压裂-驱油耦合胍胶压裂液在环庆油田的现场应用

刘 标 ，张振杰，王天赐，孙秀鹏，阿克巴尔·卡得拜，刘 鹏，刘 雨，赵 静

（1.中国石油天然气股份有限公司玉门油田环庆分公司，甘肃庆阳 745000；2.大连知微生物科技有限公司，辽宁大连 116023；3.中国石油天然气股份有限公司玉门油田分公司钻采工程研究院，甘肃酒泉 735019）

环庆油田位于鄂尔多斯盆地一级构造单元伊陕斜坡西部中段，目前主力含油层系为长81[1]，属于“超低渗、低压、低丰度”的岩性油藏，储层渗透率低、物性差。目前环庆油田使用的主要储层改造工艺技术是压裂改造。传统工艺是先注入压裂液进行压裂，关井憋压造缝后进行返排作业，最后进行采油作业。这样生产工序复杂、时间跨度大，而且传统压裂体系破胶过程中破胶不彻底，压裂液与地层不配伍等现象又会导致对地层不同程度的伤害，对后续的驱油造成一定困难[2]。为了满足环庆油田的经济有效开发，需要降低增稠剂胍胶的使用浓度，形成一种低浓度胍胶压裂液体系，降低破胶后破胶液的残渣含量，提高裂缝导流能力，提高压裂措施的投入产出比[3]。

本文通过在原有的胍胶压裂液系基础上进行创新改造，将储层改造的压裂措施与采油的吞吐工艺相耦合，并通过开发高效的一体化压裂液助剂而将储层改造与强化采油有机结合在一起，开发出一套压裂-驱油耦合的低浓度胍胶压裂液体系。优化后的压裂液体系降低了胍胶的用量、破胶液的表面张力以及破胶液的残渣含量，从而降低了体系破胶返排液对储层的损害率[4]，并将强化采油融入其中，突破了常规压裂、采油作业中多次添加化学试剂的束缚，具有技术可行性和经济可行性。该体系低损害、抗剪切、携砂性能好、驱油效率高且成本低廉等特点，为低渗油藏的经济有效开发以及同类型油气藏的储层改造提供了新的方法与途径。

1 材料与方法

1.1 实验仪器与试剂

1.1.1 实验仪器 FA1004B 电子天平；JJ-100W 机械搅拌机；MOD-ZNN-D6 六速旋转黏度计；MARSⅢ-J流变仪；KRUSS100 表/界面张力仪；HC-3018 高速离心机；GZX-9023MBE 电热鼓风干燥箱；NDJ-1 旋转黏度计；HH-2 电热恒温水浴锅；品氏黏度计；DQ-IV 岩心流动驱替仪；气体孔渗连用仪。

1.1.2 实验试剂 稠化剂胍胶FHG（京昆化学）；黏土稳定剂KCl（大连知微）；高效破乳-助排一体剂CHIVY-PZ02（大连知微）；超强交联剂CHIVY-JL01（大连知微）；杀菌剂CHIVY-SJ01（大连知微）；pH 调节剂CHIVY-NA1（大连知微）；破胶剂APS（大连知微）；20/40 陶粒支撑剂，山西富森。低浓度胍胶压裂液体系：0.30 % FHG+0.30 %CHIVY-PZ02+1.00 % KCl+0.05 % CHIVY-SJ01。

1.2 方法

1.2.1 交联性能评价[5，6]针对环庆油田压裂的要求，分别测试胍胶浓度为0.25 %、0.30 %、0.35 %、0.40 %、0.45 %条件下的冻胶交联状态，测试方法按照SY/T 5107-2016《水基压裂液体性能评价方法》中6.4 的规定执行。

选取不同交联比实验中交联状态较好的实验组，按照SY/T 5107-2016《水基压裂液体性能评价方法》中5.3.1 的规定制备压裂液冻胶100 mL，随后倒入30 %砂比20/40 目的陶粒支撑剂，充分搅拌，使陶粒均匀分布在冻胶压裂液体中，保持在75 ℃静置15 min，观察陶粒在压裂液冻胶中的沉降情况。

1.2.2 破乳-助排一体剂性能评价 按照SY/T 5755-2016《压裂酸化用助排剂性能评价方法》中6.3 的规定，将高效破乳-助排一体剂CHIVY-PZ02 配制成0.012 5 %、0.025 %、0.05 %、0.1 %、0.2 %、0.4 %的水溶液，测定不同质量分数下破乳-助排一体剂的表面张力随着质量分数的变化情况。

