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        高溫壓裂液體系研發(fā)及在海上氣田的應(yīng)用

        2013-09-20 08:13:42鮑文輝王杏尊郭布民彭雪飛蔡依娜
        斷塊油氣田 2013年6期
        關(guān)鍵詞:膠劑破膠交聯(lián)劑

        鮑文輝,王杏尊,郭布民,彭雪飛,蔡依娜

        (中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院,天津 300451)

        海上低滲油氣藏埋藏深,儲(chǔ)層溫度高達(dá)160℃,若采用壓裂增產(chǎn)措施,需要與地層條件相適應(yīng)的高溫壓裂液體系,而國內(nèi)目前使用的高溫壓裂液適用溫度一般低于150℃[1-13]。本文篩選了高溫壓裂液體系中的關(guān)鍵添加劑(溫度穩(wěn)定劑和高溫延遲交聯(lián)劑),研制出一套耐溫160℃的高溫壓裂液體系。該體系通過優(yōu)化破膠技術(shù),可在3 h內(nèi)破膠,現(xiàn)場應(yīng)用增產(chǎn)效果明顯。

        1 實(shí)驗(yàn)材料及儀器

        實(shí)驗(yàn)材料:溫度穩(wěn)定劑WJ-1和XT-40,稠化劑,pH調(diào)節(jié)劑,高溫延遲交聯(lián)劑。

        實(shí)驗(yàn)儀器:哈克RS6000旋轉(zhuǎn)黏度計(jì),ZNN-D6型六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)。

        2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及討論

        2.1 溫度穩(wěn)定劑的確定

        對于高溫壓裂液體系來說,溫度穩(wěn)定劑是必不可少的,主要是由于胍膠分子中含有縮醛基,在有溶解氧存在的情況下很容易被氧化降解,使得體系黏度大大降低,失去攜砂能力[14]。溫度穩(wěn)定劑能去除壓裂液中的溶解氧,抑制高溫條件下氧化作用對植物膠長鏈的降解,使得壓裂液體系在高溫下仍能保持較高的黏度,從而提高壓裂液體系的耐溫性能。

        在2種溫度穩(wěn)定劑中進(jìn)行優(yōu)選,配方為:0.55%稠化劑+1% 溫度穩(wěn)定劑(WJ-1或XT-40)+0.1%pH調(diào)節(jié)劑+0.4%高溫延遲交聯(lián)劑。從圖1可以看出,XT-40溫度穩(wěn)定劑在剪切之后黏度最高,耐溫耐剪切性能最好,因此選為本配方的溫度穩(wěn)定劑。

        圖1 溫度穩(wěn)定劑性能對比

        2.2 高溫延遲交聯(lián)劑的確定

        高溫延遲交聯(lián)劑能夠保證壓裂液體系具有很好的耐高溫及耐剪切能力,并且可以降低施工摩阻。傳統(tǒng)的有機(jī)硼交聯(lián)壓裂液僅適用于溫度低于150℃的地層,而通過向有機(jī)硼中加入鋯鹽,則可提高壓裂液體系的耐高溫能力[14]。壓裂液配方為:0.55%稠化劑+0.12%pH調(diào)節(jié)劑+1%溫度穩(wěn)定劑+其他添加劑+0.4%高溫延遲交聯(lián)劑,延遲交聯(lián)時(shí)間可控制在2~5 min以內(nèi)。

        2.3 壓裂液體系耐溫性實(shí)驗(yàn)

        依據(jù)文獻(xiàn)[15]所述方法,采用RS6000流變儀在170 s-1,160℃條件下,對優(yōu)選的壓裂液配方進(jìn)行耐溫性能實(shí)驗(yàn)(見圖2)。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知:升溫過程中,該壓裂液體系在110~130℃時(shí)發(fā)生二次交聯(lián);在160℃下剪切2 h后,體系黏度仍然保持在80 mPa·s以上,完全滿足現(xiàn)場壓裂施工要求。

