非常规多目标储层压裂液适应性研究

李 梦，陈 磊，鲍文辉，赵 健，申金伟，孙厚台，许田鹏

（中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459）

鄂尔多斯盆地东缘神府-临兴区块在含煤岩系中，除赋存有丰富的煤层气资源外，在煤层顶底板围岩中往往共生有丰富的页岩气、致密砂岩气资源，同样具有巨大开发潜力。为了提高资源采收率，低成本、高效益开采非常规天然气资源，实现经济规模化开发，需要进行煤层气、页岩气、致密砂岩气等多目标层合采，即致密砂岩气、煤层气、页岩气合层压裂[1，2]。由于致密砂岩气、煤层气、页岩气三者的储层物性、裂缝形态、增产机理、伤害机理等存在较大区别，在压裂合采过程中，压裂液的选择要同时考虑施工成功率和储层的保护。

1 多目标储层特征及难点

在鄂尔多斯盆地东缘临兴区块含煤岩系中，在埋深1 500～2 000 m 处，广覆式生烃的煤系烃源岩与大面积分布的致密砂岩储集层、煤储层及泥岩储层相互叠置[3]，形成了煤层气、页岩气、致密气“三气”共存的气藏特征。

1.1 煤层气

在储层内，山西组的4+5 号煤层和太原组8+9 号煤为区内主力煤层，4+5 号煤层，平均孔隙度为4.53%，平均渗透率为0.28×10-3μm2；8+9 号煤平均孔隙度为4.45%，平均渗透率为0.298×10-3μm2，煤岩物性较好[4，5]。但由于煤储层具有松软、割理发育、表面积大、吸附性强、压力低等与油藏储层不同的特性，容易引起施工压力高、裂缝系统复杂、易砂堵、支撑剂嵌入、压裂液的返排率低及煤粉堵塞等问题。煤层气压裂工艺一般通过大排量形成缝网达到增产的目的，目前常用的煤层气压裂液有活性水压裂液、线性胶压裂液、交联冻胶压裂液、清洁压裂液和泡沫压裂液等类型[6]。

1.2 页岩气

临兴区块上古生代发育了太原组和山西组两套泥页岩地层，山西组泥页岩总有机碳含量范围1.13%～8.62%，平均值3.91%，有机质成熟度1.28～1.60；太原组泥页岩总有机碳含量范围1.15%～40.81%，平均值13.94%，有机质成熟度0.93～1.78，显示出具有较高的页岩气资源潜力[7]。

页岩气储层伤害机理与常规天然气的不同，页岩的敏感性矿物、物性及孔隙结构、岩石润湿性和含水饱和度等特征都存在特殊性，压裂液对页岩的伤害除固相和液相伤害外，还存在页岩自吸和软化带来的伤害[8]。页岩气压裂工艺采用水平井分段压裂，并以大排量形成缝网实现增产。目前页岩气压裂开发中的压裂液体系分为以滑溜水、清洁压裂液和纤维素压裂液为主的水基压裂液以及高压CO2和N2为注入气体的泡沫压裂液[9]，尤其以滑溜水应用最为广泛。

1.3 致密砂岩气

煤系致密砂岩以岩屑砂岩为主，其次为岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩：山西组致密砂岩储层长石含量较高，以岩屑砂岩为主，其次为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，少量岩屑石英砂岩；太原组致密砂岩储层长石含量明显减少，主要为岩屑砂岩，岩屑石英砂岩次之[4]。储集层的孔隙度和渗透率均较低，孔隙度主要分布在2%～10%，渗透率主要分布在0～0.5 mD，属于典型的致密砂岩[7]。致密气储层以低孔、低渗、低温的特征为主，孔喉堵塞、水锁伤害、黏土膨胀等是造成储层伤害的主要因素[10，11]。目前致密砂岩主要采用低伤害的冻胶压裂液，施工工艺采用小排量、高砂比形成长裂缝。

2 压裂液适应性研究

通过对煤层气、致密砂岩气、页岩气三类储层特征的分析，选取了活性水、滑溜水、线性胶、清洁压裂液和冻胶压裂液5 种压裂液体系，通过增黏、携砂、破胶和储层保护性能的研究，优选出适合多目标储层的压裂液。5 种压裂液配方如下：