按照SY/T 5755-2016《压裂酸化用助排剂性能评价方法》中6.7 的规定，将高效破乳-助排一体剂CHIVY-PZ02 配制成0.3 %的水溶液，置于广口瓶中密封，于75 ℃条件下放置3 d，测定温度对破乳-助排一体剂活性的影响。

1.2.3 耐温耐剪切性能评价[7]按照SY/T 5107-2016《水基压裂液体性能评价方法》中5.3.1 的规定制备压裂液冻胶，向流变仪样品杯中加满压裂液冻胶，对样品加热，同时转子以170 s-1的剪切速率转动，控制升温速度（3.0 ℃±0.2 ℃）/min 至75 ℃± 0.3 ℃，并且在实验的过程中保持温度为75 ℃，进行剪切实验。

1.2.4 破胶性能评价[8]按照SY/T 5107-2016《水基压裂液体性能评价方法》中5.3.1 的规定制备压裂液冻胶。在广口瓶加入冻胶100 mL，置于75 ℃恒温水浴锅中，破胶时间1 h。

取破胶液上清液，使用品氏黏度计测定室温条件下的破胶液黏度，使用表界面张力仪测定破胶液表界面张力，根据SY/T 5107-2016《水基压裂液体性能评价方法》中6.14 的规定测定破胶液的残渣含量，按照SY/T 5971-2016《油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》中7.5 的规定测定破胶液的防膨率。

1.2.5 驱油性能评价 按照SY/T 6424-2014《复合驱油体系性能测试方法》中9 的规定对体系物理模拟驱油效果进行测试。

环庆油田地下原油平均黏度为5.59 mPa·s，密度0.833 g/m3，为低黏原油。实验前对人工岩心基础数据进行测定，将人工岩心使用标准盐水饱和，然后饱和脱水原油，75 ℃条件下老化24 h。驱替实验进行时，围压设置为3 MPa，先使用蒸馏水以0.5 mL/min 流速进行驱替，至采出液含水率达98 %以上，实验组1 注入0.5 PV驱油压裂液破胶液、实验组2 注入0.5 PV 的0.30 %CHIVY-PZ02 水溶液，先恒压维持在3 MPa 驱替至出液，调整流速至0.5 mL/min 继续驱替，直到采出液含水率达98 %以上，停止驱替，计算驱替效率提升值。

2 结果与讨论

2.1 交联性能评价结果

通过测试不同胍胶浓度下体系交联情况（见表1），确定胍胶用量为0.30 %条件下，超强交联剂CHIVYJL01 的交联比为100:0.3 时可交联形成稳定冻胶。

表1 不同胍胶浓度条件下交联性能Tab.1 Crosslinking performance under different guar gum concentrations

以100:0.3 交联比优化体系，pH 调节剂添加量为0.10 %时，基液pH 为7.5，交联时间为31 s。冻胶黏度238 mPa·s，表面光滑，冻胶黏弹性好（见图1（a））。加入30 %的20/40 陶粒支撑剂，静态悬砂速度为0.1 mm/s，携砂冻胶仍具有良好的耐挑挂能力（见图1（b））。表明该冻胶体系具有良好的挑挂性、黏弹性、携砂能力，可以满足现场应用的需求[9，10]。

图1 超强交联剂CHIVY-JL01 交联胍胶Fig.1 Hydroxypropyl guar gum cross linked by CHIVY-JL01

2.2 破乳-助排一体剂性能评价结果

破乳-助排一体剂水溶液的表面张力随着添加的破乳-助排一体剂质量浓度的增加而减小，当其质量浓度达到临界胶束浓度后，表面张力随质量浓度的变化趋势趋于稳定[11]（见图2）。由图2 可知，破乳-助排一体剂CHIVY-PZ02 的临界胶束浓度为0.2 %，达到临界胶束浓度时，CHIVY-PZ02 水溶液表面张力为22.3 mN/m，符合SY/T 5755-2016《压裂酸化用助排剂性能评价方法》中对助排剂的表面张力小于30 mN/m 的要求，同时也满足环庆油田压裂措施的技术需求。

图2 破乳-助排一体剂的表面张力与质量浓度的关系Fig.2 The relationship between the surface tension and mass concentration of demulsifier and drainage aid

