段志英 (吐哈油田公司工程技術(shù)研究院)

國(guó)外高密度壓裂液技術(shù)新進(jìn)展

段志英 (吐哈油田公司工程技術(shù)研究院)

隨著世界石油工業(yè)形勢(shì)日趨嚴(yán)峻,各類高壓、超深或致密的油氣藏亟待改造。由于施工時(shí)井口壓力較高,這些儲(chǔ)層的壓裂措施受到挑戰(zhàn)。常規(guī)壓裂液的密度較低,不能滿足施工的需要,通過(guò)加重壓裂液的方式降低井口施工壓力,成功地解決了難題。使用溴化鈉作加重劑的高密度壓裂液適于149℃以下儲(chǔ)層,羧甲基-羥丙基瓜爾膠體系可應(yīng)用于149℃以上儲(chǔ)層,根據(jù)不同儲(chǔ)層特征適當(dāng)調(diào)整壓裂液性能,就能滿足高壓、深井致密油藏的壓裂工藝要求。

高壓油藏 超深油藏 加重壓裂液

高壓深井儲(chǔ)層改造時(shí),由于施工時(shí)井口壓力較高,無(wú)法保證施工安全和措施效果,甚至利用目前的技術(shù)與裝備根本無(wú)法進(jìn)行施工作業(yè)。為了解決這一難題,提出加重壓裂液的思路。

地面最大井口壓力[1]由下面公式計(jì)算:

式中PW——井口壓力,MPa;

PB——井底破裂壓力,MPa;

PF——摩阻損失 (包括孔眼、管柱沿程), MPa;

PH——井筒液柱壓力,MPa。

這個(gè)公式表明增加液柱壓力,井口壓力會(huì)降低。因此,通過(guò)增加壓裂液的密度,即增加液柱壓力,可以降低井口施工壓力。

常規(guī)壓裂液的密度較低,一般為1.0×103～1.04×103kg/m3。近年來(lái)國(guó)內(nèi)外研究表明:采用鹽水加重壓裂液的方式可形成不同密度 (最大可達(dá)到1.70×103kg/m3)的配方[2-3],結(jié)合具體儲(chǔ)層特征適當(dāng)調(diào)整加重壓裂液的性能,就能滿足高壓、深井壓裂施工的工藝要求。

1 硼酸鹽交聯(lián)體系

墨西哥灣深度超過(guò)6 096 m的井?dāng)?shù)日益增多,由于壓力梯度和摩阻高,使用常規(guī)相對(duì)密度的壓裂液,井口壓力會(huì)超過(guò)裝備承壓上限,因此研制了使用溴化鈉作加重劑的硼酸鹽交聯(lián)體系,可獲得相對(duì)密度1.38的高密度壓裂液。該壓裂液曾用于溫度低于149℃的近海工作平臺(tái)的壓裂增產(chǎn)措施中[4]。

1.1 性能測(cè)試

圖1[4]例舉了用型號(hào)50的范氏黏度計(jì)模擬測(cè)試的剪切過(guò)程、溫度剖面和巖心滲透率恢復(fù)測(cè)試結(jié)果。實(shí)驗(yàn)表明,該壓裂液具有良好的耐溫、耐剪切性能,對(duì)儲(chǔ)層的傷害較低。動(dòng)態(tài)分析表明該壓裂液長(zhǎng)期滯留在地層也不會(huì)引起附加的傷害。

圖1 相對(duì)密度1.38硼酸鹽交聯(lián)體系的剪切測(cè)試和滲透率恢復(fù)測(cè)試結(jié)果

1.2 應(yīng)用情況

截至2008年7月,已有17次作業(yè)采用了該壓裂液體系,水深1 219～2 103 m,射孔段的測(cè)量深度7 620～8 534 m,實(shí)際垂深7 010～8 534 m,井底壓力131.0～136.5 MPa,井底溫度109～113℃,施工排量2.39～7.16 m3/min,一次泵注的支撐劑總量2.27×104～2.22×105kg。

