李 平 王軍成 李本旭 高新義

（河南省新鄉(xiāng)市富邦科技有限公司）

新型共聚物壓裂液性能研究及在低滲透油藏的應(yīng)用

李 平 王軍成 李本旭 高新義

（河南省新鄉(xiāng)市富邦科技有限公司）

針對低滲透致密油氣儲層在壓裂施工過程中使用的常規(guī)植物膠壓裂液對儲層傷害嚴(yán)重的情況。研制的新型多元共聚物壓裂液體系，殘渣含量少、易破膠、返排徹底。壓裂液體系的主材料稠化劑CH99通過引入磺酸抗鹽單體和支鏈劑具有很強的耐剪切性能，溶解快速，便于現(xiàn)場配制，無殘渣，對儲層傷害??；壓裂液體系室內(nèi)性能評價完全能達(dá)到低滲透致密油氣藏壓裂施工要求。在鄂爾多斯盆地南部紅河油田長8儲層的現(xiàn)場應(yīng)用表明，新型多元共聚物壓裂液體系比常規(guī)壓裂液攜砂性能好，對地層傷害低，取得了很好的增產(chǎn)效果。圖5表5參6

多元共聚 壓裂液 凍膠 低滲透 致密 傷害 流變性

0 引言

近年來，致密砂巖油氣已經(jīng)成為美國、加拿大等能源大國主要油氣來源，國內(nèi)的鄂爾多斯盆地、川西、長慶西峰等油氣藏均屬于低孔、低滲透、致密油氣藏。隨著勘探開發(fā)力度的增強，大量的低滲透油氣藏被發(fā)現(xiàn)，但是這類油氣藏具有地質(zhì)情況復(fù)雜，開采難度大，產(chǎn)量低等特點［1］，我國低滲透油氣藏的比例越來越高，分布較廣。

目前低滲透致密油氣藏壓裂施工使用的稠化劑主要是天然植物膠及其衍生物［2］，所配制的壓裂液耐溫性差，易生物降解，現(xiàn)場基液不易過長放置，且水不溶物較多，破膠不徹底，不溶物的殘渣含量高，與地層配伍性差。使用的交聯(lián)劑大多為有機硼交聯(lián)劑［4］，交聯(lián)環(huán)境為弱堿性，不適合于堿敏性儲層［5］。

針對鄂爾多斯盆地大牛地氣田盒1、紅河油田長8等儲層［6］，儲層平均孔隙度小于10.0%，滲透率小于0.5 mD，研究開發(fā)出的新型多元共聚物壓裂液稠化劑CH99，避免了植物膠壓裂液高傷害、高摩阻和常規(guī)聚合物壓裂液不耐剪切、破膠不徹底等問題。用多元共聚物壓裂液稠化劑CH99配制的壓裂液體系晶瑩透亮，共聚物的水溶性好，具有殘渣少、對地層傷害小等特點。

1 實驗藥品和儀器

1.1 實驗藥品

丙烯酰胺（AM），工業(yè)品；

2－丙烯酰胺基－甲基丙磺酸（AMPS），工業(yè)品；

丙烯酸（AA），工業(yè)品；

氫氧化鈉，分析純；

引發(fā)劑、催化劑，自制；

助排劑（ZP－99）、黏土穩(wěn)定劑（NW－99），自制；

過硫酸銨（APS），分析純。

1.2 實驗儀器

實驗用小型反應(yīng)釜（GCF－1），威海景達(dá)化工機械有限公司

六速旋轉(zhuǎn)黏度計（ZNN－D6），青島海通達(dá)專用儀器廠；

HAAKER S600流變儀，德國Thermo Scientific；

高溫高壓失水儀，青島海通達(dá)專用儀器廠；

表面張力儀，德國KRUSS；

高溫高壓泥頁巖膨脹儀（YP－01B），華北石油新科技術(shù)有限公司；

油氣藏傷害評價儀（FCES－100），石油大學(xué)（華東）。

2 主材料研發(fā)

針對油田壓裂工藝應(yīng)用的要求，通過立項、室內(nèi)研發(fā)、工廠規(guī)?；a(chǎn)及現(xiàn)場應(yīng)用施工，開發(fā)了新型多元共聚物壓裂液體系稠化劑和交聯(lián)劑。

2.1 多元共聚物稠化劑研制

按照一定的比例將丙烯酰胺、AMPS和其它單體配成一定濃度的水溶液，在一定的攪拌速率下攪拌溶液，加入引發(fā)劑、催化劑，經(jīng)過特殊工藝生產(chǎn)合成。引

入磺酸抗鹽單體，以適應(yīng)各地區(qū)水質(zhì)的不同，同時還引入疏水支鏈劑單體，用以改變線性分子結(jié)構(gòu)成為枝型分子結(jié)構(gòu)，使產(chǎn)品具有很強的抗溫耐剪切能力［7］。

