宋金旺，張志升，薛 濤

（延長油田股份有限公司杏子川采油廠，陜西志丹716000）

杏子川油田長2、長6儲層壓裂液配方優(yōu)化研究

宋金旺，張志升，薛 濤

（延長油田股份有限公司杏子川采油廠，陜西志丹716000）

對研究區(qū)塊現(xiàn)行壓裂液配方進(jìn)行了系統(tǒng)的性能評價，主要存在著壓裂液破膠不徹底、返排困難，巖心傷害大等缺點(diǎn)。本文結(jié)合儲層地質(zhì)情況，分別優(yōu)化出了適應(yīng)于研究區(qū)塊的長2、長6儲層的壓裂液配方，并對優(yōu)化后的體系進(jìn)行了系統(tǒng)科學(xué)的性能評價。優(yōu)化后的體系，凍膠破膠粘度小于5 mPa·s，表面張力小于28 mN/m，界面張力1 mN/m，巖心傷害率小于30％，屬于低傷害壓裂液，可以更好的為實(shí)際生產(chǎn)服務(wù)。

壓裂液配方；儲層地質(zhì)；低傷害壓裂液

安塞油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中段，經(jīng)過二十多年的勘探開發(fā)，主力開發(fā)層位為長2、長6油層，局部發(fā)育長4＋5油層，長2油層平均埋深850～1100m，長6油層平均埋深1300～1500 m［1］。

研究區(qū)塊巖芯分析資料表明，儲層孔隙類型是以原生粒間孔、濁沸石溶孔、長石溶孔為主，屬低孔滲性砂巖儲層，屬低滲、低壓、低產(chǎn)的“三低”油藏［2］。油井常規(guī)鉆井無初產(chǎn)，需要通過壓裂工藝改造儲層性能，增大孔滲性，以獲得高產(chǎn)的工業(yè)油流。

1 壓裂液添加劑單項(xiàng)指標(biāo)評價

壓裂液性能的好壞直接影響到壓裂施工作業(yè)的成敗。但選擇合適的壓裂液體系，減少壓裂液對儲層的傷害是提高單井產(chǎn)量的關(guān)鍵技術(shù)之一［3］。水基壓裂液的化學(xué)添加劑成分很多，主要有稠化劑、交聯(lián)劑、破膠劑。此外，為改善壓裂液的各種性能指標(biāo)還需加防粘土膨脹劑、破乳劑、低溫激活劑等多種化學(xué)添加劑。因此，正確評價壓裂液各添加劑的性能，分析其對儲層的潛在損害，對于保證壓裂施工效果具有重要意義。

對從研究區(qū)塊取回的現(xiàn)用壓裂液添加劑樣品（見表1），室內(nèi)依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5107－ 2005《水基壓裂液性能評價方法》、SY/T5764－2007《壓裂用植物膠通用技術(shù)要求》等相關(guān)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)和企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，對壓裂液添加劑進(jìn)行了單項(xiàng)性能評價。

室內(nèi)檢測結(jié)果表明，現(xiàn)用的壓裂液添加劑的性能符合壓裂施工要求。

表1 現(xiàn)用壓裂液添加劑樣品信息表

2 水質(zhì)分析

室內(nèi)參照中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5523—2002《油氣田水分析方法》，對研究區(qū)塊現(xiàn)場水樣進(jìn)行了分析，結(jié)果見表2。水質(zhì)分析結(jié)果表明，地層水為CaCl2水型，配液用水中含有SO42－，配伍性較差，有產(chǎn)生硫酸鹽垢的趨勢。這就要求壓裂液施工結(jié)束后快速返排，避免生成硫酸鹽垢堵塞儲層，引起二次傷害。

表2 水樣分析結(jié)果

3 支撐劑和原配方性能評價

支撐劑是水力壓裂時，壓開地層裂縫后，用來支撐裂縫阻止裂縫重新閉合的一種固體顆粒。它的作用是在裂縫中鋪置排列后形成支撐裂縫，從而在儲集層中形成遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于儲集層滲透率的導(dǎo)流裂縫帶，使流體在支撐劑中有較高的流通性，達(dá)到增產(chǎn)、增注的目的。支撐劑通常分為天然和人造兩大類。