        圖2 壓裂液黏度在升溫過程的變化曲線

        2.4 破膠劑加量的確定

        海上氣田壓裂作業(yè)日均費(fèi)用高,要求壓裂作業(yè)時(shí)間短,因而需要研究出壓裂液快速破膠技術(shù),減少壓后關(guān)井時(shí)間及返排時(shí)間,降低破膠液對儲(chǔ)層的污染。根據(jù)壓裂施工井下壓力數(shù)據(jù)可知,壓裂施工后井底溫度一般為50~70℃,壓后關(guān)井1 h,溫度將恢復(fù)到90℃左右。室內(nèi)評價(jià)了高溫壓裂液體系在90℃、不同加量的破膠劑(過硫酸銨)條件下的破膠時(shí)間,結(jié)果見表1。

        表1 壓裂液體系破膠實(shí)驗(yàn)結(jié)果

        根據(jù)表1的實(shí)驗(yàn)結(jié)果,結(jié)合現(xiàn)場施工經(jīng)驗(yàn),將壓裂施工中、后期的破膠劑加量確定為0.04%~0.20%,即可保證壓后關(guān)井3 h內(nèi)壓裂液凍膠破膠徹底。

        3 現(xiàn)場應(yīng)用

        HY2井儲(chǔ)層埋深近4 000 m,地層溫度達(dá)到158℃,測井解釋孔隙度10.4%,滲透率2.1×10-3μm2,地層厚度15 m,壓裂層段附近煤層發(fā)育,固井質(zhì)量差,壓裂改造難度大。

        3.1 施工情況

        施工要求:1)采用延遲交聯(lián)技術(shù),將延遲交聯(lián)時(shí)間控制在4 min左右,減少井筒摩阻,提高壓裂泵水馬力利用率。2)前置液階段加入膠囊破膠劑,中后期攜砂液楔形追加過硫酸銨破膠劑,過硫酸銨加量為0.04%~0.20%,保證壓后關(guān)井3 h壓裂液凍膠破膠徹底。3)嚴(yán)格控制平臺(tái)泥漿池清洗及配液用水質(zhì)量,根據(jù)海上作業(yè)特點(diǎn),優(yōu)化壓裂液配制方案,減少配液時(shí)間,確保壓裂液性能優(yōu)良。4)壓裂液配制完成后,檢測壓裂液基液性能,確保壓裂液攜砂性能滿足施工要求。5)施工過程中,定時(shí)從混砂撬攪拌罐中取樣并檢測壓裂液性能,根據(jù)檢測結(jié)果及時(shí)調(diào)整交聯(lián)比和破膠劑加量,保證壓裂液性能滿足攜砂和破膠需求。

        設(shè)計(jì)參數(shù):前置液量120 m3,攜砂液量183 m3,加砂量 35 m3,排量3.5 m3/min,平均砂比 19.1%,最高砂比40.0%。施工過程中,除了前置液量比設(shè)計(jì)值高出10 m3外,其余參數(shù)均與設(shè)計(jì)值高度吻合。

        壓裂過程中,當(dāng)排量為3.5 m3/min時(shí),油壓上升到61 MPa后迅速降到56 MPa,地層出現(xiàn)破裂特征。加砂階段,排量維持在3.5 m3/min,壓力在51~58 MPa范圍內(nèi)波動(dòng)。

        3.2 壓后效果

        壓裂施工后關(guān)井3 h,等待壓裂液破膠。自噴排液,且排液速度很快,45 h內(nèi)累計(jì)排液334.5 m3,壓裂液返排率達(dá)到85.5%,返排液黏度為3 mPa·s,說明壓裂液破膠徹底。改造前測試產(chǎn)氣量為1 000 m3/d,改造后為95 955 m3/d,達(dá)到了改造儲(chǔ)層的目的。

        4 結(jié)論

        1)研制的耐高溫、延遲交聯(lián)壓裂液體系,延遲交聯(lián)時(shí)間可控制在2~5 min,破膠時(shí)間小于3 h;160℃條件下剪切2 h后,黏度保持在80 mPa·s以上,完全滿足現(xiàn)場壓裂施工要求。

        2)高溫壓裂液體系在海上高溫深井HY2井壓裂施工中得到成功應(yīng)用,取得了良好的壓裂效果。

        3)隨著海上勘探開發(fā)的深入,需要研究耐溫性能更強(qiáng)的超高溫壓裂液體系。

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