侯新宇 尹太舉 孫少川 宋亞開(kāi) 徐吉豐

摘? ? ? 要： 為分析低濃度胍膠壓裂對(duì)致密砂巖儲(chǔ)層帶來(lái)的傷害，以A、B、C等低含水區(qū)塊為研究實(shí)例，構(gòu)建壓裂液耐溫抗剪切性能、黏彈性和攜砂性能、破膠性能和巖心配伍性實(shí)驗(yàn)。研究得出：所研配方在充分剪切2 h后黏度仍然大于50 mPa·s，評(píng)定為合規(guī)。而在配方質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)比上，60～120 ℃的不同井溫前提下都表現(xiàn)出羧甲基羥丙基胍膠（CMHPG）壓裂液與羥丙基胍膠（HPG）壓裂液用量的巨大差異，其中明顯是CMHPG更省和成本更優(yōu);所研壓裂液180 ℃高溫下的殘?jiān)|(zhì)量濃度為270 mg·L-1，顯著優(yōu)于HPG體系破膠情況;正向注入3 PV過(guò)硫酸銨破膠液后滲透率急劇下降至1.389×10-2 μm2，返向注入3 PV 3% NH4Cl解除傷害后滲透率恢復(fù)至? ? ? ?2.586×10-2 μm2，為初始值的89%，判定該壓裂液對(duì)儲(chǔ)層傷害低。

關(guān)? 鍵? 詞：致密砂巖;壓裂;胍膠壓裂液;儲(chǔ)層傷害

中圖分類號(hào)：TQ 317? ? ? 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A? ? ? ?文章編號(hào)： 1671-0460（2020）09-2016-04

Abstract： In order to study the damage degree of low concentration guar gum fracturing to tight sandstone reservoir， taking A， B， C low water cut block as specific research examples， the experiments of temperature and shear resistance， viscoelasticity and sand carrying capacity， gel breaking capacity and core compatibility of fracturing fluid were carried out. The results showed that the viscosity of the formula was still greater than 50 mPa·s after 2-hour full shearing， so it was qualified. On the contrast of formula concentration， the amounts of CMHPG fracturing fluid and HPG fracturing fluid varied greatly under different well temperatures of 60～120 ℃. Among them， CMHPG was obviously more economical and cost-effective; the residue content of CMHPG fracturing fluid at 180 ℃ was 270 mg·L-1， which was significantly better than that of HPG system; after 3 PV ammonium persulfate fracturing fluid was injected forward， the permeability dropped to 1.389×10-2 μm2， and after 3 PV3% NH4Cl was injected back， the permeability recovered to 2.586×10-2 μm2， which was 89% of the initial value， which indicated that the fracturing fluid had low damage to the reservoir.

Key words： Tight sandstone; Fracturing; Guar gum fracturing fluid; Reservoir damage

壓裂施工是油氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中增產(chǎn)增效的有效手段，以壓裂液為能量傳遞媒介溝通地層孔隙，并攜帶支撐劑進(jìn)行儲(chǔ)層改造，極大優(yōu)化了致密儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)，促進(jìn)烴類介質(zhì)驅(qū)替[1]。所以壓裂液對(duì)于壓裂施工過(guò)程至關(guān)重要。壓裂液性能評(píng)估主要考量流變性、濾失性、摩阻等關(guān)鍵可測(cè)物理量。通常高黏度、低摩阻、低濾失量、低儲(chǔ)層傷害、易獲取且低成本的壓裂液廣受市場(chǎng)青睞[2]。

當(dāng)前國(guó)內(nèi)外主要研究成果方面，理論導(dǎo)向上何樂(lè)、熊俊杰分別于2014年和2018年針對(duì)海水基壓裂液稠化劑溶脹機(jī)理進(jìn)行探討，系統(tǒng)考察了所研型號(hào)稠化劑取代基類型、取代度、攪拌速度、用量、pH值和溫度對(duì)稠化劑溶脹性能的影響，并對(duì)壓裂液耐溫抗剪切性能和破膠性能進(jìn)行了評(píng)定[3-4];方法導(dǎo)向上，范華波從分子設(shè)計(jì)入手，合成了Gemini型表面活性劑[5];結(jié)果導(dǎo)向上，哈里伯頓公司2002年研制出一種溫度穩(wěn)定性可達(dá)232 ℃的超高溫合成聚合物壓裂液（Extreme Temperature Synthetic fracturing fluid），并在次年成功運(yùn)用于得克薩斯南部的油? ?田[6-7]。貝克休斯公司在2011年研制出同類產(chǎn)品，現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)用表明，該體系聚合物稠化劑用量較小，單井運(yùn)行成本較低。斯倫貝謝公司在2014年研制出耐溫達(dá)232 ℃的無(wú)瓜爾膠合成聚合物超高溫壓裂液（SAPPHIRE XF），并在印度淺海的油田成功運(yùn)用。但任何新產(chǎn)品的研發(fā)都需要經(jīng)濟(jì)成本和研發(fā)周期。如何進(jìn)行已有壓裂液配方下的優(yōu)化和評(píng)定，提高產(chǎn)品適應(yīng)能力，降低生產(chǎn)成本是生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)的首要問(wèn)題。

3? 實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)

