压裂增稠剂对特低渗储层伤害试验研究

南源,马双政 (中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司,广东湛江 524057)

压裂增稠剂对特低渗储层伤害试验研究

南源,马双政 (中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司,广东湛江 524057)

为减少压裂增稠剂对特低渗储层的伤害问题,研究了4种不同增稠剂胍胶、羟丙基胍胶、生物聚合物XC及HXC构成的水基压裂液体系。在整体性能优良前提下,除压裂液标准中要求的测试压裂液残渣含量外,还需测试残渣的粒径及其分布范围数据,并用于解释压裂液破胶后残渣对特低渗储层岩心和陶粒支撑剂污染后的储层保护效果。研究结果表明,加入高效黏土抑制剂和快速破乳助排剂,使岩心渗透率恢复值得到较大提高,有利于保护储层;选择胶液残渣量少,粒径分布范围较窄且满足陶粒孔喉直径＞残渣颗粒粒径＞岩心孔喉直径的增稠剂,使残渣不易进入岩心孔喉而易于穿过陶粒支撑剂空隙,可最大限度提高破胶后残渣液的返排效率,提高裂缝的综合导流能力,降低压裂液综合伤害率。

增稠剂;水基压裂液;特低渗储层

近十几年来,低渗透储层的原油储量在所探明油田的比例逐年增大。在我国油田的低渗储层中,特低渗储层约占一半左右,具有很大的资源量,由于其储层物性差,属低孔隙度、特低渗透率储层,自然产量低,开采难度大,钻成油井均要经过先期压裂改造才能投产,具备一定的工业开采价值[1-2]。水基压裂液因成本低、特性好和易于处理,已广泛用于油气井生产。许多水溶性聚合物如胍胶、羟丙基胍胶等,均可加入水中提高黏度,以改善支撑剂传送特性[3-4],但在压裂作业时,压裂增稠剂在压裂后形成的残渣、未破胶液和滤饼等对储层的导流能力造成了较大的损害,而且一旦受到伤害,对储层的影响将是永久性的,增稠剂高残渣将严重影响裂缝的导流能力,在裂缝壁上形成厚而致密的滤饼,阻碍地层流体的产出,影响产能,所以选用优质稠化剂可降低破胶液中的残渣[5-6],增大破胶剂用量可保证压裂液彻底破胶,是解决以上问题的关键。

1 压裂液体系及悬砂性能

试验选用现场较为常用的植物胶胍胶、羟丙基胍胶 (加入有机硼交联以降低破胶后的残渣含量),与生物聚合物黄原胶XC及其衍生物HXC的性能进行对比,生物聚合物是集增稠、悬浮、乳化、稳定于一体,具有较高的悬浮性能,其压裂液体系组成如表1所示。

表1 压裂液体系组成

按照上述配方配制压裂液溶液,试验选取宜兴均径陶粒 (20～60目)作为压裂支撑剂,体积密度为1.67g/cm3,圆球度均为0.9。室温下按携砂比50%以转速1000r/min倒入压裂液中搅拌均匀, 10min后停止,记录陶粒沉降至压裂液高度的一半所需时间。由表2数据可知,生物聚合物XC、HXC黏度较低,却具有较好的悬砂携砂性能。

表2 不同增稠剂的流变性及悬砂性能

2 破胶液残渣含量及粒径分布

选用破胶剂JPC-H作为压裂液破胶剂,在温度80℃条件下,与高分子聚合物作用,进而破胶水化。按照石油行业标准《SY/T5107-2005水基压裂液性能评价方法》测得压裂液体系的残渣含量,除此之外,试验采用CS激光粒度仪测试残渣的粒径分布范围。

表3 破胶液残渣含量及粒径分布

由表3数据可知,生物聚合物压裂液的残渣含量较低,是由于其经生物发酵而成,不像植物胶压裂液受原粉质量、合成工艺、配方等各种因素的影响。虽然破胶剂JPC-H对不同增稠剂的破胶时间有所不同,但是破胶都比较彻底,生物聚合物分子结构比较牢固,能够维持胶液黏度的时间较长。

3 储层导流能力试验

3.1 基质岩心伤害试验

取特低渗透储层的露头岩心,按照石油行业标准《SY/T5107-2005水基压裂液性能评价方法》评价,试验温度80℃,测定压裂液滤液及破胶液残渣对岩心的伤害程度。露头岩心长度约为5.5cm,直径约2.5cm。

