酸预处理在水力压裂中降低伤害机理研究

刘平礼，兰夕堂，李年银，罗志锋，刘书杰

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学，四川成都610500

2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津塘沽300450

3.中海石油研究总院，北京朝阳100028

酸预处理在水力压裂中降低伤害机理研究

刘平礼1*，兰夕堂2，李年银1，罗志锋1，刘书杰3

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学，四川成都610500

2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津塘沽300450

3.中海石油研究总院，北京朝阳100028

低渗透储层进行常规加砂压裂常常由于压裂液破胶不彻底、残渣和滤液伤害等问题而影响压裂改造效果。压裂前的酸预处理技术可降低压裂过程中伤害，改善压裂效果。利用激光粒度仪对常规压裂液破胶与酸性环境下压裂液破胶过程中瓜胶分子尺寸进行定量观测，研究不同破胶环境下岩石基质伤害的主要因素；通过电镜扫描对注入破胶液与酸液后伤害的岩芯进行微观分析。研究表明，在酸液存在条件下压裂液破胶后瓜胶分子尺寸大幅度降低，瓜胶分子尺寸的降低比酸性环境对降低岩石渗透率伤害贡献更大，酸液能够很好地解除压裂液伤害，提高岩芯渗透率，同时由于酸溶蚀可形成较为明显的溶蚀孔道，进一步提高基质渗流能力。

酸液；预处理；水力压裂；压裂液；瓜胶尺寸；伤害

引言

理论研究表明，压裂液残渣伤害可使导流能力降低80%以上，增加压裂液用量或提高瓜胶浓度都会导致导流能力下降；支撑剂嵌入和残渣的综合伤害可以使导流能力下降90%以上，而压裂液残渣伤害对导流能力伤害最严重［1-2］。压裂液破胶后，不溶性残渣在地层中发生捕集作用而滞留在地层中。捕集作用包括机械捕集和水动力学捕集两部分，通过小孔隙时流动受限，发生机械捕集，残渣分子相互缠结，使得线团尺寸变大，流出孔隙的机会就大为减小，最终滞留在孔隙中；通过较大孔隙时发生水动力学捕集，残渣分子由于水动力学因素而停留在孔隙中，因此研究压裂液破胶后伤害机理对于寻求技术措施或者手段，帮助提高压裂效果具有重要意义。已经有实验研究表明，酸液能够有效地降低并溶解压裂液残渣，并提出一种酸预处理压裂技术，不仅可以促进压裂液破胶，还可降低破裂压力，在加砂压裂前注入一段酸液［3-4］，该酸液在压裂施工结束后仍然具有对压裂液残渣的有效溶解，同时可以促进未完全破胶压裂液破胶，目前Simon已经研究了外来流体不同pH值与各种岩石矿物配伍性，结果表明低pH值流体与岩石配伍性更好，2002年Gdanski研究高pH值流体与黏土矿物反应的两个机理：中和黏土酸性，侵蚀黏土中氢氧化物导致黏土矿物结构破坏，并认为低pH流体对低渗透储层渗透率伤害更小，Gupta D V S在2008年介绍一种低pH值压裂液，中国陆地油田将酸化与水力压裂结合已有应用［5-8］，但对酸液能够改善压裂效果尚缺乏机理研究，对于酸液预处理提高压裂改造效果缺乏理论认识，本文对酸性环境下破胶机理进行研究，同时对酸性环境下压裂液伤害主控因素进行探讨。

