大牛地气田水平井同步破胶技术研究

何 青　李 雷　徐兵威　张永春

(中石化华北分公司工程技术研究院， 郑州 450006)



大牛地气田水平井同步破胶技术研究

何 青李 雷徐兵威张永春

(中石化华北分公司工程技术研究院， 郑州 450006)

摘要：针对大牛地气田水平井分段压裂段数多、作业时间长、压裂液滞留地层时间长对地层伤害大等问题，开展胶囊破胶剂及过硫酸铵破胶机理研究，分析破胶剂加量比例与加入方式对水平井储层改造效果的影响。根据储层特征及压裂施工情况，对不同温度场下各段破胶剂比例进行优化，优化结果基本达到同步破胶的目的，返排率较前期明显提高。

关键词：大牛地气田； 致密砂岩； 水平井； 同步破胶

目前大牛地气田的开发方式主要以水平井分段压裂方式为主，水平井分段压裂的段数较多，施工周期较长，压裂液滞留地层的时间也相应延长，导致滤失增加，排液时间加长，储层伤害加大，压裂效果和见产速度受到影响[1]。针对此现象，在油田开展了各项压裂液同步破胶研究。本次研究主要对水平井各井段胶囊破胶剂和过硫酸铵破胶剂加入比例进行调整，优化各井段的破胶剂比例和加入方式，以达到分井段同步破胶及快速返排的目的。

1气田基本概况

1.1主要储层特征

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段上古生界致密砂岩储层，自上而下发育有盒3、盒2、盒1、山2、山1、太2和太1等7套气层，埋藏深度约为2 500 — 2 900 m，储层以辩状河流相沉积为主，纵向上呈交错叠合发育，平面上呈分片展布。总体上，气田所在储层的物性较差， 孔隙度主要分布于2.00%～10.00%，平均孔隙度约为7.45%；渗透率主要分布于(0.01～1.00)×10-3μm2，平均渗透率约为0.47×10-3μm2；非均质性较强，压力温度属常温常压系统，压力系数介于0.87～1.00，地层温度介于84～88 ℃。

1.2水平井分段压裂现状

依靠直井开发技术难以实现经济性开发目标，因此，自2002年开始进行水平井开发试验研究。2012年在油田现场生产中大范围推广应用，水平井分段压裂工艺已日趋成熟，最终形成了以多级管外封隔器分段压裂为主的水平井分段压裂工艺。各水平段压裂长度一般为800 ～ 1 200 m，个别段长度达到1 365 m，水平井单井平均压裂段数为9.4段，最高达17段。

在实践中不断优化完善，最终形成低伤害压裂液体系，其配方和添加剂加量如下：

基液：0.45%HPG(一级)+1%防膨剂+0.1%杀菌剂+1%起泡剂+0.2%助排剂+0.2%Na2CO3。

破胶剂：胶囊破胶剂和过硫酸铵。

2破胶剂机理研究

2.1破胶机理研究

2.1.1过硫酸铵破胶机理

羟丙基瓜尔胶是在瓜尔胶分子中引入羟丙基的改性产物，以甘露吡喃糖为主链和半乳吡喃糖为支链组成，属于非离子多邻位羟基顺式羟基聚糖。作为良好的破胶剂，过硫酸铵能引发羟丙基瓜尔胶冻胶破胶：一方面，过硫酸铵能分解生成硫酸，促使冻胶非氧化性降解；另一方面过硫酸铵的过硫酸根分解产生游离基，攻击聚合物的主链使大分子链降解破胶，该破胶反应为链式反应，酸和游离基的作用保证了较高的破胶效率[2]。

过硫酸铵的分解温度为48.9 ℃。中高温条件下过硫酸铵在水溶液中溶解的化学反应式如下:

2(NH4)2S2O8+ 2H2O → 2(NH4)2SO4+ 2H2SO4+ O2↑

过硫酸铵的分解反应属于一级反应，活化能取143.0 kJmol，半衰期tl/2与速率常数K的关系如式(1)所示 ：

tl/2=ln(2)/K=0.693 2/K

(1)

表1 为温度对分解速率常数的影响。由表1 可知，温度越低，过硫酸铵的半衰期越长。当温度为 70 ℃时，半衰期超过 8 h ，满足压裂施工的需要；但是当温度下降到50 ℃时，半衰期为192 h左右，不能使压裂液中的稠化剂有效降解，不利于压裂液的返排。

