致密油藏低伤害醇基压裂液体系的研究与应用

石道涵， 张 兵， 于浩然， 蒋廷学， 蒲春生

(1.中国石化石油工程技术研究院， 北京 100728； 2.中国石油大学(华东) 石油工程学院， 山东 青岛 266555； 3.长庆油田第五采油厂， 陕西 西安 710021)

0 引言

致密储层渗透率极低，通常在0.1×10-3μm2量级，因此要求压裂液体系具有低伤害特点；孔隙结构面孔率低，吼道细小，排驱压力高，要求压裂液体系具有较高的返排能力；填隙物含量较高，外来液体易使粘土膨胀；要求压裂液体系具有较高的防膨性能[1-5].

常规压裂液一般含有大分子聚合体，易造成稠化剂分子的滞留，且压裂液粘滞力堵塞吼道和孔隙.而作为小分子类的活性水克服了此项缺点，相关实验研究结果也表明，活性水对低渗储层的伤害率远远低于常规压裂液，但与常规压裂液一样，还存在容易造成粘土膨胀的不足[6-10].结合超低渗储层特征分析及压裂液伤害研究成果，以降低稠化剂分子量与粘度、提高体系的返排及防膨性能为目的进行了新型水基压裂液体系筛选.总结分析目前国内外几种新型压裂液体系的特点发现，醇基压裂液体系具有低分子、低密度、低表面张力等特点，有利于液体返排和解除水锁，最符合致密油藏压裂液的性能要求.

但是，目前常规的低分子醇基压裂液体系有一定的局限性[11-13]：低碳醇(甲醇、乙醇等)使用浓度高；用量大，价格贵；易挥发、易燃，施工时安全和环保要求高.因此，开发一种以醇类化合物为增稠剂的水基压裂液体系.即能够具有醇基压裂液低分子、易返排的优点，又可提高压裂液施工的安全、环保性能.

1 多羟基醇压裂液体系的研发

以降低稠化剂分子量及体系粘滞力为目的，确定了稠化剂的合成路线，即取消分子链的螺旋结构，以使分子链低分子化，线性化消除次生残渣产生；在分子链上引入多羟基基团，实现分子间交联，抑制粘土膨胀，另外破胶断链后，可形成低界面张力醇类小分子物质，减小流动阻力.

为了提高压裂液耐温性能和交联强度，本文所用交联剂采用双组分交联体系：A交联剂采用常规交联剂实现常温凝胶化；研发新型B交联剂提高压裂液耐温性能，同时控制交联强度.B交联剂有更高的反应活性，更易形成稳定的配位键，耐温性能更好，还具有良好的延迟交联性能.

经大量实验研究发现，对于多羟基醇体系而言，造成返胶或实施破胶的根本原因，在于体系的pH环境的改变.因此，本文研发了一种具有一定释酸能力的新型破胶剂.

另外，由于多羟基醇分子结构具有低分子、多羟基、高表面活性的特点，为使低伤害醇基压裂液体系性能达到最优，选用聚醚作为该体系的降阻剂，研制了消泡剂XP-3.该体系具体的配方如表1所示.

表1 多羟基醇压裂液体系配方组成

2 多羟基醇压裂液体系的评价

参照《SY-T5107-1995水基压裂液性能评价方法》对多羟基醇压裂液体系开展了下列室内评价实验[13,14].

2.1 流变性能评价

首先，实验室用RS-150旋转黏度计在剪切速率为170 s-1下对样品以2.5 ℃/min的速度加温，测得样品粘度随时间和温度的变化曲线如图1所示.实验结果表明，多羟基醇压裂液的粘度在实验温度为40 ℃时达到最大值，随后随温度的上升，粘度迅速下降，当温度达到87 ℃时，粘度下降至80 mPa·s，说明多羟基醇压裂液具有良好的耐温能力.

图1 多羟基醇压裂液体系耐温性能评价

图2 多羟基醇压裂液体系抗剪切性能评价

性能优良的压裂液除了具备良好的耐温性能，还要在使用温度和长时间的高速剪切下保持较高的黏度值，以满足施工过程中携砂的需要.随后，实验室用RS-150旋转黏度计在剪切速率为3 s-1下对样品以2.5 ℃/min的速度加温，当达到60 ℃时，使剪切速率增加到170 s-1，并连续剪切1 h.样品粘度的变化规律如图2所示.

实验结果表明，多羟基醇压裂液在60 ℃下剪切1 h后，粘度仍保持在100 mPa·s左右，具有较好的热抗剪切性能.

2.2 破胶液粘度及残渣含量的测定

压裂液破胶后的残渣主要来源于成胶剂中的水不溶物.粒径较小的残渣，在高压下随滤液进入储层深部，堵塞流体通道，降低地层渗透率.而大部分残渣则滞留在裂缝中，占据了支撑裂缝的有效孔隙空间，使其导流能力下降.实验室对比了改性胍胶压裂液与多羟基醇压裂液在55 ℃下破胶后的残渣含量，如表2所示.

