低温压裂液在鄂南地区中浅储层中的应用

邓红琳，陶 鹏

(1.中国石化华北分公司，河南 郑州 450006；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室 西南石油大学，四川 成都 610500)



低温压裂液在鄂南地区中浅储层中的应用

邓红琳1，陶 鹏2

(1.中国石化华北分公司，河南 郑州 450006；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室 西南石油大学，四川 成都 610500)

针对鄂南地区难动用致密砂岩油藏水平井分段压裂液破胶困难、裂缝形态复杂等技术难点，研究了适合不同温度储层的压裂液体系。20～25 ℃储层段主要应用BAT生物酶破胶剂和过硫酸铵破胶剂(APS)进行复配的压裂液体系，26～40 ℃储层段主要应用低温激活剂和APS进行复配的压裂液体系。现场应用表明，优化后的压裂液体系破胶效果大幅提升，较好地解决了返排液破胶不彻底的问题。该技术的成功应用，实现了鄂南地区压裂液体系的技术突破，形成了适合该地区中浅储层的低温压裂液技术体系。

压裂液；低温储层；返排液；破胶；水平井；鄂南地区

0 引 言

鄂南地区(富县、彬长和旬邑—宜君区块)自投入勘探开发以来，其压裂液体系借鉴的是镇泾油藏的压裂液体系。但由于鄂南地区储层埋藏浅(150～1 500 m)，地层温度低(20～40 ℃)，采用该压裂液配方存在返排液破胶不彻底的现象，迫切需要对该压裂液体系进行优化[1-4]。研究区地层温度低于25 ℃的储层(如富县区块的长2和长3油层)，常规氧化还原破胶剂分解率低于5%，破胶困难，若无限制地加大破胶剂用量，不仅增加成本，而且易使压裂液提前破胶而失去输送支撑剂的能力，甚至导致施工失败，需要优选一种新的破胶剂，使压裂液体系在低温条件下实现快速破胶；而地层温度高于25 ℃时，沿用25 ℃以下储层段的压裂液也无法达到理想要求。因此，将储层温度分为20～25 ℃、26～40 ℃ 2个温度段进行压裂液体系优化研究。优化后的压裂液体系现场施工成功率为100%，破胶效果较好，具有推广应用价值。

1 室内研究

1.1 20～25℃储层压裂液体系

1.1.1 破胶剂的优选

温度低于25 ℃时，低温激活剂等常规氧化还原破胶剂破胶困难，而生物酶破胶剂有其独特的破胶活性，故将BAT生物酶破胶剂与传统的化学破胶剂(过硫酸胺和胶囊式化学破胶剂)进行了性能对比(表1)。研究发现BAT生物酶破胶剂破胶彻底、破胶后残渣低，可极大地提高裂缝的导流能力；并且生物酶水溶性、润湿效果较好，在压裂液中分散均匀，无破胶死角，其降解为胍胶的中间产物具有低表面张力特点，可诱导油流[5-7]。

表1 生物酶破胶剂与化学破胶剂的比较

由表1可知，BAT生物酶破胶剂较传统破胶剂对低温的适应性好、破胶残渣低、持久破胶能力强、对地层污染小、无毒无害，但其成本较高。

1.1.2 生物酶BAT与APS复配性能评价

为优选复配比例，在室内对低温(25 ℃)BAT生物酶破胶剂和过硫酸铵破胶剂APS复配后的性能进行了研究(表2)。

表2 生物酶BAT与APS复配破胶实验

由表2可知，在25℃下，BAT和APS复配，其中以0.003%BAT+0.004%APS的复配比例最经济有效，2h后可以破胶，体系黏度降至4.34 mPa·s。

为了评价BAT生物酶破胶剂在其他温度的使用效果，在室内对不同温度下BAT生物酶破胶剂和APS复配后的性能进行了研究(表3)。

表3 BAT生物酶破胶剂的室内评价

由表3可知，在25 ℃以下，向体系添加不同浓度的BAT生物酶破胶剂和APS复配均可以彻底破胶，其中0.003%BAT+0.004%APS的复配效果最好，4 h后体系黏度降为1.9 mPa·s，这与上一节结论一致；而当体系温度高于25 ℃时，向体系添加不同浓度的BAT生物酶破胶剂和APS复配均不能彻底破胶，说明储层温度在25 ℃以上时，BAT生物酶破胶剂不适用。

1.2 26～40℃储层温度压裂液体系优化

BAT生物酶破胶剂在高于25℃时破胶效果不好，且生物酶破胶剂的成本较高，故在26～40 ℃储层温度段宜采用低温激活剂与APS复配[8-9]。低温激活剂与APS复配能够在低温下发生反应，释放游离氧和酸，降低冻胶pH值，破坏冻胶结构，即达到低温破胶的作用。

针对26～40 ℃储层，对常见的6种低温激活剂(YBFZ-1-1、YBFZ-1-2、FH-01、FH-02、AD48-1、FHD-1)进行了破胶实验，并与华北油田现用的破胶剂CQY-5进行对比。

