清洁压裂液在水锁性砂砾岩储层中的应用

苏 建

(辽河油田公司钻采工艺研究院，辽宁 盘锦 124010)

清洁压裂液在水锁性砂砾岩储层中的应用

苏 建

(辽河油田公司钻采工艺研究院，辽宁 盘锦 124010)

大民屯西斜坡带沙四段发育一套特低渗砂砾岩储层，水锁指数定量分析证实储层存在严重的水锁伤害。介绍了一种由表面活性剂组成的清洁压裂液体系，该套体系相对分子质量小，耐温、携砂性能稳定，破胶后表面张力低至26.75 mN/m，有效地解决了本区砂砾岩储层改造的水锁伤害问题。同时，压裂液体系无残渣及不溶物，岩心伤害率仅为胍胶压裂液的1/3，有利于降低储层伤害，提高油井产量。防水锁清洁压裂液现场施工顺利，普遍获得了良好的增产效果。

清洁压裂液； 防水锁； 砂砾岩； 特低渗

大民屯凹陷位于辽河坳陷的东北部，是辽河油田高凝油的生产基地。随着勘探的不断深入，在凹陷西部沙四段发现一套扇三角洲-湖相沉积体系，该套砂砾岩体系厚度大、面积广，与优质烃源岩紧密接触，有利于形成自生自储型油气藏[1]。前期直井实施胍胶携砂压裂后，效果普遍不理想，平均产量只有0.4 t/d。2015年在该块新钻6口探井，钻井过程中均见到良好油气显示，且室内岩心评价储层含油级别较高(约30%呈富含油级别)，但试油结果普遍呈低压干层，不仅与前期钻井显示明显不符，而且与周围生产井的压力系统不一致。针对以上情况研制了清洁压裂液，有效地解决储层的“水锁”伤害，并彻底规避了目前大分子胍胶压裂液对低渗储层的伤害问题。

1 储层伤害因素分析

1.1 储层特征

全岩矿物资料证实，该套砂砾岩主要成份为石英和长石，约占总成份的86%，黏土质量分数平均为10%，含少量的碳酸盐岩成份，总体成份与普通砂岩油藏类似。根据本区8口井315块岩心样品分析统计，储层孔隙度一般分布在6%～12%，平均9.8%；渗透率一般分布在0.04～1.80 mD，平均0.5 mD，储层整体呈中孔-特低渗特征。

岩心铸体薄片显示，砂砾岩储集空间主要为粒间孔、粒间溶孔，接触方式为线接触、点-线接触。孔隙以中孔为主，约占82%，次为大孔，约占12%。其中喉道结构比较特殊(如表1所示)，以片状、弯片状为主，这也是造成该块砂砾岩渗透率较低的主要原因。此类特殊的孔喉结构易导致地层液在喉道位置形成较大的毛细管力形成堵塞，是造成试油呈“干层”显示的重要因素。

表1 大民屯砂砾岩储层喉道形态简化描述

Table 1 Simplified throats description of Damintun's glutenite formation

1.2 水锁伤害定量分析

采用加拿大学者D.B.Bennion等[2-3]所提出的预测水锁伤害的数学模型，定量描述水锁伤害：

APTi=0.25lgKa+2.25Swi

式中，APTi为水锁指数，无量纲；Ka为储层气测渗透率，μm2；Swi为储层原始水饱和度。

水锁严重程度评价标准：APTi≥1.0，水锁效应不明显； 0.8

表2为岩心水锁评价结果。由表2可知，本区块内水锁指数平均为0.51，表明储层存在严重的水锁效应。通常，解除水锁的方法主要分为物理和化学法，物理解除法中微波和加热方法最有效，但成本高。化学法是目前的研究热点，其通过表面活性剂降低毛管力达到解除水锁的目的[4]。本文通过采用表面活性剂类的清洁压裂液来防止水锁伤害。

表2 岩心水锁评价结果

2 清洁压裂液研制

2.1 清洁压裂液作用机理研究

清洁压裂液是靠一种特殊合成的相对分子质量较小的表面活性剂(通常分子尺寸小于60 nm)，在一定量盐溶液介质条件下，形成蠕虫状或棒状胶束而缠结成类似于聚合物交联后的网状结构而将水增稠[5-6]。图1为蠕虫状胶束结构形成及解离过程。当有机物和其它亲油性物质溶解在胶束碳氢化合物中，它们将膨胀并形成蠕虫状或棒状胶束结构，最终这些物质分解成小球状胶束结构，使得蠕虫状胶束结构被破坏，溶液黏度降低。油或气对加速胶束结构的改变有一定作用，可将清洁压裂液的黏度降低到最低水平。清洁压裂液体系正是利用了表面活性剂分子结构的这一性质破胶，因此该体系内部无需破胶剂。

