生物膠清潔壓裂液在致密油藏水平井的應用效果分析

（長慶油田公司第十采油廠，甘肅 慶陽 745100）

生物膠清潔壓裂液在致密油藏水平井的應用效果分析

羅 劍

（長慶油田公司第十采油廠，甘肅 慶陽 745100）

華慶油田屬于典型的超低滲油藏,儲層致密,層內隔夾層發(fā)育,縱向非均質性強,部分水平井鉆遇致密隔夾層，物性差;隨著油田開發(fā)進一步擴大，地層物性逐步變差;聲波時差205us/m、滲透率0．1md以下地層，用低濃度胍膠很難壓開。本文通過分析新型生物膠清潔壓裂液在致密儲層水平井的試驗效果，認為該壓裂液較低濃度胍膠具有低摩阻、可回收、施工方便等優(yōu)點，符合長慶油田高效、節(jié)能、環(huán)保的發(fā)展理念，益于華慶油田致密儲層水平井壓裂改造。

生物膠；致密油藏；水平井

1 生物膠清潔壓裂液簡介

1.1 生物膠來源：新型可回收生物膠清潔壓裂液是通過對菌種、有機物經微生物降解、分離和純化而來的一種新型天然高分子壓裂液。

1.2 交聯機理：生物膠壓裂液在外因給定的適當條件下，遇水在分子主價力、次價力、靜電力以及機械作用力等綜合作用結果形成良好的膠體，隨濃度增大，該物質溶液的粘度和彈性會迅速提高，滿足壓裂液交聯及攜砂要求。

2 生物膠液體性能室內試驗

2.1 液體PH值顯中性；按比例稱好的可回收生物膠清潔壓裂液濃縮液中，迅速攪拌起粘，形成的生物膠清潔壓裂液外觀清亮，測得其PH值為中性。

2.2 耐溫耐剪切性能良好；4%的生物膠清潔壓裂液分別在80℃、170S-1下剪切1h粘度仍>20mPa·s，符合清潔壓裂液標準要求。

2.3 破膠速度快

2.4 巖心基質滲透率損害低

2.5 對配液水質要求低;生物膠對配液水質適應性廣，不腐敗。地表水（包括高礦化度水）、地層水，油田污水、都可以用于可用于生物膠壓裂施工，不影響壓裂液性能。

3 生物膠壓裂液現場應用及效果

3.1 現場交聯、破膠及攜砂情況。A井現場試驗表明，3%濃度生物膠壓裂液依靠其粘彈性攜砂原理，交聯及攜砂性能良好；對壓裂返排液取樣二次交聯，再破膠三次交聯，顯示返排液交聯及破膠效果與清水相同。

3.2 施工壓力分析

（1）同井噴射壓力對比。選取A井試驗，該井共11段，前8段為低濃度胍膠，第9段為生物膠與活性水，第10、11段為生物膠。前8段平均噴射壓力48.4MPa；第9段先用1.3%生物膠，壓力降至25MPa后換活性水壓力漲至46MPa，再次換1.3%生物膠，壓力降至23MPa噴射至完畢。第10段用1.1 %生物膠，壓力32MPa，第11段先用0.8%生物膠壓力升至40MPa后改用1.0%生物膠，壓力降至36MPa噴射至完畢，對比得1.0%生物膠相比低濃度胍平均噴射壓力降低12.4MPa；

（2）同井物性及壓裂壓力對比。A井

采用油管加砂分段多簇壓裂11段，前8段用低濃度胍膠+有機硼交聯壓裂液，后3段用3%稠化水壓裂液，其物性及壓裂情況見表1。

表1 井物性及壓裂數據統計表

前8段平均聲波時差211.43us/m，滲透率0.18md，后3段平均聲波時差201.81us/m，滲透率0.12md，后3段物性差于前8段。前8段平均破壓、工作壓力分別為54.31MPa和39.56MPa，后3段平均破壓、工作壓力分別為45.37MPa和31.27MPa。對比得生物膠比低濃度胍膠平均破壓和工作壓力低8.95MPa和8.30MPa；