1 问题提出

通过对压裂液进行破胶实验时发现，使用常规破胶剂破胶的压裂液体系在90◦C破胶2 h后，测试黏度为5mPa·s，然而置于室温下冷却后，发现破胶液重新聚集、絮凝形成部分压裂液冻胶，但当加入酸液后压裂液破胶很彻底，不会重新聚集而形成冻胶，由此考虑酸液存在下是否通过改变瓜胶分子的尺寸进而影响破胶性能。文献［9］提出了一种高密度自生热压裂液体系，该压裂液体系破胶后流动性极好，不存在重新絮凝问题，且该压裂液体系对岩石基质的伤害率仅为22.3%。2011年赵立强等提出一种有机酯加砂压裂隔离液，该隔离液能够将酸液与压裂液隔开，防止酸液与压裂液接触后造成压裂液提前破胶，因此酸液预处理在加砂压裂中具有一定的可行性［10-11］。在此研究思路上，笔者对酸性环境下压裂液的破胶机理进行研究，主要进行了常规压裂液体系破胶后分子尺寸、酸性环境下压裂液体系破胶后分子尺寸的研究，并通过岩芯流动实验分析酸液对解除压裂液伤害的效果。

图1 压裂液基液瓜胶分子尺寸Fig.1 Guarmolecular sizeof base fracturing fluid

2 酸液对瓜胶压裂液破胶后分子尺寸的影响

测试常规氧化剂破胶与酸性环境下氧化剂破胶后的分子尺寸大小，测试样品为一级羟丙基瓜胶（昆山公司），破胶时间均为4 h，使用仪器为激光粒度仪，测量范围为0.02～2 000.00µm。

测试的压裂液配方为：

配方1：0.45%羟丙基瓜胶（基液）。

配方2：0.1%破胶剂（过硫酸铵）+0.45%羟丙基瓜胶+交联剂（0.4%YC-150+0.55%YP-150）。

配方3：0.1%破胶剂（过硫酸铵）+交联剂（0.4%YC-150+0.55%YP-150）+0.45%羟丙基瓜胶+10%螯合酸。

配方4：0.45%羟丙基瓜胶+交联剂（0.4%YC-150+0.55%YP-150）+0.1%破胶剂（过硫酸铵）+10%生热剂+10%螯合酸。

从图1～图4可以看出：压裂液基液瓜胶分子水动力学尺寸的粒径中值为73.620µm，常规氧化破胶后瓜胶压裂液分子水动力学尺寸的粒径中值为62.118µm，而在10%螯合酸环境下瓜胶破胶后分子水动力学尺寸的粒径中值为21.123µm，自生热压裂液体系破胶后分子水动力学尺寸的粒径中值仅为13.738µm，常规氧化破胶后瓜胶分子尺寸降低幅度15.6%，酸性环境下破胶后为71.3%，自生热压裂液体系为81.3%，该结果表明采用常规氧化剂进行瓜胶压裂液破胶对压裂液分子尺寸影响不大，即使压裂液破胶较为彻底，但瓜胶分子还可以通过絮凝、化学键力吸附、机械捕集等方式而重新形成大分子团，从而对储层造成严重伤害［12-13］，而酸性环境下，破胶后瓜胶分子水动力学尺寸降低幅度很大，瓜胶压裂液分子很难重新聚集形成大分子团，瓜胶分子降解彻底。

图2 压裂液常规破胶后瓜胶分子尺寸Fig.2 Guarmolecular size of conventionalgelbreaking

图3 压裂液酸性环境破胶后瓜胶分子尺寸Fig.3 Guarmolecu lar size of acid gelbreaking

图4 自生热压裂液破胶后瓜胶分子尺寸Fig.4 Guarmolecular sizeof self-heatgelbreaking

3 压裂液伤害流动实验分析

通过压裂液破胶后分子尺寸的研究发现，在酸性环境下压裂液破胶后分子尺寸大幅度降低，但由于酸性环境下破胶后破胶液依然具有一定的酸性，可能因为破胶液具有酸性使得岩芯渗透率伤害降低，而并非是瓜胶分子尺寸降低所致，那么酸性环境与瓜胶分子尺寸降低二者中谁起主导作用呢？需要研究不同环境下破胶后破胶液对岩芯伤害的主控因素，设计如下实验方案，所用压裂液配方为：0.45%羟丙基瓜胶（稠化剂）+1%助排剂+1%破乳剂+0.3%温度稳定剂+0.1%杀菌剂+2.0%KCl（防膨剂）+0.1%过硫酸铵（破胶剂），采用的酸液为缓速、低伤害螯合酸液体系，方案4所用残酸液为收集的正驱酸液过程中流出的酸液，为更好地反映地层注液真实情况，将收集的驱替过程中流出的酸液按照1：10比例置于相同物性岩粉中继续进行反应。

