大牛地气田压裂液体系性能评价及优化

刘善勇，陈迪

大牛地气田压裂液体系性能评价及优化

刘善勇1,2，陈迪3

（1.长江大学石油工程学院，湖北武汉430100；2.油气钻采工程湖北省重点实验室，湖北武汉430100；3.中国地质大学（北京）能源学院，北京100083）

大牛地气田主要采用长水平段水平井分段压裂工艺进行增产改造。压裂液泵入地层后由于交联时间过早，在管柱内产生较大摩阻，造缝不充分，同时破胶不彻底易产生残渣，对储层造成伤害。为了提高该区块压裂改造的效果，优选适合大牛地气田的压裂液体系，本文通过室内实验，对目前使用的压裂液体系进行了完整的性能评价。基于流变和破胶实验，对不同类型的压裂液体系进行了优化，结果表明：优选后的压裂液体系可适应温度范围60～95℃储层，压裂液体系具有较好的耐剪切性和携砂性。另外针对长水平段分段压裂施工，建议采用“胶囊破胶剂+过硫酸铵+低温破胶活化剂”的组合方式。优化后的压裂液体系能够满足现场要求。

压裂液；长水平井；室内评价；压裂液优化；破胶

大牛地气田为储量丰富的低孔、低渗致密气藏，为提高储层动用率，近年来开始试用长水平段水平井分段压裂技术[1]。压裂液在压裂工艺中有着十分重要的地位，是压裂成功的关键因素[2]。压裂液作为压裂改造油气层中的入井流体，有利于形成高导流能力的裂缝，但在压裂过程中由于压裂液选择不当、性能较差或压裂工艺不恰当也会对储层造成伤害，这种伤害不仅大大降低了填砂裂缝的导流能力，而且会损害储层本身的渗流能力，引起储层内部结构和性质发生改变，从而造成对储层的各种伤害[3]。所以，入井压裂液及其性质是压裂中储层伤害的重要外在因素，也是影响压裂成败和施工成本的诸多因素中最重要的因素；压裂液类型、性能及其优化优选结果对是否形成一条足够尺寸的、有足够导流能力的裂缝和减少对储层的伤害、最大程度改善增产效果是密切相关的[4]。压裂液的耐温耐剪切性直接影响压裂施工[5]，常规过硫酸铵氧化破胶剂分解率低，破胶困难，加大剂量很难控制破胶时间[6]。因此，本文根据大牛地气田储层特征和水平井分段压裂工艺要求，在稠化剂、交联剂、破胶机以及各种添加剂的优选基础上，通过压裂液综合性能评价，考虑压裂液体系的耐温耐剪切性和破胶时间的要求，优选出适合于大牛地气田压裂所需的低伤害压裂液体系。

1 室内评价

大牛地气田目前所使用的是羟丙基胍胶压裂液体系：0.40%～0.45%羟丙基胍胶+0.5%粘土稳定剂+1.0%KCl+0.5%高效助排剂SRSR-11+0.1%甲醛+pH调节剂（Na2CO3、NaOH）+有机硼交联剂SRCL-1（交联比：100:0.35～0.40）+0.005%～0.12%破胶剂（SRCB-1+APS+SRCB-1B）；室内测试结果见表1。

表1 大牛地压裂液体系基本性能参数Tab.1Basic parameter performance of fracturing fluids in Daniu di field

为了更好的评价压裂液体系，分别对体系中的关键添加剂进行了单独评价。

1.1 稠化剂评价

稠化剂性能主要以其增粘能力、交联能力、水不溶物含量来表征。针对低渗油藏压裂，水不溶物引起的压裂液残渣在考查稠化剂性能时显得尤其重要。室内对现场胍胶样品进行了主要性能指标检测，结果见表2。

表2 几种常用稠化剂评价结果对比Tab.2Comparison of different gelling agents characteristic

室内评价结果表明：一级羟丙基胍胶以其水不溶物低、粘度高作为压裂液稠化剂首选。

1.2 交联剂的选择

交联剂是通过交联离子将植物胶分子链上的活性基团以化学键连结以形成具有粘弹性的三维网状冻胶。室内对SRCL-1有机硼交联剂进行了指标检测，结果见表3。

表3 SRCL-1有机硼交联剂性能评价Tab.3Evaluation on the SRCL-1 crosslink characteristic

实验结果表明：SRCL-1有机硼交联剂能满足大牛地气田长水平段水平井分段压裂工艺对压裂液交联性能的要求。

1.3 高效助排剂性能评价

助排剂是通过降低处理液的表面张力和油水界面张力以及增大与岩石表面的接触角，来降低处理液在地层流动中的毛管阻力，消除“水锁”效应，促进注入液体的排液速度，减少地层损害，提高压裂效果。本研究评价了现场取样DL-2助排剂、厂家送样DL-10助排剂和低渗气井压裂专用高效助排剂SRSR-11，实验结果见表4。