在实验中先对4种低温激活剂(YBFZ-1-1、YBFZ-1-2、FH-01、FH-02APS)不同温度下与APS复配后的破胶性能进行了研究(表4)。

表4 低温激活剂性能评价实验

由表4可知，华北油田现用的破胶剂CQY-5在不同温度下的破胶效果均不理想，FH-01、FH-02与APS复配后综合性能较好，能起到比较快速的破胶作用，但效果不甚显著。为此，着重研究了低温激活剂AD48-1、FHD-1与APS复配后破胶性能随APS加量、破胶时间、温度的变化关系(表5)。

表5 不同温度下低温激活剂性能评价实验

对比表4和表5可知，激活剂AD48-1和FHD-1的破胶效果更好。由表5可知，30℃条件下，0.05% APS+0.30%AD48-1复配后能起到很好的破胶效果，105 min后体系黏度降为2.3 mPa·s，而FHD-1与APS复配不能起到很好的破胶效果；40 ℃条件下，0.05%APS+0.30%FHD-1复配能起到较好的破胶效果，82 min后体系黏度降为2.6 mPa·s，而AD48-1与APS复配后破胶过快，达不到理想效果。综合考虑技术条件及经济分析结果认为：30 ℃以下，AD48-1略具经济、技术优势；30 ℃以上，FHD-1略具经济、技术优势。

2 现场试验

优化后的压裂液体系于2011年开始在彬长、富县区块进行现场应用，共应用8口井，施工成功率为100%，压裂后8 h内，破胶液黏度均下降到5 mPa·s以下，破胶效果较好。

2.1 20～25℃储层压裂液体系

FZF47P1井是富县探区的一口水平井，该井长3油层垂深为327.71 m，储层温度为21.6 ℃。由于油层埋藏浅，温度低，使用常规破胶剂破胶效果较差。故在该井试验了BAT生物酶与APS复配的压裂液体系。BAT生物酶破胶剂在携砂液阶段的加量为0.003%，APS的加量为0.004%，为了均匀加入，将APS混入交联液中加入，压裂后关井4h，以保证压裂液彻底破胶。

2012年3月1日对FZF47P1井长3油层进行了4段压裂施工作业，加入生物酶破胶剂30 kg(设计为29.4 kg)，累计加砂95.8 m3，入地净液量为727.7 m3。从FZF47P1井长3油层施工曲线可知，4段施工地层延伸压力基本一致，且单段施工过程中压力基本无变化。压裂液破胶效果理想，压裂后返排4 h，返排液黏度降至4.8 mPa·s并持续降低。压裂后最高日产油为17.0 m3/d，累计产油4 451.9 t，取得了明显的储层改造效果。

2.2 26～40℃储层压裂液体系

WB2P5井是鄂南地区渭北油田一口水平井，水平段总长度为1 000 m；钻遇砂岩842 m，占水平段总长度的84.2%。该井水平段垂深为456.37 m，储层温度为26.9 ℃左右，由于储层埋藏浅，温度低，常规压裂液体系效果不理想，因此，在压裂设计时，在该井试验了AD48-1与APS进行复配破胶。压裂液配方：基液0.35%HPG(一级瓜胶)+0.3%CX-307(破乳助排剂)+2%KCl(黏土稳定剂)+0.1%HCHO(杀菌剂)；交联剂为1.0%硼砂，交联比为100∶5；破胶剂为0.10%AD48-1+0.03%APS。

2012年11月29日对WB2P5井长3油层进行了9段压裂施工作业，累计加砂323 m3，入地净液量为1 600.3 m3。压裂后4 h，压裂液黏度已降至5 mPa·s以下，取得了较好的破胶效果。该井压裂后放喷、机抽排液10 d后开始见油，最高日产油为13.5 t/d，累计产油585.6 t。

3 结 论

(1) 将鄂南地区低温储层分为20～25 ℃和26～40 ℃ 2个温度段，分别对压裂液体系进行了优化，20～25 ℃储层段主要应用BAT生物酶破胶剂和APS进行复配的压裂液体系，26～40 ℃储层段主要应用低温激活剂和APS进行复配的压裂液体系。

(2) BAT生物酶破胶剂适用于20～25 ℃储层，0.003%BAT生物酶+0.004%APS复配破胶效果最好，在20 ℃的条件下4 h可以彻底破胶。

(3) 低温激活剂适用于26～40 ℃储层，30 ℃以下采用0.20%AD48-1低温激活剂+0.05% APS复配破胶技术，30 ℃以上采用0.30% FHD-1低温激活剂+0.05% APS复配破胶技术。

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编辑 孟凡勤

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.01.033

20150731；改回日期：20151119

“十二五”国家科技重大专项“特殊结构井钻完井工艺技术”(2011ZX05045)；国家自然基金中石化联合基金重点基金“页岩气低成本高效钻完井技术基础研究”(u1262209)

邓红琳(1966-)，女，高级工程师，1988年毕业于江汉石油学院钻井工程专业，现主要从事钻完井工程研究及管理工作。

TE355.5

A

1006-6535(2016)01-0142-04