陈鹏飞 刘友权 邓素芬 吴文刚 雷英全 张亚东 黄晨直
(1.中国石油西南油气田公司天然气研究院 2.中国石油西南油气田公司蜀南气矿)(3.中国石油川庆钻探工程公司)
四川W、C区块页岩气藏龙马溪组石英质量分数为41%~55%,黏土质量分数为15%~40%,与Barnett页岩储层岩性相似,同属于硅质/黏土质页岩,岩石脆性指数较高,具体见表1[1-2]。
在页岩气藏的开发中,大排量、大液量体积压裂是关键技术。体积压裂建立的复杂裂缝网络,增大了泄流裂缝的表面积,有利于维持产量[3-9]。依据Barnett页岩经验,选择以滑溜水水平井分段压裂为主的体积压裂[10-11],通过国外资料调研及评价,滑溜水应具有以下性能:
(1)降阻率>65%;
(2)室内返排率>50%;
(3)CST比值<1。
表1 四川页岩气藏与美国页岩气藏对比Table 1 Comparison between the Sichuan shale and America shale
根据体积压裂工艺要求、页岩储层特点,滑溜水主要由降阻剂、助排剂和防膨剂构成。
聚丙烯酰胺类降阻剂具有降阻性能高,使用浓度低,经济等优点,国外页岩体积压裂中降阻剂主要使用乳液聚丙烯酰胺[9-12]。
线型高分子链的伸展长度正比于它的相对分子质量的大小,即相对分子质量大者其分子链伸展时的长度也大,它的均方根末端距值也大。在诸多因素中,相对分子质量对降阻效果影响是极为明显的[13](图1),随相对分子质量增加,降阻性能提高。
研发了乳液型聚丙烯酰胺降阻剂CT1-20,并对不同浓度CT1-20的降阻性能进行了评价,从图2可知,CT1-20的质量分数增加时降阻性能提高。CT1-20的质量分数为0.04%时,降阻率50.6%;0.15%CT1-20降阻率65.1%;0.20%CT1-20降阻率69.3%。
图3为降阻剂的速解性能评价。从图3中可知,降阻剂CT1-20在30s内完全溶解,满足页岩气藏体积压裂连续混配的要求。
Laplace-Young毛细管压力降方程式:Pc=2σcosθ/R,该方程式表明降低表面张力,增大接触角可以降低毛细管压力,提高液体返排率,降低水锁伤害。研发了适合页岩气藏体积压裂的微乳增能助排剂CT5-13。微乳增能助排剂在降低表面张力、改变接触角、优化地层润湿性的同时改变了压裂液在页岩地层中的气液驱替特性,使工作液均匀连续排出,有效提高岩心的渗透率。
采用储层岩心、压裂支撑剂模拟地层裂缝条件对微乳助排剂返排性能进行了评价,结果见图4。
图4表明,当助排剂质量分数在0~0.5%变化时,返排率先增大后降低。其中助排剂质量分数为0.3%时,返排率68.3%,返排性能最好。
压裂常用防膨剂主要有氯化钾、高分子阳离子聚合物及小分子阳离子类。氯化钾成本高,不能满足连续混配要求,高分子阳离子聚合物类对储层伤害大。研制的小分子阳离子防膨剂加量小,具有同氯化钾及阳离子型聚合物相当的防膨性能。利用毛细管吸收测定仪对N3井岩心的水敏性及小分子阳离子防膨性能进行了评价。
从图5的实验结果可计算出,N3井的CST比值为1.06,介于1~1.5之间,中度水敏,添加0.2%小分子阳离子防膨剂后CST比值小于1。
根据室内降阻、返排及防膨性能的评价结果,得到了适合四川 W、C区块页岩体积压裂滑溜水配方,即:0.2% (w)CT1-20+0.3% (w)CT5-13+0.2%(w)小分子阳离子防膨剂(防膨剂由岩心CST值大小决定是否添加)。由表2可知,研发的体积压裂滑溜水在现场5.5英寸的套管中,排量为8~10 m3/min时,降阻率65.5%~68.3%,W 区块共计压裂施工4井次,压后平均返排率46.19%,C区块共计压裂施工4井次,压后平均返排率27.93%,累计增加测试产量为6.24×104~11.35×104m3/d,施工取得了较好的效果。
表2 现场应用概况Table 2 Field application status
(1)根据四川W、C区块页岩储层特点,研发了适合该区块体积压裂的滑溜水,由降阻剂、微乳增能助排剂、防膨剂组成。该配方的室内降阻率65.1%~69.3%,室内返排率68.3%,CST比值<1,可以满足页岩气藏体积压裂的要求。
(2)现场试验表明,W、C区块页岩气藏采用研发的滑溜水体积压裂可行,在管径5.5英寸的套管中,排量为8~10m3/min,降阻率为65.5%~68.3%,累计增加井口测试产量6.24×104~11.35×104m3/d,压裂施工后 W 区块平均返排率为46.19%,C区块平均返排率27.93%,取得了较好的施工效果。
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