延长气田微弱伤害胍胶压裂液体系的研究应用

王 帅，谢 元，周 渝，沈燕宾，王 佳，许 磊，路建萍

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司，陕西延安 716000；2.陕西省石油化工研究设计院，陕西西安 710054；3.陕西省石油精细化学品重点实验室，陕西西安 710054）

随着油气资源的勘探及开发，低渗透储层所占比例越来越大，其增产必然是未来油气田增产的重要方向[1，2]。由于低渗透油气储层存在着启动压力大、渗流阻力大、非均质性强的特征，加之敏感性等因素增加了低渗透油气藏开采的难度[3-5]，而施工过程不可避免造成对储层的伤害，造成产气效果的下降，因此需要从多个方面对其进行研究尽可能降低各个环节对储层造成的伤害。延长气田储层存在水敏性，其渗透率主要分布在（0.1～0.5）×10-3μm2，孔隙度主要分布在4 %～12 %，属于低孔低渗储层，且存在黏土矿物、硅质和碳酸盐胶结物，因此需要通过合理措施降低施工过程对储层的伤害，才能有效缓解对产气带来的不利影响[6-9]。

本研究针对延长气田深井（＞3 800 m）低渗透油气储层，开发了微弱伤害胍胶压裂液体系，该体系具有良好的流变性能，对储层具有良好的保护作用，可有效提升产气效果，实现降本增效的企业理念。

1 压裂液体系研究

目前延长气田胍胶压裂液体系采用的胍胶浓度为0.40 %～0.55 %，对于储层深度大于3 500 m 的深井均采用0.50 %～0.55 %的胍胶压裂液体系，该体系虽然具有较好的悬砂性能及流变性能，但是具有残渣高，对地层伤害较高的特点，需要对体系进行改进研究。针对目前存在问题，主要从胍胶浓度、交联剂性能、水质、破胶剂性能4 个方面进行改进，由于所需研究的井深度均大于3 800 m，因此胍胶浓度采用了0.35 %，压裂液体系为：0.35 %胍胶+0.50 %黏土稳定剂+0.50 %起泡助排剂+0.15 %温度稳定剂+0.14 %Na2CO3+0.10 %杀菌剂+0.015 %压裂专用螯合剂+（0.10 %～0.25 %）交联剂。体系中交联剂采用了专利产品[10]，破胶剂采用了尾追专利产品高分子断裂催化剂[11]的方式，该体系具有流变性能好，耐高温、耐剪切，破胶残渣低的特点，具有良好的应用前景。

1.1 压裂液体系耐温耐剪切性能及悬砂性能研究

1.1.1 压裂液体系耐温耐剪切性能研究 针对储层较深的特点，压裂液体系关键性指标是在高温情况下的性能，本研究测试了压裂液体系在130 ℃条件下的耐温耐剪切性能，其流变图谱（见图1）。

图1 压裂液体系的耐温耐剪切曲线

从图1 曲线可以看出体系具有较好的性能，体系经过120 min 剪切后黏度维持在100 mPa·s 左右，因此压裂液体系可完全满足130 ℃储层的要求，实际施工过程中前置液可以使地层温度得到一定程度的降低，伴注的液氮进一步降低了地层的温度，故能完全满足压裂现场要求。

表1 压裂体系悬砂时间研究

1.1.2 压裂液体系悬砂性能研究 对压裂液体系而言，其悬砂性能是体系的关键，也决定了压裂施工的成败，为了确定体系的悬砂能力，在90 ℃水浴中进行了沉降速度测定，实验数据（见表1）。

由表1 数据可以看出该体系具有良好的悬砂性能，其沉降速度达0.008 37 cm/s，而目前常规体系沉降速度约为0.03 cm/s，远高于微弱伤害胍胶压裂液体系，因此从沉降速度可以看出压裂体系完全满足现场应用。

1.2 破胶性能研究

针对目前压裂施工过程采用胶囊破胶剂及过硫酸铵，由于过硫酸铵的使用导致压裂液进入地层后生成硫酸根，从而与地层水中的钙、镁、钡、锶反应生成沉淀对地层造成伤害，影响产气效果，其加入量越低越好。由于过硫酸铵在施工中主要是通过追加进行，因此本研究采用了专利产品高分子断裂催化剂进行了研究，其实验数据（见图2）。

由实验数据可以看出采用高分子断裂催化剂后，当其浓度达到300 mg/L 时即可实现良好的破胶，其破胶后黏度为3.7 mPa·s，破胶后残渣为58 mg/L，破胶可在半小时内彻底完成，具有破胶彻底，破胶残渣低，破胶速度快的特点，因此该体系可以实现对储层微弱伤害的性能。

