低温致密气藏压裂液研究及应用

陈　磊,郭布民,鲍文辉,李　梦,孙厚台,刘华超

(中海油田服务股份有限公司，天津　300450)



低温致密气藏压裂液研究及应用

陈磊,郭布民,鲍文辉,李梦,孙厚台,刘华超

(中海油田服务股份有限公司，天津300450)

针对致密砂岩气藏低温、低孔、低渗的特点，研发了适用于该类储层的低温低伤害压裂液。以低浓度的HPG作为增稠剂，减少储层伤害；加入有机硼交联剂有效地调节交联反应进程，控制交联时间在60～70 s；通过低温激活剂和破胶剂浓度优化，实现低温快速破胶。现场应用效果表明，低温压裂体系表现出携砂能力强、破胶彻底、返排率高、增产效果好等优点。

致密气藏；低温；压裂液；破胶；储层伤害；应用

低温致密砂岩气藏，具有埋藏浅(1200～2000 m)、低温(35～60 ℃)、低孔(4%～8%)、低渗(<0.1×10-3μm2)等特点，储层需要进行压裂改造才能获得工业气流。这类气藏物性差、喉道半径小，容易因外来流体吸附造成堵塞；地层压力系数低、返排困难，压裂液长时间滞留地层引起严重的液相圈闭[1-6]。减少储层伤害和低温快速破胶是提高此类储层压裂改造效果关键技术之一。针对上述提出的问题，通过优化HPG浓度和低温快速破胶技术，研发了适合低温致密气藏的压裂液，在现场应用取得了良好的效果。

1　实　验

1.1仪器

RS-6000高温高压流变仪，德国HAAK公司；R/S plus旋转粘度计，美国Brookfield公司；pH 试纸(1～14)；电子天平(精度0.0001 g)；吴茵搅拌器(0～20000 r/min)；恒温水浴(室温～100 ℃)；恒温干燥箱(室温～200 ℃)；离心机(<8000 r/min)；品氏毛细管粘度计(φ=0.8 mm)。

1.2试剂和材料

羟丙基瓜尔胶HPG(工业一级品)；防水锁剂XT-32(工业品)；助排剂XT-5(工业品)；黏土稳定剂XT-6(工业品)；KCl(工业品)；杀菌剂XT-11(工业品)；过硫酸铵APS(工业品)；交联剂XT-9(工业品)；低温激活剂XT-26(工业品)。

1.3实验方法

依据中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5107-2005 “水基压裂液性能评价方法”的相关方法进行实验，评价的标准根据SY/T 6376-2008“压裂液通用技术条件”的要求。

2　低温压裂液研究

2.1低温压裂液配方优化

(1)稠化剂优选

图1　HPG浓度与粘度、残渣含量关系曲线

HPG是目前最为常用的增稠剂之一[7-8]，优选适宜的HPG浓度既能满足储层和施工要求, 又能达到降低压裂液的水不溶物和残渣含量，减少因固相微粒引起的储层堵塞的目的[9-10]。不同浓度HPG与粘度、残渣含量的实验，实验结果见图1。

稠化剂浓度优选的原则：一是保证压裂液携砂，满足施工要求；二是压裂后保证快速破胶，返排出地层；三是残渣少，对地层伤害小。从图1可以看出，随着HPG浓度的增加，粘度、残渣含量均呈线性增长。当浓度从0.25%增加0.35%时，粘度为16 mPa·s到28 mPa·s，残渣含量为107 mg/L到314 mg/L，选择低浓度HPG压裂液，能降低压裂液对地层的伤害。从携砂性能和储层伤害两方面考虑，HPG浓度选择0.25%～0.35%。

(2)交联剂优选

为保证压裂液的携砂性能，交联剂是关键因素。为了控制压裂液的交联速度，使其交联过程发生在井筒内流动时，选择低浓度的有机硼类交联剂既能延迟交联[11-12]，又能保证携砂性能。

表1　交联比对交联时间的影响

由表1可知，随着交联比和HPG浓度的增加，交联时间缩短。针对S地区井深的情况，压裂施工时主要采用2-7/8″的油管，这就要求压裂液的交联时间在40～90 s为宜。因此，在综合考虑交联时间和成本的情况下，选择0.25%HPG+0.25%～0.3%XT-9能满足施工要求。

用RS-6000高温高压流变仪在60 ℃下评价不同交联比下低温压裂液剪切稳定性，实验结果见表2。

表2　压裂液的流变性能

实验结果表明，交联比在0.25%～0.3%范围内形成的冻胶均具有良好的剪切稳定性，满足施工对压裂液携砂能力的要求。

2.2低温快速破胶研究

(1)低温破胶体系研究

过硫酸铵(APS)作为常用瓜胶类压裂液破胶剂之一，具有使用方便、对环境要求小、破胶彻底等优点。但研究表明，在温度低于50 ℃时，APS半衰期为152 h，分解慢[13-14]，破胶能力降低，造成浅层气井破胶困难、返排不彻底[15-16]，对储层伤害大。为此，在低温压裂液破胶体系中，加入了低温激活剂以提高破胶速率。低温激活剂主要成分为还原性物质，使过硫酸铵生成自由基的机理由热引发改变为化学引发，过硫酸铵能在低温下释放游离氧，破坏植物冻胶压裂液结构，从而使大分子降解。