1)滤液对岩心伤害试验研究 试验选用含有不同添加剂的胍胶压裂液滤液对特低渗储层的岩心(1m D≤K0≤10m D)的伤害试验[8],结果如表4所示。随着黏土稳定剂与破乳助排剂的加入,滤液对岩心的伤害程度逐渐减弱,岩心渗透率恢复值也得到了很好的提高。

表4 加入添加剂的压裂液滤液对岩心的伤害

2)残渣对岩心伤害试验研究 特低渗储层具有黏土矿物含量高、孔隙度低、渗透率低等特点[9],最大孔径变化范围在1～23μm,平均有效喉峰半径为0.3～4μm,即有效喉峰直径平均为0.7～8μm。

由表5数据结合表3可知,黄原胶XC及衍生物HXC残渣含量较低,但粒径大小及分布不同,XC粒径较小,粒径＜2μm的残渣含量为98.68%,平均粒径为0.81μm,与特低渗储层岩心孔喉粒径相匹配,易进入储层孔道造成堵塞,造成储层严重伤害;HXC粒径较大,平均粒径30.56μm,粒径＜2μm的残渣含量仅有8.48%,对储层的伤害很小。胍胶及羟丙基胍胶冻胶的残渣含量相对较高,粒径较大,不会进入孔道,但易在储层基质端面形成滤饼,返排过程中易堵塞裂缝通道,使岩心裂缝导流能力降低。

表5 破胶液残渣对特低渗岩心的伤害试验

3.2 压裂液对陶粒支撑剂导流能力伤害试验

压裂液对支撑剂导流能力的伤害一般用导流能力恢复值来表示,选择宜兴均径陶粒粒径在20～60目混合均匀,量取陶粒100ml,模拟地层压力50MPa加压在陶粒模具,试验方法模拟标准《SYT 6302-2009压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法》在室温条件下进行。根据表6与表3数据,并结合紧密堆积理论计算出陶粒孔喉直径范围为38.8～128.7μm,可得出如下结论:胍胶,羟丙基胍胶的残渣含量较多且颗粒粒径较大,易堵塞陶粒间的缝隙,而XC、HXC的恢复值较高,由于XC、HXC残渣含量较小且粒径较小,易通过陶粒间的缝隙,所以对支撑剂导流能力的伤害较小。

表6 不同类型压裂液破胶液的导流恢复能力

4 结论

1)在特低渗透率储层中,由于滤液侵入岩心,引起了黏土的膨胀、运移、乳化等伤害,使孔径变小而堵塞,又增大了孔隙的毛管力,使渗透率大幅度降低。所以,加入高效抑制性和快速破乳助排剂,有利于岩心渗透率恢复值的提高。

2)在《SY/T5107-2005水基压裂液性能评价方法》增加胶液残渣粒径分布的测试项目,针对特低渗储层的特征,选择胶液残渣量少、胶液残渣粒径分布范围较窄并满足:陶粒孔喉直径＞残渣颗粒粒径＞岩心孔喉直径的增稠剂,使残渣易于穿过陶粒支撑剂空隙,不易进入岩心孔喉,最大限度提高破胶后残渣液的返排效率。

[1]龚才喜.特低渗砂岩油藏整体压裂工艺技术[M].北京:石油工业出版社,2012.

[2]吴春新.特低渗油藏开发方式优化研究[D].青岛:中国石油大学(华东),2011.

[3]蒋玲玲.吉林油田低渗气藏新型无固相压裂液研究及应用[D].成都:西南石油大学,2006.

[4]蒋海.低压低渗油气藏增产液伤害因素分析及保护措施研究[D].成都:西南石油大学,2006.

[5]王丽伟.压裂液残渣及支撑剂嵌入对裂缝伤害的影响[J].钻井液与完井液,2007,24(5):59-61.

[6]吴勇.压裂液滤液对特低渗透储层驱油效率的影响[D].成都:西南石油学院,2005.

[7]洪怡春.低伤害水基压裂液体系研究[D].长春:吉林大学,2006.

[8]刘易非,黄海.压裂液滤液对特低渗透储层驱油效率的影响[J].油气地质与采收率,2007,14(1):94-95.

[9]刘合,肖丹凤.新型低损害植物胶压裂液及其在低渗透储层中的应用[J].石油学报,2008,29(6):880-882.

[编辑] 洪云飞

TE258

A

1673-1409(2014)20-0059-03

2014-03-15

南源(1987-),男,工程师,现主要从事油田生产与开发技术方面的研究工作。