓裂液性能評價方法》對多羥基醇壓裂液體系開展了下列室內(nèi)評價實驗[13,14].

2.1 流變性能評價

首先，實驗室用RS-150旋轉(zhuǎn)黏度計在剪切速率為170 s-1下對樣品以2.5 ℃/min的速度加溫，測得樣品粘度隨時間和溫度的變化曲線如圖1所示.實驗結(jié)果表明，多羥基醇壓裂液的粘度在實驗溫度為40 ℃時達到最大值，隨后隨溫度的上升，粘度迅速下降，當溫度達到87 ℃時，粘度下降至80 mPa·s，說明多羥基醇壓裂液具有良好的耐溫能力.

圖1 多羥基醇壓裂液體系耐溫性能評價

圖2 多羥基醇壓裂液體系抗剪切性能評價

性能優(yōu)良的壓裂液除了具備良好的耐溫性能，還要在使用溫度和長時間的高速剪切下保持較高的黏度值，以滿足施工過程中攜砂的需要.隨后，實驗室用RS-150旋轉(zhuǎn)黏度計在剪切速率為3 s-1下對樣品以2.5 ℃/min的速度加溫，當達到60 ℃時，使剪切速率增加到170 s-1，并連續(xù)剪切1 h.樣品粘度的變化規(guī)律如圖2所示.

實驗結(jié)果表明，多羥基醇壓裂液在60 ℃下剪切1 h后，粘度仍保持在100 mPa·s左右，具有較好的熱抗剪切性能.

2.2 破膠液粘度及殘渣含量的測定

壓裂液破膠后的殘渣主要來源于成膠劑中的水不溶物.粒徑較小的殘渣，在高壓下隨濾液進入儲層深部，堵塞流體通道，降低地層滲透率.而大部分殘渣則滯留在裂縫中，占據(jù)了支撐裂縫的有效孔隙空間，使其導流能力下降.實驗室對比了改性胍膠壓裂液與多羥基醇壓裂液在55 ℃下破膠后的殘渣含量，如表2所示.

表2 破膠液粘度及殘渣含量對比表

從上表可知，多羥基醇壓裂液體系稠化劑使用濃度較常規(guī)胍膠壓裂液體系高，但其破膠后粘度較胍膠壓裂液低，無殘渣，這是由于多羥基醇稠化劑水溶性好，破膠后無水不溶物，相對分子質(zhì)量也小.說明與胍膠壓裂液相比，多羥基醇壓裂液具有更高的支撐裂縫導流能力，也有助于改善壓裂液破膠液在儲層與裂縫間的流動.

2.3 靜態(tài)濾失特性

壓裂液的濾失性反映了壓裂液在地層條件下控制液體滲流的能力.濾失如果過高，不僅降低了壓裂液的效率，而且濾液進入地層后會加劇儲層損害程度，尤其是對低滲致密儲層，影響改造效果.實驗室采用高溫高壓靜態(tài)濾失儀測定了0.4%胍膠壓裂液、2%多羥基醇壓裂液以及清潔壓裂液的濾失特性.實驗溫度為55 ℃，濾失介質(zhì)為雙層濾紙，濾失壓差為3.5 MPa.結(jié)果如表3所示.

表3 不同類型壓裂液的濾失系數(shù)

從上表可知，2%多羥基醇壓裂液的濾失系數(shù)稍高于0.4%胍膠壓裂液，低于清潔壓裂液.表明多羥基醇壓裂液濾失較低，這將有利于壓裂液的攜砂和降低儲層傷害.

2.4 表界面張力測試

較低的表界面張力可有效的降低返排時的毛細管阻力，利于壓后返排.分別測定了多羥基醇壓裂液和胍膠壓裂液破膠液的表面張力和界面張力，結(jié)果如表4所示.

表4 不同破膠液的表界面張力

實驗結(jié)果表明，多羥基醇壓裂液破膠液的表面張力和界面張力都遠遠低于胍膠壓裂液破膠液.說明多羥基醇分子具有一定的降低表界面張力的作用.

2.5 破膠液的防膨性能測定

低滲、致密油藏巖石填隙物含量較高，容易發(fā)生粘土膨脹，造成堵塞污染，因此要求外來液體具有較好的防膨性能.分別測試了粘土在蒸餾水、0.3% COP-1以及多羥基醇破膠液中24 h后的膨脹量及防膨率，結(jié)果如表5所示.

表5 粘土在不同溶液中的膨脹

實驗結(jié)果表明，多羥基醇壓裂液體系具有較好的防膨性能，防膨率達73.4%.

2.6 巖心傷害評價

壓裂液對儲層巖心的傷害率反映了黏土膨脹,微粒運移、水鎖、濾液以及殘渣堵塞等作用的綜合影響.實驗以致密油藏白178井、莊151井所取巖心為模型，評價了多羥基醇壓裂液對巖心滲透性的傷害程度，如表6所示.

表6 多羥基醇壓裂液對巖心滲透性的傷害評價

多羥基醇壓裂液對巖心的傷害率較小，平均為19%.認為主要原因是多羥基醇壓裂液具有較好的破膠性能，破膠后液體粘度低，表界面張力小，無殘渣；防膨性能好，粘土顆粒不容易發(fā)生膨脹、運移.

3 多羥基醇壓裂液體系的現(xiàn)場試驗

研發(fā)的多羥基醇壓裂液體系累計實施10口井的現(xiàn)場試驗，其中華慶長4+5試驗3口井、合水長8試驗7口井，與周圍采用常規(guī)壓裂液的對比井對比的結(jié)果如表7所示.

表7 多羥基醇壓裂液試驗井壓裂試排數(shù)據(jù)表

從上表可以看出，單層最高加砂量達40 m3，平均單井試排產(chǎn)量16.9 m3/d，比對比井提高了6 m3/d，改造后平均返排率80%，比對比井提高了十個百分點，可見礦場試驗取得了初步效果.對返排液進行粘度和pH值測試，結(jié)果如表8所示.

表8 返排液粘度和PH值測試

根據(jù)測試結(jié)果可知，返排液粘度較低，pH值偏弱酸性，說明破膠劑水解效果好，可保證壓裂液破膠.壓裂液良好的破膠性能和返排能力是低滲致密油藏壓裂改造成功的重要原因.

4 結(jié)束語

(1)研發(fā)了多羥基醇稠化劑，雙組分交聯(lián)劑及新型釋酸破膠劑，開發(fā)了低分子量、低表界面張力、無殘渣、防膨率性能、破膠性能優(yōu)良適應于長慶低滲致密儲層的低傷害醇基壓裂液體系.解決了低分子類稠化劑交聯(lián)凍膠耐溫抗剪切性能差、破膠困難的缺點，形成的低傷害醇基壓裂液體系可避免稠化劑大分子和粘滯力對超低滲儲層造成的傷害，有利于提高該類儲層的單井產(chǎn)量.

(2)通過室內(nèi)性能評價表明：多羥基醇壓裂液體系具有耐溫、抗剪切性能好，無殘渣、壓后破膠徹底、低傷害等特點，對長慶中低溫致密油層具有良好的適應性.

(3)采用了多羥基醇壓裂液開展現(xiàn)場試驗10口井，該體系在施工過程中實現(xiàn)了低粘交聯(lián)，壓后破膠徹底，返排率達到80%，試排日產(chǎn)油16.9 m3/d，與鄰井對比井相比提高了6.0 m3/d.

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