多元共聚物稠化劑水溶液為連續(xù)密實的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，通過掃描電鏡觀察得知，稠化劑水溶液由長短不一的纖維素交織而成，如圖1所示。

圖1 0.1 g／mL稠化液掃描電鏡照片

2.2 交聯(lián)劑

通過金屬離子與鹽酸、乙酸及檸檬酸的混合酸在一定的條件下絡(luò)合而成多元共聚物壓裂液交聯(lián)劑，能和稠化液形成很好的交聯(lián)體系，交聯(lián)時間在30～180s之間可調(diào)，可以滿足各種低溫淺井和高溫深井施工的要求。

3 壓裂液體系配方優(yōu)化

3.1 壓裂液體系通用技術(shù)條件

壓裂液體系攜帶支撐劑進(jìn)入井底，提高井底裂縫及近井筒地帶裂縫的導(dǎo)流能力，達(dá)到提高油氣產(chǎn)量的目的。壓裂液體系性能測試按照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《SY／T 6376－2008壓裂液通用技術(shù)條件》（以下簡稱《標(biāo)準(zhǔn)》）進(jìn)行。

3.2 稠化劑基液的確定

多元共聚物稠化劑室內(nèi)評價用自來水配制成基液，水溶液濃度在0.35%，黏度能達(dá)到28.0 mPa·s，濃度在0.50%，黏度能達(dá)到45.0 mPa·s。聚合物溶脹20 min后，基液粘度基本保持不變。

不同濃度稠化劑基液黏度溶脹時間如圖2所示。

圖2 不同濃度稠化劑基液黏度隨時間的變化值

3.3 交聯(lián)比的確定

分別選用0.4%、0.5%濃度的多元共聚物作為稠化劑基液，改變基液與交聯(lián)劑的交聯(lián)比，得出交聯(lián)比對凍膠黏度和交聯(lián)時間的影響關(guān)系。

不同交聯(lián)比下壓裂液交聯(lián)時間和凍膠黏度如表1所示。

表1 交聯(lián)比對交聯(lián)時間和凍膠黏度的影響

根據(jù)交聯(lián)時間和凍膠體黏度的綜合考慮，多元共聚物壓裂液體系稠化劑濃度0.4%，交聯(lián)比選擇100∶0.4；濃度0.5%，交聯(lián)比選擇100∶0.45。

3.4 體系配方的確定

針對大牛地氣田二疊系儲層和紅河油田三疊系儲層優(yōu)化出兩套適合不同地層溫度的多元共聚物壓裂液體系，分別為60℃和90℃下體系，配方如表2所示。

表2 不同溫度下聚合物壓裂液體系配方

4 多元共聚物壓裂液體系性能評價

4.1 流變性

壓裂液流變性是檢驗其攜砂性能的一個重要參數(shù)，主要考察液體受剪切作用影響下的穩(wěn)定性程度［8］。使用德國HAAKER S600流變儀測試壓裂液凍膠體系的流變性能?？紤]鄂爾多斯盆地南部油田和北部氣田的儲層溫度，分別在60℃和90℃剪切速率在170 s－1條件下測試，結(jié)果，經(jīng)過135 min的剪切，配方1與配方2壓裂液體系黏度仍保持在100 mPa ·s左右，完全能滿足施工過程中攜砂要求。

黏溫曲線如圖3，圖4所示。

圖3 60℃壓裂液凍膠在170 s－1條件下剪切流變曲線

圖4 90℃壓裂液凍膠在170 s－1條件下剪切流變曲線

4.2 濾失性能

在不同溫度下，對壓裂液體系進(jìn)行靜態(tài)濾失實驗，分別測得多元共聚物壓裂液凍膠體系在60℃和90℃下的濾失量，如表3所示。

表3 壓裂液凍膠體系濾失性能

依據(jù)《標(biāo)準(zhǔn)》所示檢測方法，測得壓裂液體系的初始濾失量小于5.0 mL，濾失速度小于1.5×10－4m／min，濾失系數(shù)小于9.8×10－4m／min1／2。由此可見，該壓裂液體系具有很好的降濾失性能。

4.3 破膠性能及殘渣含量

常規(guī)壓裂液低溫破膠一直是壓裂工藝的技術(shù)難題，多元共聚物壓裂液體系選用過硫酸鹽作為破膠劑時破膠徹底，60℃時破膠劑加量只需0.05%，2 h后黏度低于5 mPa·s；90℃時破膠劑加量僅需0.02%，30 min后黏度低于5 mPa·s，便于返排。