3.1 常規(guī)性能評價

石英砂礦物組分以石英為主。壓裂用石英砂石英含量在80％左右，伴有少量長石、燧石和其他噴出巖、變質(zhì)巖等巖屑。一般石英砂的視密度2.65 g/cm3，體積密度1.70 g/cm3，承壓20～34 MPa。

室內(nèi)參照中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5108—2006《壓裂支撐劑性能指標(biāo)及測試推薦方法》，對石英砂支撐劑（20/40目）的常規(guī)性能進(jìn)行評價，滿足壓裂支撐劑的要求。

3.2 導(dǎo)流能力評價

支撐裂縫的導(dǎo)流能力是指裂縫傳導(dǎo)儲集層流體的能力。影響支撐劑導(dǎo)流能力的因素有支撐劑的物理性質(zhì)、支撐裂縫承受的作用力、支撐劑的鋪置濃度，以及支撐劑對巖石的嵌入、承壓時間和壓裂液的傷害等因素。

支撐劑的物理性能包括粒徑、圓球度、強(qiáng)度、濁度、酸溶解度、密度，其中對裂縫導(dǎo)流能力影響比較敏感的主要是粒徑、圓球度、強(qiáng)度。

①粒徑大小及其均勻程度影響著支撐裂縫的孔隙度和滲透率。在低閉合壓力，大粒徑支撐劑可提供高導(dǎo)流能力，但輸送比較困難，要求裂縫有足夠的動態(tài)寬度。粒徑相對集中，比較均勻的支撐劑具有高的導(dǎo)流能力。

②圓球度好的支撐劑能承受高的閉合壓力。

③破碎率低，導(dǎo)流能力高，所以通常根據(jù)支撐劑的破碎率選擇支撐劑。

室內(nèi)參照中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T6302—2009《壓裂支撐劑充填層短期導(dǎo)流能力評價推薦方法》，對石英砂支撐劑（20/40目）的導(dǎo)流性能進(jìn)行了評價，一般認(rèn)為30 MPa下，導(dǎo)流能力大于30μm2·cm的石英砂為合格品。

3.3 原配方性能評價

研究區(qū)塊共使用配方兩套，室內(nèi)根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5107－2005《水基壓裂液性能評價方法》，對壓裂液體系進(jìn)行了評價。

壓裂液評價結(jié)果表明，在低溫（30℃）情況下，1＃配方，在30℃時，破膠劑過硫酸銨加量為0.08％（8/萬），120 min后破膠液的粘度仍大于9 mPa·s。凍膠不破膠或破膠緩慢，一方面在裂縫壁面上形成的濾餅厚而致密，同時在后期排液時由于凍膠破膠不徹底，會引起近井地帶沙床的運(yùn)移。需對壓裂液體系進(jìn)行優(yōu)化。

3.4 壓裂液體系優(yōu)化及評價

在滿足了各添加劑配伍性良好的基礎(chǔ)上，確定一個基礎(chǔ)配方，并對其進(jìn)行耐溫耐剪切、破膠及傷害等室內(nèi)研究和數(shù)據(jù)分析，進(jìn)而調(diào)整各添加劑的用量，以更好地適應(yīng)壓裂工藝的要求。例如在壓裂施工過程中，由于壓裂液前置液的冷卻作用，使得地層溫度下降，這就需要增大破膠劑用量，來保證壓裂液的快速徹底破膠；但如果破膠劑的用量過大，將導(dǎo)致壓裂液粘度下降過快，又容易導(dǎo)致施工中砂堵事故發(fā)生。因此，在壓裂液體系優(yōu)化設(shè)計(jì)過程中對各種添加劑及其用量進(jìn)行優(yōu)選是非常必要的。

3.4.1 配方建立的依據(jù)

壓裂液體系選擇的基本依據(jù)是：①與油藏相配伍。壓裂液各種添加劑必須與儲層相配伍，以減少對儲層的損害；②滿足工藝要求，保證壓裂施工成功；③考慮溫度場及剪切速率場的影響。