表1　温度对分解速率常数的影响

2.1.2胶囊破胶剂的破胶机理

为预防压裂液过快破胶，需要尽快展开过硫酸铵的胶囊延迟破胶技术研究。胶囊延迟破胶技术就是利用包囊技术在普通破胶剂外层覆盖一层固体膜而制成胶囊破胶剂，其优点在于破胶剂可暂时与交联的压裂液相隔离，不发生破胶。当压裂液黏度稳定一段时间后，胶囊破胶剂释放出破胶剂才能使压裂液明显破胶，黏度下降，从而达到延缓破胶的目的。使用胶囊延迟破胶剂可以增加压裂液中破胶剂的用量，改善破胶效果，减少压裂液残留，同时不会因为明显降低压裂液起始黏度而影响携砂能力。

控制胶囊延迟破胶剂释放速度和延迟时间的方式主要由包裹膜的性质所决定。主要延迟释放方式分别为：膜的化学侵蚀和溶解；膜的应力破裂；膜的扩散渗透；膜的渗透及应力破裂[3]。

2.2破胶影响因素分析

压裂液水化液黏度直接影响到压裂效果，压裂液的破胶程度与破胶时间、储层温度、破胶剂浓度直接相关。

过硫酸铵因售价便宜而广泛应用于压裂液的破胶过程中。但过硫酸铵对温度的依赖性较强，在温度低于 51.7 ℃ 时，过硫酸铵破胶会有大量的植物胶大分子残留在胍胶液中，需要添加低温激活剂以促进破胶。同时，如果温度过高导致破胶速度过快而难以控制，则持续破胶时间会较短。

表2为温度对破胶时间的影响。压裂液破胶时间越短，水化液黏度越低，则返排越彻底，对储层的污染也越轻。在施工过程中，压裂液携砂时需较高的黏度，而压后压裂液却需要快速破胶水化。针对这一施工矛盾，需要根据储层条件对施工时的压裂液在不同阶段采取不同破胶剂浓度的破胶方式，根据施工时间逐步增加破胶剂的用量。采用阶段性破胶方法可保证施工顺利进行，从而提高施工砂比和液体效率，缩短排液周期，减少储层损害。

表2　温度对破胶时间的影响

3水平井同步破胶技术优化方法

3.1水平井压裂储层温度变化模拟

水平井压裂段数多，施工时间长，压裂过程中液体大量注入与地层热交换的过程使得沿水平井筒的地层温度不断降低，破胶难度加大。此时，若按照同一模式加入破胶剂会使破胶时间参差不齐，甚至不破胶，因此首先需要了解压裂过程中储层温度的变化情况。

泵注到地层中的压裂液随着时间的推移，液体温度逐渐上升。按照储层实际参数，用压裂模拟软件计算每段泵注到地层裂缝内压裂液的温度，通过室内实验优化破胶剂的加入量，最终达到所有压裂段完成施工后压裂液同时破胶的目的。

图1 — 图4分别为压裂目的层4种温度下液体进入地层后的温度变化曲线，反映施工时长达10 h时各加砂阶段液体进入地层的温度变化情况。

图1　目的层75 ℃下液体进入地层的温度变化曲线

图2　目的层80 ℃下液体进入地层的温度变化曲线

图3　目的层85 ℃下液体进入地层的温度变化

图4　目的层90 ℃下液体进入地层的温度变化

3.2破胶剂加量优化

水平井分段压裂施工时通常要求所有压裂段施工结束后压裂液统一返排，这就要求压裂液具有良好的破胶性能，即各段的液体破胶时间可控，满足最后一段施工结束后，所有液体同时破胶、返排。破胶原则为：降低压裂液的滤失量，减轻地层伤害(尤其是水敏性地层)；提高有效裂缝支撑剖面，使裂缝支撑剖面更均匀；优化破胶剂的加量。

根据大牛地气田地温梯度推算，地层温度介于75～90 ℃，单一加入过硫酸铵无法满足压裂要求。设计采用 “胶囊破胶剂+常规过硫酸盐”技术，可满足多段裂缝内液体分段破胶的目的，减轻压裂液对支撑裂缝导流能力的伤害。

为了确定所优化压裂液体系适宜的破胶剂含量和破胶时间，将已配制好的压裂液冻胶分别加入不同种类和不同含量的破胶剂，实施储层温度及温度剖面的破胶实验。针对具体情况开展了80，70，60，50 ℃条件下的破胶实验，测定其黏度随时间的变化量。实验结果如表3所示。

室内实验研究显示：压裂液体系具有良好的破胶性能，随温度场变化和温度的降低去追加破胶剂，可以实现压裂液冻胶快速彻底破胶，满足压后快速返排的要求，降低地层伤害。依据不同温度破胶实验的结果、分段数和温度剖面情况可优化破胶剂追加剖面，实现多段施工后同时破胶[4-5]。

