頁巖氣藏“工廠化”作業(yè)壓裂液技術(shù)研究——以CNH3井組“工廠化”作業(yè)為例①

劉友權(quán)陳鵬飛吳文剛張倩張亞東謝冰龍順敏

1.中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.重慶科技學(xué)院

頁巖氣藏“工廠化”作業(yè)壓裂液技術(shù)研究
——以CNH3井組“工廠化”作業(yè)為例①

劉友權(quán)1陳鵬飛1吳文剛1張倩1張亞東1謝冰2龍順敏1

1.中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.重慶科技學(xué)院

摘要“工廠化”作業(yè)是頁巖氣藏效益開發(fā)的必然要求，針對(duì)“工廠化”作業(yè)的要求，形成了可滿足“工廠化”作業(yè)的滑溜水配方。采用低相對(duì)分子質(zhì)量、低黏乳液降阻劑，降阻率73%～78%，溶解時(shí)間小于30 s，滿足高排量、連續(xù)混配要求；采用高效殺菌劑，對(duì)硫酸鹽還原菌殺菌率達(dá)100%，有效地降低了細(xì)菌對(duì)儲(chǔ)層和生產(chǎn)設(shè)備的傷害，返排液經(jīng)簡(jiǎn)單沉降后可重復(fù)使用。CNH3井組“工廠化”作業(yè)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，滑溜水降阻率76.2%～78.7%，返排率12.16%～14.30%，累計(jì)增加井口測(cè)試產(chǎn)量20.95×104m3/d。

關(guān)鍵詞頁巖工廠化滑溜水井組體積壓裂

Technology research of the fracturing fluid for shale gas reservoir as “factory” fracturing:An example of the CNH3 well group “factory” fracturing

1CNH3井組概況

CNH3井組水平段以石英礦物、黏土礦物及碳酸鹽巖為主，巖石脆性指數(shù)較高，約55~70；黏土類礦物含量平均為37.2%。根據(jù)該區(qū)域鄰井施工情況，結(jié)合“大液量、大排量、低砂比、段塞式滑溜水注入”體積壓裂理念，宜采用低黏滑溜水體系進(jìn)行體積壓裂。

CNH3井組共有3口水平井，其施工段主要參數(shù)如表1所示。

表1 CNH3井組施工段主要參數(shù)Table1 MainparametersofthefracturingsectioninCNH3wellgroup井號(hào)施工層位改造長(zhǎng)度/m擬分段數(shù)CNH3-1龍馬溪組1100.012CNH3-2龍馬溪組1099.812CNH3-3龍馬溪組1103.08

2滑溜水配方設(shè)計(jì)及主要性能評(píng)價(jià)

2.1滑溜水配方設(shè)計(jì)

CNH3井組壓裂作業(yè)是頁巖氣藏第一次“工廠化”作業(yè)，設(shè)計(jì)滑溜水規(guī)模65 000 m3，施工規(guī)模大，排量高。要求滑溜水降阻性能好，滿足高排量要求；添加劑溶解時(shí)間短，黏度低，易泵注，滿足連續(xù)混配要求；返排液經(jīng)簡(jiǎn)單沉降、處理后可重復(fù)利用，回收利用操作簡(jiǎn)單，滿足頁巖氣藏低成本開發(fā)要求。

針對(duì)CNH3井組儲(chǔ)層特征和壓裂工藝，形成了可滿足“工廠化”作業(yè)的滑溜水配方：①采用線性聚丙酰胺作為降阻劑，其黏均相對(duì)分子質(zhì)量160萬，黏度100～150 mPa·s，降阻率73%～78%，溶解時(shí)間小于30 s，滿足高排量、連續(xù)混配要求；②采用高效殺菌劑，對(duì)硫酸鹽還原菌殺菌率100%，有效降低細(xì)菌對(duì)儲(chǔ)層和生產(chǎn)設(shè)備的傷害；③滑溜水具有較好的耐鹽性能，可用于TDS為10萬的水質(zhì)中，返排液經(jīng)簡(jiǎn)單沉降處理后，可重復(fù)使用；④滑溜水配方組成如下：0.05%~0.1%(w)降阻劑CT1-20D+0.1%~0.2%(w)助排劑CT5-13+0.01%~0.05%(w)殺菌劑CT10-4。

2.2滑溜水性能評(píng)價(jià)

2.2.1水質(zhì)分析

現(xiàn)場(chǎng)水源水質(zhì)對(duì)滑溜水配方、降阻性能有重要影響。因此，對(duì)CNH3井組附近水源水質(zhì)進(jìn)行了分析。

表2 CNH3井組附近水源水質(zhì)分析Table2 WaterqualityanalysisofCNH3wellgroup項(xiàng)目河水寧201-H1井水H3井組水pH值7.87.87.9ρ(Ca2+)/(mg·L-1)4017.512.1ρ(Mg2+)/(mg·L-1)4.84.253.6ρ(Cl-)/(mg·L-1)7.121.37.1SRB值/(104個(gè)·mL-1)0.1266TGB值/(104個(gè)·mL-1)0.0256013外觀清澈透明清澈透明清澈透明