作為攜帶支撐劑進(jìn)行能量傳遞的壓裂液必須適應(yīng)高溫、高壓和復(fù)雜巖性情況的地層，所以基于儲(chǔ)層傷害為出發(fā)點(diǎn)的一切壓裂液耐溫抗剪切性能、黏彈性和攜砂性能、破膠性能等壓裂液性能評(píng)價(jià)和巖心配伍性評(píng)價(jià)至關(guān)重要。以下對(duì)收集到的研究區(qū)壓裂后現(xiàn)場(chǎng)參數(shù)做系統(tǒng)分析。

耐溫抗剪切性能評(píng)價(jià)。壓裂施工是一種高速可控的能量傳遞過(guò)程，其中從泵車到炮眼并快速進(jìn)入地層需要壓裂液具備穩(wěn)定而良好的抗剪切性能，以適應(yīng)不同溫度和攜砂量的工藝要求。所以基于研究區(qū)生產(chǎn)需要，在此進(jìn)行了60～120 ℃、170 r·s-1條件下的不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)（0.2%、0.25%、0.3%）流變性能實(shí)驗(yàn)，并運(yùn)用老配方下的HPG和當(dāng)前配方下的CMHPG進(jìn)行實(shí)驗(yàn)對(duì)比。

通過(guò)表1得出：所研配方在充分剪切2 h后黏度仍然大于50 mPa·s，評(píng)定為合規(guī)。而在配方質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)比上，60～120 ℃的不同井溫前提下都表現(xiàn)出羧甲基羥丙基胍膠（CMHPG）壓裂液與羥丙基胍膠（HPG）壓裂液用量的巨大差異，其中明顯是CMHPG更省和成本更優(yōu)。

黏彈性和攜砂性能評(píng)價(jià)。羧甲基羥丙基胍膠破碎液是一種以彈性為主要因素的交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)。壓裂液的黏彈性通過(guò)彈性模量（G）和黏性模量（G'）來(lái)測(cè)量，彈性模量G反映了壓裂液體系的彈性，而黏性模量G'反映了瓜爾膠的黏性。根據(jù)頁(yè)巖油儲(chǔ)層的性質(zhì)，在實(shí)驗(yàn)室實(shí)驗(yàn)中在不同溫度下測(cè)試了羧甲基羥丙基瓜爾豆膠的黏彈性。

破膠性能評(píng)價(jià)。研究區(qū)儲(chǔ)層低孔低滲、物性差的特征需要壓裂后壓裂液快速返排，使儲(chǔ)層傷害最小化，因此所研配方中選用氧化破膠劑過(guò)硫酸銨（APS）。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，設(shè)定過(guò)硫酸銨質(zhì)量濃度為50 mg·L-1，并根據(jù)實(shí)驗(yàn)4配方，進(jìn)行0.25%、0.35%、0.45%、0.6%稠化劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)下的不同破膠溫度實(shí)驗(yàn)，再和傳統(tǒng)羥丙基胍膠（HPG）情況進(jìn)行比對(duì)。

通過(guò)表2得出，50 mg·L-1的過(guò)硫酸銨反應(yīng)2 h可將模擬配置的壓裂液完全水化破膠，測(cè)定破膠液黏度小于5 mPa·s。質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.6%的稠化劑，180 ℃高溫下的殘?jiān)|(zhì)量濃度為270 mg·L-1，顯著優(yōu)于HPG體系破膠情況。

巖心配伍性方面。隨機(jī)選取研究區(qū)代表性天然巖心（φ2.534 cm×6.038 cm），運(yùn)用3% NH4Cl溶液飽和浸泡，測(cè)得2.845×10-2 μm2原始滲透率。正向注入3 PV過(guò)硫酸銨（APS）對(duì)巖心進(jìn)行傷害，再返向注入3 PV 3% NH4Cl溶液進(jìn)行壓后返排傷害的模擬解除，前后數(shù)據(jù)見(jiàn)表3。

通過(guò)表3得出，正向注入3 PV過(guò)硫酸銨破膠液后滲透率急劇下降至1.389×10-2 μm2，返向注入 3 PV 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3% 的NH4Cl解除傷害后滲透率恢復(fù)至2.586×10-2 μm2，為初始值的89%，判定該壓裂液配方體系與所測(cè)天然巖心配伍性好，對(duì)儲(chǔ)層傷害較低。

4? 結(jié) 論

壓裂施工中需要針對(duì)儲(chǔ)層特性與天然裂縫情況進(jìn)行壓裂液性能、加砂量、加砂質(zhì)量分?jǐn)?shù)、液量、泵壓、排量和水馬力等關(guān)鍵可測(cè)物理量的設(shè)計(jì)和優(yōu)選，確保儲(chǔ)層改造效果良好。所研配方在充分剪切2 h后黏度仍然大于50 mPa·s，評(píng)定為合規(guī)。而在配方質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)比上，60～120 ℃的不同井溫前提下都表現(xiàn)出羧甲基羥丙基胍膠（CMHPG）壓裂液與羥丙基胍膠（HPG）壓裂液用量的巨大差異，其中明顯是CMHPG更省和成本更優(yōu)。CMHPG壓裂液180 ℃高溫下的殘?jiān)|(zhì)量濃度為270 mg·L-1，顯著優(yōu)于HPG體系破膠情況;正向注入3 PV過(guò)硫酸銨破膠液后滲透率急劇下降至1.389×10-2 μm2，返向注入3 PV 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3% 的NH4Cl解除傷害后滲透率恢復(fù)至2.586×10-2 μm2，為初始值的89%，判定該壓裂液對(duì)儲(chǔ)層傷害低。

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