在35 ℃条件下，对XT-26对压裂液破胶性能的影响进行了实验，结果见图2。

从图2可以看出，不加XT-26的条件下，压裂液的低温破胶困难，即使6 h压裂液粘度在100 mPa·s以上。随着XT-26浓度增加，压裂液破胶时间缩短。XT-26浓度高于0.2%时，冻胶的粘度降低较快，1 h时粘度降低到50 mPa·s以下，压裂液在2 h内完全破胶；XT-26浓度低于0.2%时，冻胶粘度缓慢下降，在2 h时粘度保持在50 mPa·s以上，在3～4 h完全破胶。根据现场施工的要求，压裂泵注时间一般为1～2 h，为满足现场施工安全和快速破胶的要求，优选XT-26浓度为0.2%。

图2　XT-26对压裂液破胶性能的影响

(2)分段破胶技术

为了进一步研究破胶体系对储层的适应性，测定不同温度下、不同破胶剂浓度对压裂液破胶时间的影响，实验结果见表3。

表3　破胶剂浓度对压裂液破胶时间的影响

从表3可以看出，温度为35～60 ℃下，通过调节破胶剂加量可以使压裂破胶时控制在4 h内。压裂施工时间一般在2 h左右，根据储层温度和泵注程序，选择适宜的破胶剂浓度，施工过程中楔形加入，既能保证施工安全，又能控制破胶时间，达到快速低温快速破胶的要求。

2.3低温压裂液性能评价

通过对增稠剂、交联剂、破胶体系的优选，得到了适用致密砂岩储层的低温压裂液配方：0.25%HPG+1.5%KCl+0.5%XT-6+0.5%XT-5+0.5%XT-32+0.05%XT-11+0.25%XT-9+2%XT-26+0.05%APS。表1考察了该压裂液体系的抗剪切、抗温、破胶等性能。

表4　低温压裂液体系性能测试结果

由表4看出，此低温压裂液体系具有以下特点：①在60 ℃下，具有良好耐温耐剪切的能力，完全满足施工时对粘度的要求；②体系破胶时间短，利于快速返排；③破胶液破胶液表面张力低，有助于破胶液的彻底返排；④残渣含量低，对储层伤害小；⑤低温压裂液体系属于假塑性流体，有助于降低施工压力。针对致密储层，低温压裂液体系的性能完全满足其对压裂施工的要求。

3　现场应用

低温压裂液解决了低温地层破胶难的问题，实现了压裂液压后放喷时间1～3 h可控，解决了地层能量低、低孔、低渗等引起的压裂液难于快速返排和对储层伤害大的问题。2013-2015年在S地区进行了65井次的压裂施工，并取得了良好的效果，表5是4口井的应用情况。

表5　低温压裂液体系现场应用效果

根据表5的数据，这4口井的井温在40～52 ℃之间，施工平均砂比为19%～24%，施工时间为44～74 min，说明此低温压裂体系的粘度是完全满足施工时对压裂液携砂能力的要求。压裂后在1 h放喷，现场测出返排液的粘度均小于5 mPa·s，压裂液的返排率均在65%以上，最高能达到86.3%，实现了快速破胶、返排的目的。S地区大多属于低温致密气藏，压裂前无工业气流，压后最高增产达到了2.0×104m3/d，压裂增产效果明显。

4　结　论

(1)通过对HPG浓度优化、交联性能的研究，形成了交联时间60～70 s、低残渣的适合低温致密气藏压裂液体系。

(2)通过低温激活剂和破胶剂浓度优化，实现低温快速破胶。

(3)低温压裂液体系具有抗剪切能力强、破胶快、破胶液表面张力低、残渣少、对储层伤害小的特点。

(4)低温低伤害压裂液体系在低温致密气藏进行了现场应用，表现出携砂能力强、破胶彻底、返排率高、增产效果好等优点。

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Study and Application of Low-temperature Fracturing Fluid on Tight Gas Reservoir

CHENLei,GUOBu-min,BAOWen-hui,LIMeng,SUNHou-tai,LIUHua-chao

(China Oilfield Services Limited, Tianjin 300450, China)

The low temperature and low damage fracturing fluid was developed which was suitable for the tight sandstone gas reservoir with low temperature, low porosity and permeability. The low density hydroxypropyl guar(HPG) fracturing fluid system reduced reservoir damage, the organic boron cross-linker effectively delayed crosslinking and crosslinking time in 60～70 s, the optimization of the low temperature activation agent and gel breaking agent realized low-temperature fast gel breaking. Field application results showed that the low temperature fracturing fluid system had the advantages of high carrying capacity, complete gel breaking, high return rate, good effect of increasing yield, etc.

tight gas reservoir; low temperature; fracturing fluid; gel breaking; reservoir damage; application

陈磊(1985-)，男，助理工程师，从事压裂液研发及应用相关工作。

TE257

A

1001-9677(2016)010-0110-03