壓裂液體系在60℃、90℃下破膠實驗結(jié)果如表4和表5所示。

表4 壓裂液凍膠體系60℃破膠實驗

表5 壓裂液凍膠體系90℃破膠實驗

4.4 破膠液體系界面活性

實驗測得多元共聚物壓裂液體系破膠液表面張力為21.67 mN／m，與煤油的界面張力為1.21 mN／m，均很低，有利于壓裂后破膠返排，降低壓裂液體系對儲層的傷害。

4.5 破膠液防膨穩(wěn)定性能

鄂爾多斯盆地二疊系儲層、三疊系沉積相帶砂體發(fā)育，儲層含黏土礦物，遇水會發(fā)生分散運移、膨脹，堵塞油氣通道，降低儲層滲透率。

使用高溫高壓膨脹儀測試壓裂液破膠液防膨率達(dá)到86%，對黏土具有極好的防膨穩(wěn)定性。

4.6 破膠液體系殘渣量

壓裂液體系破膠液殘渣質(zhì)量濃度僅為83 mg／L，遠(yuǎn)低于胍膠體系及其他常規(guī)聚合物壓裂液體系的300 mg／L，對儲層和支撐劑導(dǎo)流能力傷害很小，屬于清潔壓裂液。

4.7 基質(zhì)傷害性能

選用HH1057井長8儲層巖心進(jìn)行多元共聚物壓裂液破膠液傷害實驗。巖心孔隙度為11.7%。先使用地層水飽和儲層巖心，測試其束縛水條件下的滲透率為0.48 mD，再使用破膠液反向注入對其進(jìn)行傷害，測定傷害后巖心束縛水條件下的滲透率為0.41 mD，巖心滲透率傷害率僅為14.58%，小于油田企業(yè)擬訂的紅河油田儲層傷害率30%的最低限度。

5 現(xiàn)場應(yīng)用

現(xiàn)場采用多元共聚物壓裂液體系對鄂爾多斯盆地南部紅河油田126井長8儲層進(jìn)行加沙壓裂。

5.1 儲層物性

長8層測井解釋孔隙度為10.4%～14.2%，滲透率為0.45 mD，含油飽和度為10.3%～15.4%，屬于低孔、超低滲油層。原始地層壓力20.27MPa，壓力系數(shù)0.9；加砂地層溫度69.06℃，溫度梯度2.52℃／100m。地層水呈弱酸性，水型為CaCl2型，總礦化度44904～77361 mg／L。

5.2 應(yīng)用效果

現(xiàn)場壓裂施工表明，該壓裂液體系摩阻較低，只有普通胍膠壓裂液的50%～60%，清水的30%，攜砂性能良好，平均砂比26.9%；施工過程壓力平穩(wěn)，順利完成了35 m3陶砂的加砂壓裂。壓裂施工綜合曲線見圖5。

圖5 紅河126井長8儲層壓裂施工綜合曲線

8 h后測試返排液黏度為3.5 mPa·s，表面張力23.6 mN／m，Cl－含量為11000 mg／L，返排液中已見油花。壓后返排率達(dá)86%，初期日產(chǎn)液體1.60 m3，含油0.4 t。對比附近同井況紅河128井，胍膠壓裂施工后，初期日產(chǎn)液體1.38 m3，含油0.36 t；相比胍膠壓裂，每方砂增油0.035 t／d。由此可見，多元共聚物壓裂液施工方便，返排徹底，增產(chǎn)效果較為明顯。

6 結(jié)論

（1）使用多種單體共聚合成的壓裂液稠化劑水溶性好，殘渣含量小，與交聯(lián)劑膠聯(lián)形成的凍膠體系具有很好的耐溫、耐剪切性能。

（2）多元共聚物壓裂液體系在170 s－1下剪切135 min后，黏度仍能保持在100 mPa·s；濾失量小，濾失系數(shù)小于9.8×10－4m／min1／2；破膠徹底，破膠液表面張力小于25 mN／m，便于返排；對砂巖儲層具有很好的防膨穩(wěn)定性，破膠液對巖心滲透率的傷害值只有14.58%，屬于清潔壓裂液。

（3）現(xiàn)場應(yīng)用表明，在使用現(xiàn)有的壓裂設(shè)備和工藝的條件下，多元共聚物壓裂液體系仍能取得良好的施工和增產(chǎn)效果。相比較胍膠體系，具有更好的抗剪切性能和低摩阻特性。

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（修改回稿日期 2013－05－07 編輯 景岷雪）

李平，男，1981年出生，碩士；2009年畢業(yè)于西南石油大學(xué)研究生院，工程師；主要從事鉆井完井液及壓裂、酸化方面的研究和開發(fā)工作。地址：（453000）河南省新鄉(xiāng)市小店工業(yè)園區(qū)天峰街1號河南省新鄉(xiāng)市富邦科技有限公司。電話：15936565434。E－mail：leeping11＠163.com