方案1：基液−→压裂液破胶液−→基液（反向驱替）。

方案2：基液−→酸性环境下压裂液破胶液−→基液（反向驱替）。

方案3：基液−→酸性环境下压裂液破胶后调至中性−→基液（反向驱替）。

方案4：按照基液−→酸液−→压裂液破胶液−→残酸液（反向驱替）−→基液（反向驱替）步骤进行岩芯流动实验。

实验结果如图5～图8所示。

通过岩芯流动实验可以看出：方案1岩芯流动后，渗透率伤害率达到78%；方案2岩芯流动后，渗透率伤害率达到33%；方案3岩芯流动后，渗透率伤害率达到42%；方案4注入破胶液后岩芯渗透率伤害率为76%，当注入残酸液后，岩芯渗透率伤害得到恢复，注入残酸结束后，岩芯渗透率伤害仅为3.6%。从方案1与方案2结果对比可以看出，常规破胶情况下，压裂液伤害率最高，而在酸性环境下破胶后，岩芯渗透率伤害率大幅度降低；从方案1与方案3实验结果对比可以看出，酸性环境下破胶后，即使破胶液pH调节至中性，破胶液对岩石渗透率也大幅度降低，通过方案2与方案3对比可以分析，瓜胶分子尺寸的降低比酸性环境对岩石渗透率的恢复贡献幅度大，瓜胶分子尺寸的降低是降低破胶液对岩石伤害的主要因素；方案4模拟现场施工实际情况可以看出，起初注入酸液后，岩芯的渗透率有较大幅度提高，后续注入压裂液后，岩芯渗透率降低幅度很大，当注入残酸液后，岩芯渗透率伤害得到恢复，当最后注入基液后，岩芯渗透率有小幅度提高，渗透率较岩芯基液渗透率提高0.6%，说明酸预处理在压裂过程中不仅能够解除压裂液伤害，而且还能小幅度提高岩石渗透率。

图5 方案1岩芯流动效果Fig.5 Core flooding of p roject1

图6 方案2岩芯流动效果Fig.6 Core flooding of p roject2

图7 方案3岩芯流动效果Fig.7 Core flooding of project3

图8 方案4岩芯流动效果Fig.8 Core flooding of project4

图9 方案4压裂液破胶液通过后扫描电镜Fig.9 SEM of project4 fracturing fluid after gelbreaking

4 流动前后岩芯电镜扫描分析

为了从微观上更好地认识酸液对解除压裂液伤害情况，使用环境扫描电镜对上述方案4流动实验过程中的岩芯进行电镜扫描，主要针对注入压裂液后岩芯端面与注入酸液后岩芯端面进行扫描。

从扫描电镜图9和10可以看出，对于压裂液破胶液流动完毕后未反向驱替残酸液（模拟返排）的岩芯，可以用肉眼看到岩芯前后端面附着有压裂液滤饼形成，甚至有少部分交联压裂液冻胶状物质；使用扫描电镜放大倍数100倍观察时，这种现象更为明显。而对于过压裂液破胶液流动后又反向驱替残酸液岩芯，岩芯端面的残渣、滤饼及冻胶状物质很少，且岩芯端面有较为明显的溶蚀孔道，说明酸液能够有效溶解压裂液残渣、滤饼和再次形成的冻胶。