表4 助排剂性能评价结果（测试温度20℃）Tab.4Evaluation on the surfactants characteristic

表4结果表明，SRSR-11高效助排剂具有良好的降表面张力和界面张力性能，可以满足低渗气井压后快速返排的要求。

1.4 破胶剂

破胶剂的目的是在施工结束后迅速把压裂液的粘度降低以便返排生产。用碘量法分别测定了破胶剂在清水中常温下不同时间内释放过硫酸铵量，以考察胶囊破胶剂的包裹完好性。实验结果见表5。

表5 胶囊破胶剂的延缓释放性能Tab.5Evaluation on the breaker release rate characteristic

表5结果表明，SRCB-1胶囊破胶剂在常温下具有良好的耐水性。优选的低伤害压裂液体系采用在前置液中加入胶囊破胶剂，以清除压裂液形成的滤饼，携砂液追加普通破胶剂的方法，以彻底快速破胶，同时还能保持压裂施工所需要的较高粘度。

使用胶囊破胶剂可以解决破胶和粘度保持的关系，大大提高压裂施工中粘度保持率，如使用胶囊破胶剂60min粘度保持率71%，而使用常规破胶剂过硫酸铵的粘度保持率为14%，见表6。

表6 不同破胶剂对基液粘度的保持率（%）Tab.6Viscosity retain ability on the different breakers

在长水平段分段压裂施工中，由于段数多、压裂液量大，随着压裂液的注入，地层温度会逐渐降低，破胶难度会越来越大，因此，在施工后期需要追加低温破胶活化剂SRCB-1B。本研究破胶剂采用“胶囊破胶剂+过硫酸铵+低温破胶活化剂”的组合方式。

2 压裂液体系优化

本部分研究工作从储层特征和压裂工艺对压裂液的要求为基点，在大量压裂液添加剂筛选和配伍性实验的基础上，优化出适合大牛地气田长水平段水平井75～95℃储层的中温压裂液体系。

（1）耐温耐剪切流变性能评价方法参照石油天然气行业标准SY/T 5107-2005“水基压裂液性能评价方法和SY/T 6307-2008”压裂液通用技术条件，测定压裂液耐温耐剪切性能、破胶、滤失、助排等性能。

图1 羟丙基压裂液体系流变性曲线Fig.1Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐温耐剪切性能实验结果表明：在170s-1、95℃条件下，剪切120min，表观粘度大于300mPa·s，具有很好的携砂性能。

图2 羟丙基压裂液体系流变性曲线Fig.2Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐温耐剪切性能实验结果表明：在170s-1、95℃条件下，加入0.02%过硫酸铵破胶剂，剪切120min，表观粘度大于100mPa·s，具有很好的携砂性能。

图3 羟丙基压裂液体系流变性曲线Fig.3Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐温耐剪切性能实验结果表明：在170s-1、75℃条件下，剪切120min，表观粘度大于40 mPa·s，具有很好的携砂性能。

图4 羟丙基压裂液体系流变性曲线Fig.4Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐温耐剪切性能实验结果表明：在170s-1、75℃条件下，加入0.02%过硫酸铵破胶剂，剪切120min，表观粘度大于100mPa·s，具有很好的携砂性能。

图5 羟丙基压裂液体系流变性曲线Fig.5Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐温耐剪切性能实验结果表明：在170s-1、60℃条件下，剪切120min，表观粘度大于500mPa·s。

图6 压裂液体系耐温耐剪切性能Fig.6Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐温耐剪切性能实验结果表明：在170s-1、60℃条件下，加入0.02%过硫酸铵，剪切120min，表观粘度大于50mPa.s，具有很好的携砂性能。

图7 压裂液体系耐温耐剪切性能Fig.7Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐温耐剪切性能实验结果表明：在170s-1、60℃条件下，加入0.02%胶囊破胶剂，剪切90min，表观粘度大于150mPa.s，具有很好的携砂性能。