1#（活性水）：水+2%KCl+助排剂；

2#（滑溜水）：2%KCl+0.2%减阻剂+0.5%助排剂；

3#（线性胶）：0.25%HPG+2%KCl+0.5%助排剂；

4#（清洁压裂液）：2%KCl+1.5%主剂+0.8%交联剂；

5#（冻胶压裂液）：2%KCl+0.3%HPG+0.5%助排剂+0.2%低温活化剂+0.05%杀菌剂+0.3%交联剂。

2.1 增黏性能

用黏度计测试5 种压裂液在50 ℃下的黏度，测试结果（见表1）。从表1 可知，1#活性水黏度最小，5#冻胶压裂液的黏度最高。从不同压裂液携砂原理分析，1#活性水压裂液小，液体造缝效率低，主要通过大排量增压造缝，其施工砂比一般10%左右；2#和3#压裂液具有较小的黏度，由于其具有较好降阻效果，主要是通过大排量造缝和携砂，其施工最高砂比较低，一般不超过30%；4#清洁压裂液具有较强的黏弹性，其造缝效率较高，并通过黏弹性携砂，其施工最高砂比可达40%；5#冻胶压裂液通过高黏度造缝和携砂，可实现小排量大砂比，最高砂比可超过60%。

表1 压裂液黏度测试数据

2.2 携砂能力

参照行业标准《砾石充填防砂水基携砂液性能评价方法》的实验方法，通过测试20/40 目陶粒在压裂液中的沉降速度表征压裂液的携砂能力，测试结果（见表2）。从表2 可知，1#到3#压裂液随着黏度的增加，陶粒沉降速度降低，有利于压裂液更好的携砂；4#与5#压裂液相比，冻胶压裂液中陶粒沉降速度更低，说明5#压裂液携砂能力更强。

表2 压裂液携砂能力测试数据

2.3 破胶性能

在50 ℃下，5 种压裂液加入破胶剂破胶4 h，测试破胶的黏度和残渣含量，测试结果（见表3）。1#活性水没有大分子添加剂，无需破胶。2#和3#添加了少量的高分子聚合物，破胶后破胶液黏度低，残渣含量少。4#清洁压裂液选用清水破胶，破胶液黏度低，残渣含量小，但煤层气、页岩气、致密气均属于气藏，无法提供大量地层水用于破胶，所以现场破胶存在困难。5#冻胶压裂液加破胶液后破胶液黏度和残渣含量均高于其他压裂液，这是由于破胶液含有交联剂，仍可与胍胶大分子交联形成残胶，导致破胶液黏度和残渣含量升高，因此对非常规低孔、低渗储层造成的伤害不可忽视。

表3 压裂液破胶性能数据

2.4 储层保护性能

以氮气为流动介质，测试压裂液破胶液对不同储层岩心基质渗透率损害率，实验结果（见表4）。从表4分析可知，1#活性水对三种岩心的损害率最低，活性水中不含聚合物大分子，不存在固相堵塞伤害，其伤害主要来源于水敏和水锁伤害。2#与3#压裂液相比，2#压裂液对三种岩性的损害率小于3#，3#压裂液的稠化剂为HPG，本身存在少量水不溶物，破胶后残渣含量高于2#压裂液，其造成固相堵塞伤害就越高。4#清洁压裂液破胶后变成小分子表面活性剂，基本无固相堵塞伤害，其对三种岩性的损害率略高于1#活性水压裂液。5#冻胶压裂液的损害率大大高于其他压裂液，其主要原因是破胶液中存在大量的大分子和残胶，其带来较高的固相伤害，致使其损害率较高。

表4 岩心基质渗透率损害率

根据储层改造工艺分析，多目标储层改造以致密砂岩为主，煤层气和页岩气为辅，施工排量6～8 m3/min，设计最高砂比35%。综合上述压裂液性能评价结果，1#活性水和2#滑溜水压裂液黏度低，携砂能力差，只适用于大排量、低砂比压裂施工工艺；4#清洁压裂液的携砂能力强、储层伤害小，但对于非常规气藏压裂，难以提供大量地层水用于破胶，存在破胶困难的问题，不适用于非常规储层压裂；5#冻胶压裂液携砂能力强，但其破胶液残渣含量高、岩心损害率大，对储层污染大，可能会影响后期产量；3#线性胶压裂液的携砂能力、残渣含量、岩心损害率性能较为均衡，其性能满足深部（1 500～2 000 m）非常规多目标储层压裂改造对排量和砂比的要求[12]。

3 结论

（1）通过分析煤层气、致密砂岩气、页岩气三类目标储层特征，不同储层增产机理、伤害机理和施工工艺存在较大差异，因此压裂液选择时重点考虑施工工艺和储层伤害。

（2）通过对比5 种水基压裂液，活性水和滑溜水压裂液黏度低、携砂能力差，适用于大排量、低砂比压裂施工工艺；清洁压裂液存在破胶困难的问题，不适用于非常规储层压裂；冻胶压裂液破胶液残渣含量高、岩心损害率大，对储层污染大。所以，针对煤层气、致密砂岩气、页岩气三类目标储层合层压裂，推荐线性胶压裂液，其具有一定的携砂能力、残渣含量低、储层伤害较小的优点，满足深部（1 500～2 000 m）非常规多目标储层压裂改造对较大排量和较高砂比的要求。