经过75 ℃加热后，CHIVY-PZ02 水溶液的表面张力较放置前有所升高（见表2），即加热后CHIVY-PZ02水溶液的表面活性有所降低，但表面张力仍满足SY/T 5755-2016《压裂酸化用助排剂性能评价方法》中对助排剂热稳定性中表面张力小于30 mN/m 的要求。破乳-助排一体剂在地层温度下的稳定性，一方面会保证其可以降低体系表界面张力，降低破胶液对地层孔隙的伤害；另一方面可以保证其与原油可以稳定发生乳化作用，使其溶解能力增强，黏度降低而达到驱油作用[12]。

表2 破乳-助排一体剂加温前后的表面张力Tab.2 Surface tension of demulsifier before and after heating

2.3 耐温耐剪切性能评价结果

在75 ℃、170 s-1条件下连续剪切120 min，冻胶黏度≥230 mPa·s（见图3），远高于SY/T 6376-2008《压裂液通用技术条件》的要求（≥50 mPa·s），说明此体系的耐温耐剪切性能良好，可以满足现场压裂施工的需要[13]。冻胶耐温耐剪切性能产生的主要原因在于冻胶分子间存在的分子间作用力，低浓度胍胶压裂液体系中的胍胶在超强交联剂CHIVY-JL01 的作用下，冻胶中的大分子完全舒展，较强的分子间作用力给予了冻胶较高的机械强度和耐温耐剪切性能[14，15]。

图3 压裂液体系冻胶在75 ℃、170 s-1 条件下的流变曲线Fig.3 Rheological curves at 75 ℃，170 s-1 condition

2.4 破胶液性能评价结果

压裂施工的过程中，压裂体系不仅应具有良好的黏弹性、携砂能力，还需要具有可控的破胶性能、较小的地层损害[16，17]。本实验中的低浓度的胍胶压裂液体系采用的破胶方式为APS 破胶，体系可实现75 ℃条件下≤1 h 的可控破胶，破胶彻底，破胶后破胶液黏度低，破胶液表面张力小，残渣含量小。APS 添加量为200 mg/L，破胶液表观黏度为3.0 mPa·s，残渣含量为206.0 mg/L，远小于SY/T 6376-2008《压裂液通用技术条件》的要求（≤600 mg/L），破胶液表面张力为23.4 mN/m，界面张力0.90 mN/m（见表3）。破胶液防膨率为94 %，高于SY/T 5971-2016《油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》的要求（＞90 %）。测试结果表明，本实验所采用的低浓度胍胶压裂液体系可以在规定的时间内彻底破胶液化，破胶液残渣含量低，且破胶液对黏土的膨胀、分散和运移具有良好的抑制作用，具有优良的黏土防膨和稳定能力，可以有效的降低地层损害[18]。

一般来说，压裂液的冻胶强度与破胶性能呈负相关关系，冻胶强度越大，越难以完全破胶，破胶后产生的破胶液残渣含量越高[19]。本实验体系中，稠化剂胍胶含量较低，超强交联剂加入完成交联后冻胶分子间数量较少，整体分子状态较为舒展，有利于APS 破胶剂在储层温度条件进入到冻胶分子间隙中，快速释放出活性基团实现氧化破胶，降低了形成大体积残渣的可能性[20]。

2.5 压裂破胶液驱油性能评价结果

表3 75 ℃条件下冻胶的破胶能力Tab.3 Gel breaking capacity at 75 ℃

实验选取一组人工岩心，平均渗透率15.1×10-3μm2，平均水驱采收率33.26 %，岩心中仍有66.74 %的原油残留；实验组1 使用压裂液破胶液进行驱替，驱替出的原油平均为10.78 %；实验组2 使用0.30 % CHIVYPZ02 水溶液进行驱替，驱替出的原油平均为6.11 %。结果表明，驱油效率较单一化学驱提升4.67 %，压裂破胶液体系在岩心驱替过程中，体系中的表面活性剂会进入岩心孔隙，使原油发生乳化作用，并作用于岩心孔隙表面，使原油对岩心孔隙表面的吸附能力降低，溶解能力增强，黏度降低；同时，由于破胶液的黏度较单纯化学驱油剂溶剂黏度稍高，提升了驱油体系的流度比，使得破胶剂中表面活性剂在岩心孔隙中的波及范围更大，因此提高了驱油效率[21]（见表4）。