從表2可知，CNH3井組附近水源Ca2+、Mg2+及Cl-濃度較小，但水中含有硫酸鹽還原菌(SRB)、腐生菌(TGB)，配方設(shè)計(jì)時(shí)要考慮去除細(xì)菌。

2.2.2降阻劑黏度、溶解時(shí)間

降阻劑黏度、溶解時(shí)間直接影響滑溜水“工廠化”作業(yè)效果。降阻劑黏度大，流動(dòng)性差，現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)設(shè)備抽吸困難；降阻劑溶解時(shí)間過長(zhǎng)，壓裂作業(yè)降阻性能差。

用六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)對(duì)降阻劑表觀黏度進(jìn)行了測(cè)定(見圖1)，乳液降阻劑黏度100~150 mPa·s，流動(dòng)性好。利用管路摩阻儀對(duì)降阻劑的溶解時(shí)間進(jìn)行了評(píng)價(jià)(見圖2)。結(jié)果表明，降阻劑的溶解時(shí)間小于30 s，可以實(shí)現(xiàn)連續(xù)混配。

2.2.3滑溜水降阻性能

采用現(xiàn)場(chǎng)水源對(duì)滑溜水降阻性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)，如圖3所示。

從圖3可知，當(dāng)降阻劑CT1-20D質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.03%時(shí)，滑溜水最高降阻率63.75%，且隨著剪切時(shí)間的延長(zhǎng)，降阻率緩慢降低，剪切5 min后，降阻率僅為51%；當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.05%和0.07%時(shí)，降阻率分別為77.7%和77.9%，剪切5 min后，降阻率基本不變。可見，滑溜水降阻劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)宜選擇大于0.05%。

2.2.4滑溜水殺菌性能

水源中含有硫酸鹽還原菌等細(xì)菌，當(dāng)滑溜水注入地層后，易生成H2S，H2S與儲(chǔ)層中亞鐵離子結(jié)合形成硫化亞鐵沉淀，堵塞儲(chǔ)層。同時(shí)，生成的H2S對(duì)生產(chǎn)管柱、設(shè)備也有影響。

表3 滑溜水殺菌性能評(píng)價(jià)Table3 Bactericidalperformanceevaluationofslickwater配方對(duì)腐生菌殺菌率/%對(duì)硫酸鹽還原菌殺菌率/%0.06%(w)CT1-20D+0.2%(w)CT5-13+0.01%(w)CT10-410099.990.06%(w)CT1-20D+0.2%(w)CT5-13+0.05%(w)CT10-410099.99

從表3可知，滑溜水對(duì)腐生菌、硫酸鹽還原菌的殺菌率分別為100%、99.99%，殺菌效果較好。

2.2.5滑溜水返排性能

滑溜水返排性能不僅能表征滑溜水注入地層后的返排能力，還能表征滑溜水與儲(chǔ)層的配伍性能。采用現(xiàn)場(chǎng)水源、壓裂井組巖心對(duì)滑溜水返排性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。取CNH3井組巖心制成0.212～0.425 mm巖心粉末，將準(zhǔn)備的巖心粉末與壓裂支撐劑按質(zhì)量比1∶1混合均勻，在中壓層析柱中裝滿已混合好的巖心粉末與壓裂支撐劑混合物，然后用滑溜水飽和混合物，再開啟氮?dú)饽M現(xiàn)場(chǎng)返排驅(qū)替過程，記錄排出的滑溜水質(zhì)量，計(jì)算滑溜水返排率[1]。

圖4表明，隨返排時(shí)間延長(zhǎng),滑溜水返排率升高，返排率為54.51%，返排性能、與儲(chǔ)層的配伍性能好。

3現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)

根據(jù)井場(chǎng)布置，制定了滑溜水連續(xù)混配流程及返排液重復(fù)利用流程[2]，如圖5和圖6所示。

滑溜水連續(xù)混配實(shí)現(xiàn)了所有添加劑實(shí)時(shí)、高效、自動(dòng)控制。利用混砂車比例泵自動(dòng)抽吸所有添加劑，作業(yè)人員在儀表車上指揮、監(jiān)控添加劑的比例。

頁巖氣井返排液重復(fù)利用核心在于現(xiàn)場(chǎng)易操作、處理成本低。根據(jù)井場(chǎng)實(shí)際情況，制定了返排液重復(fù)利用流程，返排液從井口返排出來進(jìn)入污水池沉淀，除去機(jī)械雜質(zhì)。抽取污水池上層清液通過過濾設(shè)備，過濾后存儲(chǔ)于蓄水池。同時(shí)，取樣分析水質(zhì)，水質(zhì)分析滿足要求后進(jìn)行重復(fù)利用[3-4]。利用該流程，在CNH3井組累計(jì)重復(fù)利用返排液1 300 m3。

在室內(nèi)對(duì)處理后的返排液降阻性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)，如圖7所示。結(jié)果表明，處理后的返排液的降阻性能與新配制的滑溜水性能相當(dāng)?，F(xiàn)場(chǎng)作業(yè)壓力監(jiān)控也表明兩者降阻性能一致，如圖8所示。