（3）同區(qū)塊致密儲層物性及壓裂壓力對比。選取一區(qū)整體物性差的B井試驗，與該區(qū)塊低濃度胍膠一次性未壓開的7口11段物性及壓裂情況對比，其物性及壓裂情況見表2。數據顯示：對比井平均聲波時差210.57us/m，滲透率0.12md，試驗井平均聲波時差205.67us/m，滲透率0.11md，試驗井物性差于對比井。對比井采取加前置酸、粉陶突破、多次憋壓、調整噴點等多種措施后方壓開，破壓及工作壓力分別為51.39MPa和41.65MPa；試驗井全部一次性壓開，破壓、工作壓力分別為47.94MPa和36.74MPa，低于對比井3.45MPa和4.91MPa。

3.3 施工時間分析。配液時間：低濃度胍膠在施工前需先配液后施工，水平井大砂量壓裂，每次從配液到循環(huán)結束需消耗時間6小時以上。生物膠現場接混砂車直接調配液體，省去配液時間；備水時間：低濃度胍膠需要備夠水以后方可配液施工，而生物膠壓裂過程即可拉水和回收返排液補充液體，節(jié)約備水時間；更換鉆具時間：生物膠相對低濃度胍膠施工壓力低，降低鉆具損耗，減少更換鉆具次數，節(jié)約更換鉆具時間。前期施工的10口生物膠和76口低濃度胍膠井，除去雨天、外協等其它因素，對壓裂時間進行比較，得出低濃度胍膠1.43天/段，生物膠0.89天/段，平均每段節(jié)約0.54天。

3.4 返排液回收及應用。前期施工10口井，共回收返排液13581m3，回收率91.3%，回收液用于噴射、沖砂、洗井、替補、配攜砂液等各種施工。

3.5 經濟效益評價。水費：前期施工10口井，按每方水100元計算，井均節(jié)約水費：13581m3×100/10=13.58萬元；運輸費用：直接配液施工，每口井節(jié)約大罐至少3具，節(jié)約費用0.12×3=0.36萬元；污水回收每車30m3，節(jié)約車次13581/30=450次，節(jié)約費用：450×0.0838=37.71萬元；合計37.71+0.36=38.07萬元；環(huán)保治理：廢液直接回收進罐減少了排污坑面積，降低了環(huán)保治理費用；其他費用：施工壓力低，延長設備及鉆具使用周期，減少了更換鉆具次數，縮減了施工時間，節(jié)省了設備、鉆具及人工費用。

3.6 試油及投產效果 。選取試驗井壓裂段相近、產液正常的鄰井試排、采油效果進行對比。試油數據顯示：生物膠井均10.2段，日產純油44.4m3，低濃度胍膠井均10.2段，日產純油43.1m3，試驗井產液略高于對比井，生物膠與低濃度胍膠相比，不影響地層生產能力。

結語

液體性能好，生物膠具有良好的耐溫、破膠、助排及回收利用等性能，完全滿足壓裂液交聯及攜砂要求；施工壓力低，生物膠噴射、破裂和工作壓力相比低濃度胍膠均有很大降低，益于華慶油田致密油藏水平井壓裂改造；施工周期短，施工方便，現場直接接混砂車配液施工，可邊施工邊備水，省去配液、清罐和備水時間，液體循環(huán)利用，節(jié)約備水時間，鉆具壽命延長，減少更換鉆具時間；回收利用率高，返排液經除砂處理后即可全部回收重復利用，對一井場多口井及水平井壓裂優(yōu)勢顯著；經濟效益好，每口井節(jié)約水量及運輸費用約67.94萬元（包含后期污水處理），返排液直接進罐，降低了環(huán)保治理費用；施工壓力低，延長設備及鉆具使用周期，節(jié)省了設備、鉆具及人工費用；環(huán)保作用顯著，返排液直接進罐，取締了排入排污坑，容易造成排污坑垮塌，污油、污水泄露的弊端，利于環(huán)境保護，符合油田安全、環(huán)保發(fā)展的理念。

[1]陳馥, 王安培, 李鳳霞,等．國外清潔壓裂液的研究進展[J]．西南石油學院學報, 2002（05）．

TE357

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