2.6 现场应用及效果分析

2.6.1 压裂措施基本概况 本实验所使用的压裂-驱油耦合胍胶压裂液体系主要是针对环庆油田低渗区块储层改造而开发的。2019 年在玉门油田环庆地区进行了51 口井的矿场实验，以0.30 %（ω）的胍胶为稠化剂，较常规压裂液体体系（胍胶浓度为0.45 %（ω））降低用量33.33 %。压裂措施排量为4.0 m3/min～12.0 m3/min，最高砂比为32.5 %，满足或优于常规压裂液体系的性能指标，施工成功率为100 %。低浓度胍胶压裂液体系满足75 ℃条件下，储层大排量、大砂量、高砂比的施工工艺要求，取得了较好的压裂及驱油效果，实现了低残渣、低损害的措施效果，有效进行储层改造和实现增产的目的。

2.6.2 典型措施井效果分析 实验井A 位于甘肃省环县木钵镇姜棋村，井口位于里194 井场，长81层位，储层岩性主要为细砂岩。井底温度为75 ℃，孔隙度平均值为10.5 %，渗透率平均值为0.5×10-3μm2。于2019 年9 月23 日开始压裂施工，施工地面温度为25 ℃，压裂施工过程中，排量稳定维持在9.0 m3/min～12.0 m3/min，平均砂比为31 %，加砂量满足设计要求，油压稳定在29.80 MPa～38.60 MPa。施工结束后72 h 后开始返排，返排液pH 值为6，黏度低于1.25 mPa·s。措施井稳定生产后，平均日产液为18.0 m3，日产油为8.76 t，含水率为43 %，日产油较同井场、同地址条件、同时施工的对照井提高4.16 t。

实验井B 位于甘肃省环县木钵镇郭西掌村，井口位于木134-19A 井场，长81层位，储层岩性主要为细砂岩。井底温度为75 ℃，孔隙度平均值为7.9 %，渗透率平均值为0.3×10-3μm2。于2019 年9 月27 日开始压裂施工，施工地面温度为25 ℃，压裂施工过程中，排量稳定维持在5.99 m3/min～6.11 m3/min，平均砂比为28%，加砂量满足设计要求，油压稳定在31.42 MPa～35.71 MPa。施工结束后72 h 后开始返排，返排液pH 值为6，黏度低于1.25 mPa·s。措施井稳定生产后，平均日产液为3.2 m3，日产油为2.13 t，含水率为23 %，日产油较同井场、同地址条件、同时施工的对照井提高0.93 t。现场应用表明，压裂-驱油耦合胍胶压裂液体系可以显著提高储层改造后地层的产能（见表5）。

表4 75 ℃条件下冻胶的驱油能力Tab.4 Oil displancement capacity at 75 ℃

表5 压裂-驱油耦合胍胶压裂液体系实验井施工参数及产量Tab.5 Construction parameters and oil production of test wells

3 结论

（1）压裂-驱油耦合胍胶压裂液体系中使用了超强交联剂CHIVY-JL01，将传统体系中胍胶添加量由0.45 %（ω）降至0.30 %（ω），体系具有良好的交联、携砂、抗温抗剪切能力，在保证压裂有效的同时，降低体系胍胶的用量，从而降低破胶液残渣含量，减小储层损害。

（2）压裂-驱油耦合胍胶压裂液体系中的高效破乳-助排一体剂CHIVY-PZ02，具有良好的表界面活性并在地层温度条件下具有良好的热稳定性，使压裂过程中体系破胶液返排液黏度低，表界面性能良好，降低了对地层的损害；同时乳化储层中的原油，降低原油黏度、提升流动性，满足了大规模加砂压裂施工措施要求的同时显著提高储层改造后地层的产能。

（3）实验井A 在压裂稳定生产后，平均日产液为18.0 m3，日产油为8.76 t，含水率为43 %，日产油较同井场、同地址条件、同时施工的对照井提高4.16 t；实验井B 压裂稳定生产后，平均日产液为3.2 m3，日产油为2.13 t，含水率为23 %，日产油较同井场、同地址条件、同时施工的对照井提高0.93 t。压裂-驱油一体化压裂液增产效果显著。

（4）压裂-驱油耦合胍胶压裂液体系具有在低渗油藏应用与推广的价值与潜力，结合油气田低成本、绿色开发的契机，兼具良好的社会效益与经济效益。