图1 蠕虫状胶束结构形成及解离过程

Fig.1 Formation and dissociation process of worm-like micelles structure

2.2 清洁压裂液配方研制

形成黏弹性压裂液体系必须具备一定条件，通常清洁压裂液的组成主要有3类成份[7-9]：① 一种有效的可溶性无机或有机盐水溶液；② 至少一种有效的特殊性的表面活性剂(阴离子型、非离子型、阳离子型和两性型)；③ 一定量的反离子。

2.2.1 增稠剂的选择 目前，比较常见的几种清洁压裂液增稠剂主要有胺类、铵盐类、季铵盐类、羧酸类两性物等。一般情况下，为了降低成本，尽可能选取长碳链的表面活性剂作为增稠剂主剂。其中十八烷基三甲基氯化铵和脂肪醇聚氧乙烯醚材料来源广、价格低廉，因此将其作为主增稠剂和助剂，具体配比为m(主增稠剂)/m(助剂)=5∶1。压裂液的增稠能力是压裂液增稠剂的一个重要指标，增稠剂的添加量与增稠效果一般成正比关系，结果如图2所示。由图2可知，随着增稠剂添加量的增大，压裂液黏度也越大，其抗温能力也在增强。当增稠剂质量分数为1.50%时，基液黏度达到70 mPa·s，即能满足现场携砂要求。综合考虑增稠剂性能和成本，最终确定增稠剂质量分数为1.50%。另外，图2中显示压裂液的黏度大约在54 ℃达最大值，这是因为增稠剂在水中分散形成了更加致密的蠕虫状胶束缘故。

2.2.2 激活剂的选择 激活剂即反离子，对增稠剂

的成胶性能影响很大。通过室内大量实验筛选，最后选取苯甲酸类物质为清洁压裂液增稠剂的激活剂。表3为不同类型激活剂对压裂液成胶性的性能评价情况。通过对实验数据分析，选取2-羟基苯甲酸，即水杨酸钠作为清洁压裂液激活剂，结果见图3。

图2 不同增稠剂质量分数对压裂液黏度的影响

Fig.2 The viscosity effect of different thickener concentration on the fracturing fluid

表3 不同激活剂对压裂液成胶性影响

图3 激活剂质量分数对压裂液黏度的影响

为确定激活剂最佳添加比例，在质量分数0.5%KCl的盐水溶液中加入质量分数1.5%的增稠剂，搅拌均匀后加入激活剂。由图3可知，不同激活剂质量分数对压裂液的黏度贡献作用不同，激活剂加量与压裂液黏度不成正比关系，而是存在一个最大值。当激活剂质量分数在0.3%～0.5%时，压裂液的黏度比较高，激活剂质量分数在0.4%时，压裂液的黏

度达到最大值。因此，确定最佳激活剂添加质量分数为0.4%。

2.3 耐温耐剪切性能评价

耐温性、耐剪切性是压裂的主要参数指标[10-12]，图4(a)为清洁压裂液在恒定剪切速率(170 s-1)下随温度升高的黏度变化曲线；图4(b)为清洁压裂液在恒定温度(80 ℃)、恒定剪切速率(170 s-1)下，黏度随时间的变化曲线。

图4 小分子清洁压裂液的耐温耐剪切性能

Fig.4 Clean fracturing fluid′s shear and heat resistance experiment

由图4可知，清洁压裂液在80 ℃、170 s-1剪切速率下，黏度仍保持50 mPa·s，耐温耐剪切性能稳定。同时，该种压裂液不含植物胶，具有很好的抗腐败变质性能，在30 ℃的室外条件下放置一周，黏度均保持初始配置时的状态，说明清洁压裂液不受细菌的侵蚀，有利于应对由于现场原因导致较长施工工期的问题。

2.4 静态悬砂性能评价

将清洁压裂液装入量筒中，观察砂粒的沉降速度，结果见图5。从图5中可以看出，20～40目陶粒(密度1.8 g/cm3)的沉降速率为0.11 cm/min，充分搅拌，静止24 h后，支撑剂仍呈现悬浮状态，证明该压裂液的悬砂性能稳定。

图5 清洁压裂液静态悬砂性能评价

Fig.5 Static suspended sand performance evaluation of clean fracturing fluid

2.5 破胶性能评价

清洁压裂液可通过与原油接触破胶，也可通过

地层水、淡水稀释方法破胶[13]。表4为40 ℃下清洁压裂液与原油恒温破胶实验结果。由表4可知，3 h后破胶黏度平均值为3.95 mPa·s。因此该压裂液不用加入破胶剂，也能满足低温破胶要求。