高密度壓裂液實(shí)質(zhì)上就是減少了井口壓力,能降低 22%～39%,實(shí)際井口壓力 39.3～74.5 MPa。該壓裂液的摩阻相當(dāng)于1.04×103kg/m3壓裂液產(chǎn)生的摩阻[4]。

1.3 適應(yīng)性

該壓裂液在27℃下儲(chǔ)存3個(gè)月也能保持物理特性,不受損害或降解,作業(yè)后剩余的壓裂液可在下次施工時(shí)使用。

該壓裂液體系的質(zhì)量和穩(wěn)定性很大程度上取決于制備鹽水基液的鹽和水的質(zhì)量,混合過(guò)程要進(jìn)行嚴(yán)格的質(zhì)量控制。壓裂液體系適宜于149℃以下,對(duì)于溫度高于149℃的情況,體系不穩(wěn)定[4-5]。

2 羧甲基-羥丙基瓜爾膠體系

沙特阿拉伯國(guó)家石油公司和其他國(guó)際公司最近開(kāi)始在致密砂巖氣藏進(jìn)行積極的油氣勘探活動(dòng)。在大多數(shù)情況下,預(yù)期發(fā)現(xiàn)的致密天然氣產(chǎn)區(qū)深度都在6 096 m以下,極端的壓力和溫度條件實(shí)際上是此類儲(chǔ)層改造施工時(shí)遇到的主要挑戰(zhàn)之一,因此要求壓裂液在高溫條件下必須穩(wěn)定,產(chǎn)生的傷害最小,對(duì)支撐劑具有良好的輸送能力。

作為2008年第一季度參考的油氣勘探活動(dòng)的一部分,沙特阿拉伯國(guó)家石油公司在深的、陸上致密砂巖天然氣儲(chǔ)層進(jìn)行的一次壓裂增產(chǎn)措施遭到質(zhì)議。其儲(chǔ)層溫度和壓力條件 (191℃和 0.025 MPa/m,6 096 m)超過(guò)了現(xiàn)有設(shè)備能承受的工作壓力和壓裂液的應(yīng)用范圍。高密度鹽水已成功應(yīng)用在墨西哥灣深井壓裂填充中,然而還未曾應(yīng)用在致密氣藏。為了解決這個(gè)難題,提出研制一種新型高密度壓裂液。

在進(jìn)行了大量的實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)后,選擇相對(duì)密度1.48(1.47×103kg/m3NaBr)的濃鹽水作基液,用羧甲基-羥丙基瓜爾膠 (CMHPG)作稠化劑,加入酸性緩沖液促進(jìn)凝膠水化,完全水化后在基膠中加入高p H值調(diào)節(jié)劑。為了提高壓裂液的返排,要在基膠中加入非離子型表面活性劑,壓裂作業(yè)中為了高溫穩(wěn)定性還要加入穩(wěn)定劑。當(dāng)流體注入井下時(shí)再加入鋯交聯(lián)劑,如果還要延長(zhǎng)交聯(lián)時(shí)間,就需加入一種延遲劑。這種新型壓裂液體系在現(xiàn)場(chǎng)成功混合和泵注,通過(guò)降低地面井口壓力,使常規(guī)

103.4 MPa的設(shè)備在較低的功率下即可安全施工[5]。

2.1 性能測(cè)試

對(duì)制備的CMHPG壓裂液進(jìn)行了耐溫、耐剪切性能測(cè)試[5](圖2),結(jié)果表明性能良好。

圖2 相對(duì)密度1.48 CMHPG壓裂液的耐溫、耐剪切性能測(cè)試

表1[5]是該高密度壓裂液使用延遲劑時(shí)交聯(lián)時(shí)間的測(cè)試結(jié)果,增加延遲劑的用量會(huì)延長(zhǎng)交聯(lián)時(shí)間。

表1 CMHPG高密度壓裂液在27～77℃升溫下的交聯(lián)時(shí)間測(cè)試

2.2 應(yīng)用情況

探井SA-1是2008年第一季度完鉆的井,是使用CMHPG高密度壓裂液體系的最初候選井。Mid Qusaiba(Rhuddanian頁(yè)巖)是第二個(gè)目標(biāo),為了確定氣產(chǎn)量開(kāi)展了三次測(cè)試。從應(yīng)力剖面能推斷:射孔段顯示的平均應(yīng)力值是0.025 MPa/m,對(duì)應(yīng)的預(yù)測(cè)值是0.021 MPa/m。