图10 方案4残酸液通过后扫描电镜Fig.10 SEM of project4 fracturing fluid after reacted acid

5 结论

（1）常规条件下破胶后瓜胶分子尺寸变化较小，而酸性环境下破胶后瓜胶分子尺寸降低幅度很大，其中自生热压裂液体系瓜胶分子尺寸降低幅度最大。

（2）压裂液残渣对岩芯渗透率伤害情况与破胶液瓜胶分子尺寸密切相关，降低破胶液中瓜胶分子尺寸有助于大幅度降低破胶液对储层伤害。

（3）酸液预处理后不但能够很好地降低破胶液中瓜胶分子尺寸，消除滤饼和部分残渣，还能够形成一定的酸溶蚀孔道，提高储层渗透率，改善压裂效果。

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编辑：牛静静

编辑部网址：http：//zk.swpuxb.com

A Study on Damage Reduction M echanism of Acid Preflushing During Hydraulic Fracturing

LIU Pingli1*，LAN Xitang2，LINianyin1，LUO Zhifeng1，LIU Shujie3
1.State Key Laboratory of Oiland GasReservoirGeology and Exploitation，Southwestpetroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China
2.Tianjin Branch Company，CNOOC，Tanggu，Tianjin 300450，China
3.Research Centerof CNOOC，Chaoyang，Beijing 100028，China

Hydraulic fracturing isan effectiveway to develop low permeability reservoir.However，halfway gelout，fracturing fluid residue and filtrate damage often reduce stimulation effect.On-site application of acid pretreatment fracturing technology hasbeen proved to be able to reduce damage during fracturing，but the damage reductionmechanism ofacid pretreatment remains unclear.In this paper，molecular dimensions of guar gum under both conventionaland acidic conditions are quantitatively observed by using laser particle analyzer（LPSA）.Principle factors affecting the damage of gelout fluid tomatrix in acidic environmentare also researched here.In addition，m icroanalysis of damaged core edge after injecting gelout fluid and acid fluid isconducted bymeansofscanning electronm icroscope（SEM）.We can draw conclusions from the results：molecular dimension of guar gum after gelout is significantly reduced underacidic condition，and the reduction ofmolecular dimension playsmore importantrole than acidic environmentin decreasing damage；acid fluid isable to effectively removedamage caused by fracturing fluid，increase core permeability，and form corrosion channels.

acid fluid；preflushing；hydraulic fracturing；fracturing fluid；guargum molecular dimensions；damage

刘平礼，1973年生，男，汉族，甘肃民勤人，副教授，主要从事采油工程教学和压裂酸化方向研究工作。E-mail：liupingli@vip.163.com

兰夕堂，1988年生，男，汉族，湖北荆州人，助理工程师，硕士，主要从事油气藏增产理论与技术相关研究。E-mail：lanxt@cnooc.com.cn

李年银，1979年生，男，汉族，湖北荆州人，副教授，博士，主要从事油气藏动态及增产改造理论与技术方面的教学与科研工作。E-mail：linianying9@yahoo.com.cn

罗志锋，1981年生，男，汉族，四川南部人，副教授，博士，主要从事油气藏动态及增产改造理论与技术方面的教学与科研工作。E-mail：lzf103429@163.com

刘书杰，1966年生，男，汉族，新疆霍城人，教授级高级工程师，博士，主要从事海洋钻完井工程方面的研究工作。E-mail：liushj@cnooc.com.cn

10.11885/j.issn.1674-5086.2014.03.28.01

1674-5086（2016）03- 0150-06

TE357.2

A

http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20160527.1627.018.htm l

刘平礼，兰夕堂，李年银，等．酸预处理在水力压裂中降低伤害机理研究［J］．西南石油大学学报（自然科学版），2016，38（3）：150-155．

LIU Pingli，LAN Xitang，LINianyin，etal．A Study on Damage Reduction Mechanism of Acid Preflushing During Hydraulic Fracturing［J］．Journal of SouthwestPetroleum University（Science&Technology Edition），2016，38（3）：150- 155．

2014- 03-28网络出版时间：2016- 05-27

刘平礼，E-mail：liupingli@swpu.edu.cn

国家科技重大专项（2011ZX05030- 005- 08）。