表4 40 ℃下清洁压裂液与原油恒温破胶实验

2.6 岩心伤害性评价

实验选取了沈351井的6块岩心进行了清洁压裂液岩心伤害实验评价[14]，实验温度70 ℃，驱替压力5.0 MPa，剪切速率170 s-1，结果见表5。由表5可知，清洁压裂液远远低于常规胍胶压裂液30%以上的渗透率损害率。

表5 岩心的伤害率对比实验数据

2.7 综合性能指标

通过以上实验评价，清洁压裂液体系具有以下优点：① 该套压裂液体系由表面活性剂组成，分子尺寸小于60 nm，破胶后无残渣及不溶物，有效规避了目前大分子胍胶及其改性产品压裂液对低渗储层的伤害问题; ② 压裂液破胶后黏度为3.95 mPa·s，表面张力低至26.75 mN/m，岩心伤害率大幅度降低，有效地解决本区块砂砾岩储层的水锁伤害; ③ 清洁压裂液耐温性、耐剪切性能稳定，支撑剂沉降速率为0.11 cm/min，完全满足压裂现场施工要求。清洁压裂液主要物理化学性质见表6。

表6 清洁压裂液物理化学性质

3 现场应用

2015年1—3月在大民屯砂砾岩区块实施了6口井的压裂工作任务，统计结果见图6。由图6可知，6口井压前自然产能较低或者无产能，平均日产油仅有0.4 t/d。应用清洁压裂液后，不仅施工成功率达到100%，而且压后平均日产油达到10.1 t/d，取得了良好的压裂效果。以沈351井为例，该井目的层为2 937.9～2 972.0 m，厚度34.1 m。压前试油产液量仅为0.64 m3/d，压裂加入75 m3陶粒支撑剂和478 m3防水锁清洁压裂液，压后初期获得19.4 t/d的高产工业油流。截止2015年12月31日为止，压后累计生产329 d，累计产油2 696.0 t，累计产

液3 303.8 m3，泵入的压裂液也全部返排完毕，成功解决了储层水锁伤害的问题。

图6 2015大民屯砂砾岩压裂效果统计

Fig.6 Fracturing effect statistics of Damintun’s glutenite reservoir in 2015

4 结论

(1) 大民屯沙四期发育一套中孔-特低渗砂砾岩储层，“片状、弯片状”的孔喉结构是造成储层渗透率低，存在严重水锁伤害的主要原因。

(2) 研制的清洁压裂液以表面活性剂为主剂，破胶后表面张力低至26.75 mN/m，有效地解决本区块砂砾岩储层的水锁伤害问题。同时，压裂液体系无残渣及不溶物，岩心伤害率只有胍胶的1/3，有效规避了大分子胍胶压裂液对低渗储层的伤害问题。

(3) 清洁压裂液各项性能指标稳定，共应用了6口井的压裂施工，施工顺利并普遍取得了良好的增产效果。

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(编辑 宋官龙)

Application of Clean Fracturing Fluid in Water Locking Glutenite Reservoir

Su Jian

(Drilling&ProductionTechnologyInstitute,LiaoheOilfieldCompany,PanjinLiaoning124010,China)

A set of extra-low permeability glutenite reservoir is formed in the fourth member of Shahejie formation on Damintun west slop. The APTi index is used to analysis water locking accurately, and it is proved that thereis serious water locking damage in the reservoir. In this paper, a kind of anti-water-locking clean fracturing fluid composed of surfactant has been introduced. The surface tension of this fracturing fluid which composed of small molecular has stable perforations of temperature and shear resistance. The surface tension can reach 26.75 mN/m after gel breaking, and the water locking damage problems have been solved effectively in this glutenite reservoir. Meanwhile, the fracturing fluid whose damage rate is only 1/3 of the guanidine gel fracturing fluid has no residue and insoluble matter, being beneficial to improve oil production. Finally, the anti-water-locking clean fracturing fluid has obtained good stimulate effect in the construction on site.

Clean fracturing fluid; Anti-water-block; Glutenite; Extra-low permeability

1006-396X(2016)06-0061-05

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-03-21

2016-05-16

渤海湾盆地辽河坳陷中深层稠油开发技术示范工程(二期)(2011ZX05053)。

苏建(1982-)，男，硕士，工程师，从事压裂酸化工艺研究；E-mail:yaliesuanhua@163.com。

TE355

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.06.013