考慮到6%KCl的普通壓裂液和特定的完井管柱 (內(nèi)徑3.92 in,1 in=25.4 mm,單孔完井)用于沙特阿拉伯致密砂巖,預(yù)期井口壓力將超過(guò)

89.6 MPa。對(duì)相同井筒結(jié)構(gòu)用1.47×103kg/m3NaBr加重的CMHPG壓裂液以1.59～4.77 m3/ min的排量泵注,會(huì)使井口工作壓力降至65.5～

79.3 MPa的范圍。圖3[5]比較了混合6%KCl的普通壓裂液和1.47×103kg/m3NaBr的CMHPG壓裂液的井口壓力。

圖3 6%KCl普通壓裂液和1.47×103kg/m3NaBr的CMHPG壓裂液井口壓力比較

在沙特阿拉伯,用常規(guī)6%KCl硼酸鹽交聯(lián)的壓裂液沒(méi)有可利用的壓裂設(shè)備。壓力限制排除了常規(guī)的壓裂液,證明使用高密度CMHPG壓裂液體系是正確的。

表2[5]表明這種新型壓裂液體系的摩阻壓力與常規(guī)壓裂液體系對(duì)應(yīng)的極為相似。

表2 摩阻壓力比較 (5 765.3 m單孔、內(nèi)徑3.92 in)

2.3 適應(yīng)性

該壓裂液體系的最終成膠質(zhì)量和穩(wěn)定性依賴于溴化鈉鹽的質(zhì)量和來(lái)源。為了確保壓裂液的質(zhì)量須制備鹽水溶液的鹽和水以及在混合過(guò)程中進(jìn)行嚴(yán)格的質(zhì)量控制。

利用溴化鈉的充足來(lái)源,該體系可以用淡水和油田水混合成不同密度值的液體,但不會(huì)影響最終的液體性能。

該體系應(yīng)用于149℃以上的高溫是穩(wěn)定的,但室內(nèi)試驗(yàn)表明:177℃以上的穩(wěn)定性需要增加稠化劑的用量來(lái)獲得,甚至可獲得更長(zhǎng)的穩(wěn)定性[5]。

3 結(jié)論

多井次的現(xiàn)場(chǎng)施工證實(shí),對(duì)于超深、高壓、致密等特殊儲(chǔ)層改造施工時(shí)井口壓力高的難題,壓裂液加重技術(shù)是目前行之有效的方法。壓裂液密度由溴化鈉鹽水提供,形成的硼酸鹽交聯(lián)體系適宜于149℃以下儲(chǔ)層;CMHPG體系可應(yīng)用于149℃以上的儲(chǔ)層。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明在地面和井下加重壓裂液體系性能良好。

[1]萬(wàn)仁溥,羅英俊.采油技術(shù)手冊(cè)(第九分冊(cè))[M].北京:石油工業(yè)出版社,1998:161-165.

[2]中國(guó)石油油氣藏改造重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室.2004油氣藏改造技術(shù)新進(jìn)展[M].北京:石油工業(yè)出版社,2004:534-603.

[3]周福建,練以鋒,楊賢友,等.中高密度黏彈性表面活性劑壓裂液的研制與應(yīng)用[J].油田化學(xué),2005,22(2):136 -139.

[4]Rivas,L,et al.Development and use of a high density fracturing fluid in deep water gulf of Mexico frac and packs[J].SPE 116007.presented atthe 2008 SPE Annual Technical Conference and Exhibition,Denver, Colorado,2008.

[5]Kirk M,Bartko,et al.First application of high density fracturing fluid to stimulate a high-pressure and high temperature tight gas producer sandstone formation ofSaudi Arabia[J].SaudiAramco Journal of Technology,SPRING,2009:17-23.

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.6.008

2009-06-18)