表2 破胶液粘度及残渣含量对比表

从上表可知，多羟基醇压裂液体系稠化剂使用浓度较常规胍胶压裂液体系高，但其破胶后粘度较胍胶压裂液低，无残渣，这是由于多羟基醇稠化剂水溶性好，破胶后无水不溶物，相对分子质量也小.说明与胍胶压裂液相比，多羟基醇压裂液具有更高的支撑裂缝导流能力，也有助于改善压裂液破胶液在储层与裂缝间的流动.

2.3 静态滤失特性

压裂液的滤失性反映了压裂液在地层条件下控制液体渗流的能力.滤失如果过高，不仅降低了压裂液的效率，而且滤液进入地层后会加剧储层损害程度，尤其是对低渗致密储层，影响改造效果.实验室采用高温高压静态滤失仪测定了0.4%胍胶压裂液、2%多羟基醇压裂液以及清洁压裂液的滤失特性.实验温度为55 ℃，滤失介质为双层滤纸，滤失压差为3.5 MPa.结果如表3所示.

表3 不同类型压裂液的滤失系数

从上表可知，2%多羟基醇压裂液的滤失系数稍高于0.4%胍胶压裂液，低于清洁压裂液.表明多羟基醇压裂液滤失较低，这将有利于压裂液的携砂和降低储层伤害.

2.4 表界面张力测试

较低的表界面张力可有效的降低返排时的毛细管阻力，利于压后返排.分别测定了多羟基醇压裂液和胍胶压裂液破胶液的表面张力和界面张力，结果如表4所示.

表4 不同破胶液的表界面张力

实验结果表明，多羟基醇压裂液破胶液的表面张力和界面张力都远远低于胍胶压裂液破胶液.说明多羟基醇分子具有一定的降低表界面张力的作用.

2.5 破胶液的防膨性能测定

低渗、致密油藏岩石填隙物含量较高，容易发生粘土膨胀，造成堵塞污染，因此要求外来液体具有较好的防膨性能.分别测试了粘土在蒸馏水、0.3% COP-1以及多羟基醇破胶液中24 h后的膨胀量及防膨率，结果如表5所示.

表5 粘土在不同溶液中的膨胀

实验结果表明，多羟基醇压裂液体系具有较好的防膨性能，防膨率达73.4%.

2.6 岩心伤害评价

压裂液对储层岩心的伤害率反映了黏土膨胀,微粒运移、水锁、滤液以及残渣堵塞等作用的综合影响.实验以致密油藏白178井、庄151井所取岩心为模型，评价了多羟基醇压裂液对岩心渗透性的伤害程度，如表6所示.

表6 多羟基醇压裂液对岩心渗透性的伤害评价

多羟基醇压裂液对岩心的伤害率较小，平均为19%.认为主要原因是多羟基醇压裂液具有较好的破胶性能，破胶后液体粘度低，表界面张力小，无残渣；防膨性能好，粘土颗粒不容易发生膨胀、运移.

3 多羟基醇压裂液体系的现场试验

研发的多羟基醇压裂液体系累计实施10口井的现场试验，其中华庆长4+5试验3口井、合水长8试验7口井，与周围采用常规压裂液的对比井对比的结果如表7所示.

表7 多羟基醇压裂液试验井压裂试排数据表

从上表可以看出，单层最高加砂量达40 m3，平均单井试排产量16.9 m3/d，比对比井提高了6 m3/d，改造后平均返排率80%，比对比井提高了十个百分点，可见矿场试验取得了初步效果.对返排液进行粘度和pH值测试，结果如表8所示.

表8 返排液粘度和PH值测试

根据测试结果可知，返排液粘度较低，pH值偏弱酸性，说明破胶剂水解效果好，可保证压裂液破胶.压裂液良好的破胶性能和返排能力是低渗致密油藏压裂改造成功的重要原因.

4 结束语

(1)研发了多羟基醇稠化剂，双组分交联剂及新型释酸破胶剂，开发了低分子量、低表界面张力、无残渣、防膨率性能、破胶性能优良适应于长庆低渗致密储层的低伤害醇基压裂液体系.解决了低分子类稠化剂交联冻胶耐温抗剪切性能差、破胶困难的缺点，形成的低伤害醇基压裂液体系可避免稠化剂大分子和粘滞力对超低渗储层造成的伤害，有利于提高该类储层的单井产量.

(2)通过室内性能评价表明：多羟基醇压裂液体系具有耐温、抗剪切性能好，无残渣、压后破胶彻底、低伤害等特点，对长庆中低温致密油层具有良好的适应性.

(3)采用了多羟基醇压裂液开展现场试验10口井，该体系在施工过程中实现了低粘交联，压后破胶彻底，返排率达到80%，试排日产油16.9 m3/d，与邻井对比井相比提高了6.0 m3/d.

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