4作業(yè)后評(píng)價(jià)

壓裂作業(yè)后，對(duì)壓裂中使用的滑溜水的降阻性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)，見表4。

表4 壓裂作業(yè)降阻性能Table4 Frictionreducingperformanceoffracturingoperation井號(hào)排量/(m3·min-1)降阻率/%測(cè)試產(chǎn)量/(104m3·d-1)返排率/%CNH3-19.5~10.278.77.6811.48CNH3-29.3~11.576.27.7212.16CNH3-310.77.95.5514.30

從表4可知，壓裂作業(yè)中，CNH3-1施工排量9.5～10.2 m3/min，平均降阻率78.7%；CNH3-2施工排量9.3～11.5 m3/min，平均降阻率76.2%；CNH3-3施工排量10 m3/min，平均降阻率77.9%。

截至2014年5月27日，CNH3-1返排率為11.48%，測(cè)試產(chǎn)量7.68×104m3/d；CNH3-2返排率為12.16%，測(cè)試產(chǎn)量7.772×104m3/d；CNH3-3返排率為14.30%，測(cè)試產(chǎn)量5.55×104m3/d。這說明，壓裂改造后取得了較好的效果。

5結(jié)論與建議

(1) 頁巖氣藏“工廠化”作業(yè)，滑溜水可連續(xù)混配、可重復(fù)利用，且現(xiàn)場(chǎng)易操作，成本低。根據(jù)“工廠化”作業(yè)對(duì)滑溜水的要求，研發(fā)的滑溜水性能如下：降阻率>70%，降阻劑溶解時(shí)間<30 s、流動(dòng)性好，殺菌率100%，滑溜水返排率≥35%。

(2) CNH3井組“工廠化”壓裂現(xiàn)場(chǎng)施工中，降阻率為76.2%～78.7%， 平均返排率為12.16%～20.09%，累計(jì)增加井口測(cè)試產(chǎn)量20.95×104m3/d。取得了較好效果，可以滿足“工廠化”作業(yè)要求。

(3) 隨著頁巖氣藏大規(guī)模開發(fā)，返排液重復(fù)利用率、重復(fù)利用次數(shù)增加，返排液礦化度也隨之增大，建議進(jìn)一步研究適用于高礦化度水質(zhì)條件下的滑溜水體系，滿足頁巖氣開發(fā)的需要。

參 考 文 獻(xiàn)

[1] 陳鵬飛, 劉友權(quán), 鄧素芬， 等. 頁巖氣體積壓裂滑溜水的研究及應(yīng)用[J]. 石油與天然氣化工, 2013, 42(3): 270-273.

[2] 劉友權(quán), 陳鵬飛, 吳文剛， 等. 加砂壓裂用滑溜水返排液重復(fù)利用技術(shù)[J]. 石油與天然氣化工, 2013, 42(5): 493-496.

[3] HOUSTON N . Fracture-Stimulation in the marcellus shale!alessons learned in fluid selection and execution [C]// SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, West Virginia, USA: SPE , 2009.

[4] FREDD C N, OLSEN T N. Polymer-free fracturing fluid exhibits improved cleanup for unconventional natural gas well applications [C]// SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, West Virginia, USA: SPE , 2004.

Liu Youquan1，Chen Pengfei1，Wu Wengang1，Zhang Qian1，

Zhang Yadong1， Xiebing2， Long Shunmin1

(1.ResearchInstituteofNaturalGasTechnology,PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany，Chengdu610213,China； 2.ChongqingUniversityofScienceandTechnology,Chongqing401331,China)

Abstract:“Factory” fracturing is the necessary requirement of benefit development in shale gas reservoir, according to the “factory” fracturing requirement, forming a slick water formulation which could meet the request of “factory” fracturing: low molecular weight, low viscosity emulsion friction reducing agent, friction reducing rate is 73%-78%, the dissolution time is less than 30 s, it could meet the high displacement, continuous mixing requirement; and using efficient bactericide, bactericidal rate of sulphate reducing bacteria is 100%, it could effectively reduce the damage to reservoir and production equipment; flowback fluid can be used repeatedly after simple treatment. CNH3 well group field test showed that the friction reduction rate is from 76.2% to 78.7% of slick water; the flowback rate is from 12.16% to 14.30%, the cumulative test production reached 20.95× 104m3/d.

Key words:shale， factory， slick water， well group， volume fracturing

收稿日期：2014-11-26；編輯：馮學(xué)軍

中圖分類號(hào)：TE357.2

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2015.04.014

作者簡(jiǎn)介:劉友權(quán)(1973-),男,2007年畢業(yè)于西南石油大學(xué),碩士研究生,高級(jí)工程師。現(xiàn)任職于中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣研究院,主要從事壓裂酸化技術(shù)研究方面工作。

基金項(xiàng)目:①國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃(973計(jì)劃)“南方海相典型區(qū)塊頁巖氣開發(fā)理論與技術(shù)”(2013CB228006)。