（2）变剪切速率下压裂液的流变性能评价为了模拟压裂液在水平井压裂高剪切时的情况，室内进行了变剪切速率实验，剪切速率依次为170s-1，1000s-1，170s-1，1000s-1，170s-1，40s-1，在每一个剪切速率下剪切20min。

图8 变剪切速率下压裂液耐温耐剪切性能Fig.8Rheology curve of HPG fracturing fluids

图9变剪切速率下压裂液耐温耐剪切性能Fig.9Rheology curve of HPG fracturing fluids

图3 -8和图3-9的耐温耐剪切性能实验结果表明：在95℃和70℃条件下，变剪切速率170s-1→1000s-1→170s-1→1000s-1→170s-1→40s-1下压裂液的粘度恢复能力较好，能满足高剪切速率下有效携砂的性能。

（3）压裂液基液与冻胶不同比例混合下的流变性能评价

水力喷射分段压裂工艺现场实施时是由油管加砂，环空补液和经喷嘴节流高速剪切，其压裂液性能要求与常规压裂施工不同。压裂液应满足油管注入交联冻胶液和环空注入基液后，冻胶与基液不同比例下抗高剪切和有效携砂的性能。

图10 压裂液耐温耐剪切性能Fig.10Rheology curve of HPG fracturing fluids

耐温耐剪切性能实验结果表明：将压裂液冻胶与基液1:1混合，混合后的体系在95℃、170s-1剪切速率下剪切120min，表观粘度大于200mPa.s，能满足有效携砂的性能。

3 结论

（1）根据大牛地气田长水平段水平井75～95℃储层特征和压裂工艺要求，优选压裂液配方体系为中温低伤害羟丙基胍胶压裂液。

（2）使用“胶囊破胶剂+常规过硫酸盐+低温破胶活化剂”的三元破胶剂体系，实施尾追破胶剂技术，在满足造缝和携砂的同时，使压裂液快速彻底破胶水化，快速返排，减少压裂液对支撑裂缝导流能力的伤害。

（3）优化的压裂液体系具有一定的延迟交联作用和良好的耐温耐剪切性能及流变性能、破胶快、伤害小等特点，可满足施工需要。

（4）建议现场施工过程中加强压裂液现场质量控制，配液用水清洁，配液用水的pH要求在7.0，并要求彻底清罐。

［1］陈作，何青，王宝峰，刘世华，吴春芳.大牛地气田长水平段水平井分段压裂优化设计技术［J］.石油钻探技术，2013，41（6）：82-85

［2］罗英俊，万仁溥.采用技术手册［M］.北京：石油工业出版社.

［3］卢拥军.压裂液对储层的损害及其保护技术［J］.钻井液与完井液，1995,12（5）：36-43.

［4］崔明月，蒋阗，杨振周，等.压裂液优化设计与应用技术［J］.钻井液与完井液,1998，15（5）：22-28.

［5］杜海军，曲世元，刘政帅，等.［J］.石油地质与工程，2015,29（4）：139-143.

［6］邓红琳，陶鹏.低温压裂液在鄂南地区中浅层储层中的应用［J］.特种油气藏，2016，23（1）：142-145.

Evaluation and optimization abs on fracturing fluids in Daniudi Gas Field

LIU Shan-yong1,2,CHEN Di3
（1.College of Petroleum Engineering in Yangtze University,Wuhan 430100 China；2.The Key Laboratory of Oil and Gas Drilling Engineering of Hubei Province,Wuhan 430100 China;3.School of Energy Resources,China University of Geoscience,Beijing 100083 China）

Long horizontal well completion method and mulit-staged fracturing technology was applied in Daniu di Gas Field.Because of earlier crosslink of fracturing fluids in tube,it would generated higher friction pressure and shorter fracture length.Meanwhile,the formation would be polluted due to the incomplete gel breaking and residue.In order to improve the effects of the reservoir stimulation,this paper give a full evaluation on the fracturing fluids with the lab test.Based on the rheology test and gell breaking test,the optimization of the fracturing fluids has been made.The results found for the formation with temperature between 60 to 95℃,the fluid system has a good ability of anti-shear and prop-carrying.In addition,for long horizontal well,"capsule breaker+ammonium persulfate+low temperature activator"was recommended.And the optimized system could meet the requirements on the field.

fracturing fluids;.long horizontal well;lab evaluation;fluids system optimization;gell breaking

TE39

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170253

2016-10-20

刘善勇（1987-），男，博士研究生，从事储层改造技术和岩石力学相关研究。