根据实验数据及其模拟结果，依照大牛地气田分压段数和温度剖面，通过大量实验研究优化出破胶剂追加剖面，采用“三变”(变破胶剂类型、变破胶剂浓度、变破胶剂加入方式)技术，实现多段压裂施工后同时破胶。建立大牛地气田水平井不同段压裂液进入地层的破胶时间表，以压裂段数水平段12段、地层温度80 ℃ 为例，单段压裂施工时间为1.5 h，每4段压裂设备检修一次时间为0.5 h，压裂施工完成后关井时间为0.5 h，计算各段的压裂时间及破胶剂添加比例。图5为优化后水平井各段破胶剂优化加入比例。为便于施工过程中添加破胶剂，建议将施工中的相邻段进行合并；同时为避免压裂施工中最后几段大量的APS加入所导致的压裂液过早破胶，在前置液中适当加入胶囊破胶剂，以延缓破胶过程[6]。

表4所示为水平井分段压裂破胶剂加入优化情况。破胶剂加入程序如下：

第1 — 第4段，加入0.01% ～ 0.03%的胶囊破胶剂和0.01% ～ 0.04%的过硫酸铵；

第5 — 第8段，加入0.02% ～ 0.05%的胶囊破胶剂和0.01% ～ 0.06%的过硫酸铵；

第9 — 第11段，加入0.01～0.05%的胶囊破胶剂和0.01～0.08%的过硫酸铵；

第12段，加入0.01% ～ 0.05%的胶囊破胶剂和0.01% ～ 0.12%的过硫酸铵。

4现场应用效果

破胶剂加量优化后现场实施水平井分段压裂65口井，分压643段，实际压裂631段，工艺成功率98.2%。平均单井入地净液量2 885.76 m3，最高单井入地净液量为4 417.3 m3；无阻流量达10.04×104m3d，返排率为51.8%。对比优化前返排率有明显提高，破胶剂优化后改造效果良好(表5)。

表3　HPG压裂液在不同破胶剂加量下的破胶性能实验

图5　优化后水平井各段破胶剂加入比例

%

注：压裂目的层温度为80 ℃。

表5　优化前后压裂效果对比数据表

DPH-41井目的层为盒1段，斜深3 970 m，垂深2 503 m，水平段总长度为1 200 m；钻遇砂岩总长度为1 189 m，占水平段总长度的98.02%；钻遇具有全烃显示的砂岩总长度为867 m，占水平段总长度的71.48%。经破胶剂加量优化后，压裂改造取得良好的效果，DPH-41压后4 h压裂液黏度小于40.0 mPa·s，压后8 h压裂液黏度小于2.0 mPa·s，基本达到同步破胶的目的，油压17.2 ～ 16.6 MPa，套压16.4 ～ 16.6 MPa，累计排液量1 642.9 m3，返排率为51.6 %，Cl-含量为3 000 mgL，日产气量为5.868×104m3d，无阻流量为25.492×104m3d。

5结语

经过实验研究与现场应用分析，得到以下认识：温度越高，破胶剂比例越高，越有利于破胶，且破胶后水化黏度越小；合理添加破胶剂比例，可促进压裂液的快速返排，减少储层损害。本次研究建立了不同温度下胶囊破胶剂、过硫酸铵加入方式，促进了压裂液的同步破胶和返排，提高了施工成功率和返排率。压裂液同步破胶技术可用于水平井降低地层滤失与伤害，提高裂缝有效支撑、返排率和效果，实现致密气藏的有效开发。

参考文献

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[2] 王满学，张建利，杨悦，等. 不同助剂对羟基瓜胶压裂液低温破胶性能的影响[J]. 西安石油大学学报(自然科学版)，2006，21(6)：69-72.

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[7] Don R W，Doug G D，Travis H，et al. One-Trip Multistage Completion Technology for Unconventional Gas Formations [G]. SPE 114973-MS，2008：16-19.

Research on Synchronous Gel Breaking Technology in

Horizontal Well of Daniudi Gas Field

HEQingLILeiXUBingweiZHANGYongchun

(Engineering Technology Research Institute of SINOPEC, North China Company, Zhengzhou 450006, China)

Abstract:This thesis aims to solve the problems of fracturing segments, long working time, and severe formation damage by long retention time in reservoir, conducted on gel breaker capsule and ammonium persulfate gel breaking mechanism. The influential factor of different adding methods and proportions of gel breaker had been analyzed to stimulation effect on the horizontal well. Simultaneously the gel breaking ratio had been optimized and applied under different temperature fields between segments and inside segments. The result shows it has much better improved fracturing fluid backflow than that of previous.

Key words:Daniudi gas field; tight sandstone; horizontal well; Synchronous gel breaking

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2015)02-0042-06

中图分类号：TE375

作者简介：何青(1968 — )，女，广东高要人，高级工程师，研究方向为油气田工程。

基金项目：“十二五”国家科技重大专项“大牛地致密低渗气田特殊结构井钻完井及改造技术”(2011ZX05045)

收稿日期：2014-12-05