图2 压裂液破胶黏度变化图

1.3 地层水质研究

地层水具有矿化度高的特征，当压裂液进入地层改变了原有的平衡状态容易发生沉淀、结垢等特征，从而伤害储层，本研究调查了10 口井的地层水质，化验分析结果（见表2）。

由表2 数据可以看出地层水中Ca2+、Mg2+的含量较高，部分地层水中含有Ba2+、Sr2+、SO42-，矿化度从几十克每升到几百克每升，当工作液进入地层后原有平衡体系破坏后容易形成结垢。依据《油田水结垢趋势预测》（SY/T 0600-1997）进行分析预测，发现有CaCO3结垢趋势，加之压裂液体系中破胶剂过硫酸铵的使用会生成硫酸盐结垢，进一步对储层造成了伤害，为减轻对储层的伤害，本研究通过添加压裂专用螯合剂以降低其阻垢趋势及沉淀物的生成，实验条件为在90 ℃条件下用地层水与压裂用水混合，然后通过微滤膜过滤观察生产结垢量，实验数据（见图3）。

表2 延长气田地层水化验分析数据表

图3 地层水与压裂用水结垢实验图

由实验结果可知压裂专用螯合剂添加量达到0.015 %时地层水与压裂液结垢质量达到了最低值，因此压裂专用螯合剂合适的添加量为0.015 %。1.4 压裂液体系对岩心伤害性研究

针对储层特征进行研究，最终确定的压裂液体系为：0.35 %胍胶+0.50 %黏土稳定剂+0.50 %起泡助排剂+0.15 %温度稳定剂+0.14 %Na2CO3+0.10 %杀菌剂+0.015 %压裂专用螯合剂+（0.10 %～0.25 %）交联剂，交联剂采用的是自主研发的专利产品[10]，破胶剂采用胶囊破胶剂及高分子断裂催化剂，为研究该体系对岩心的伤害情况，将其与常规胍胶压裂液的伤害性能进行对比研究，研究方法根据标准“水基压裂液性能评价方法（SY 5107-2005）”，实验数据（见表3）。

由表3 实验数据可以看出微弱伤害胍胶压裂液体系对岩心的伤害率仅为11.60 %，常规胍胶压裂液体系的伤害率为28.90 %，伤害率下降率为59.87 %，因此其对储层具有较低的伤害性。

表3 岩心伤害率对比

表4 1＃、2＃井现场施工数据统计

图4 1＃井现场施工图谱

图5 2＃井现场施工图谱

2 现场应用

对研究的压裂液体系进行现场施工应用，该体系在现场均按照设计顺利施工，选其中4 口代表井进行统计研究，其数据统计（见表4），对其中2 口进行分析，施工图谱（见图4、图5）。

由表4 中数据可以看出体系均能按照设计100 %完成加砂任务，平均砂比最高可达21.5 %，射孔段最深达到了4 068 m，对应的地层温度达到了133 ℃，由图4、图5 可以看出施工压力平稳，且1＃井、2＃井施工压力均维持在65 MPa 以下，表明该体系能具有良好的施工性能，可实现延长气田深井压裂应用。

3 产气效果

选择与施工井同层位的邻井进行返排效果及产气效果对比，生产数据（见表5）。

由表5 数据可以看出采用微弱伤害胍胶压裂液体系返排率均高于邻井，其产气效果提升明显，产气提升量最低保持在0.196 2×104m3/d，提升率最低达到了35.09 %，胍胶用量则降低了30 %以上，因此该体系具有较好的压裂效果及经济价值。

4 总结

（1）本次开发的压裂液体系配方为：0.35 %胍胶+0.50 %黏土稳定剂+0.50 %起泡助排剂+0.15 %温度稳定剂+0.14 %Na2CO3+0.10 %杀菌剂+0.015 %压裂专用螯合剂，交联剂采用专利产品，常规压裂施工追加的过硫酸铵采用高分子断裂催化剂替代。

表5 1＃、2＃井与邻井产气效果对比表

（2）压裂液体系在130 ℃具有良好的耐温耐剪切性能，剪切120 min 后黏度维持在100 mPa·s 左右，90 ℃悬砂沉降速度为0.008 37 cm/s，悬砂性能大幅度提升。

（3）胍胶用量降低率大于30 %，储层伤害率下降值为59.87 %。经过现场应用表明在133 ℃的地层温度下体系仍具有较好性能，加砂量可按设计要求顺利完成，平均砂比达到了21.5 %。

（4）压裂液体系具有顺利施工，施工压力平稳，返排率、产气效果提升明显的优势，产气提升量最低达到0.196 2×104m3/d，提升率达到了35.09 %，该体系具有较好的应用性能及经济价值，具有良好的实现降本增效作用。