3.4.2 配方優(yōu)化

依據(jù)上述壓裂液體系的評價結(jié)果，對1＃壓裂液體系進(jìn)行了優(yōu)化，并對優(yōu)化后的壓裂液體系進(jìn)行了綜合性能評價。

3.4.3 壓裂液濾失性能評價

室內(nèi)應(yīng)用GGS71－A型高溫高壓濾失儀在不同溫度下評價了2套體系凍膠在3.5 mPa壓差下的靜態(tài)濾失性能，結(jié)果見表3。優(yōu)化后的長2、長6兩套壓裂液體系的濾失性較低，滿足壓裂施工要求。

表3 靜態(tài)濾失性能評價結(jié)果

3.5 破膠液對巖心基質(zhì)滲透率的損害

在滿足了各添加劑配伍性良好的基礎(chǔ)上，確定一個基礎(chǔ)配方，并對其進(jìn)行耐溫耐剪切、破膠及傷害等室內(nèi)研究和數(shù)據(jù)分析，進(jìn)而調(diào)整各添加劑的用量，以更好地適應(yīng)壓裂工藝的要求。例如在壓裂施工過程中，由于壓裂液前置液的冷卻作用，使得地層溫度下降，這就需要增大破膠劑用量，來保證壓裂液的快速徹底破膠；但如果破膠劑的用量過大，將導(dǎo)致壓裂液粘度下降過快，又容易導(dǎo)致施工中砂堵事故發(fā)生。因此，在壓裂液體系優(yōu)化設(shè)計(jì)過程中對各種添加劑及其用量進(jìn)行優(yōu)選是非常必要的。

3.5.1 巖心氣體滲透率、孔隙度測試

依據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5336－2006《巖心常規(guī)分析方法》，測試了長2、長6儲層巖心樣品的氣體滲透率和孔隙度。

3.5.2 破膠液對巖心基質(zhì)滲透率的損害率測試

室內(nèi)使用美國TEMCO公司生產(chǎn)的酸化多功能巖心驅(qū)替模擬實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)測試了壓裂液破膠液對巖心基質(zhì)滲透率的損害率，試驗(yàn)步驟如下：

標(biāo)準(zhǔn)鹽水飽和→煤油正向驅(qū)替測試損害前巖心滲透率→反向破膠液驅(qū)替2倍孔隙體積，損害兩小時→煤油正向驅(qū)替，測試損害后巖心滲透率。試驗(yàn)測試結(jié)果表明，屬于低傷害壓裂液。

3.5.3 長2、長6儲層壓裂液配方

1＃壓裂液優(yōu)化（長2儲層）：

基液：0.30％胍膠＋0.3％助排劑＋0.3％粘土穩(wěn)定劑＋0.15％破乳劑＋0.05％殺菌劑＋0.1％低溫激活劑。

交聯(lián)劑：0.4％硼砂＋0.4％過硫酸銨（破膠劑）。

交聯(lián)比：100∶13。

2＃壓裂液（長6儲層）：

基液：0.35％胍膠＋0.3％助排劑＋0.3％粘土穩(wěn)定劑＋0.15％破乳劑＋0.05％殺菌劑。

交聯(lián)劑：0.4％硼砂＋0.4％過硫酸銨（破膠劑）。

交聯(lián)比：100∶10。

優(yōu)化后的壓裂液體系綜合性能測試結(jié)果表明，適合于安塞油田壓裂施工的要求。

4 結(jié)論

1）安塞油田目前所用壓裂液體系總體性能合格，壓裂液中添加劑之間配伍性良好。但其主要存在破膠困難，影響壓裂后入井液返排，有待進(jìn)一步優(yōu)化，以更好地滿足和適應(yīng)壓裂工藝的要求。

2）確定了杏子川采油廠優(yōu)化后的壓裂液配方。

3）破膠劑在加速凍膠壓裂液破膠水化的同時，也降低了壓裂液殘?jiān)?，對減輕巖芯滲透率傷害有一定的積極作用。優(yōu)化后的壓裂液配方破膠性能良好，破膠液粘度小于5.0 mPa·s。

4）優(yōu)化壓裂液體系具有良好的攜砂性、較低的濾失性和低的表界面張力，可以適應(yīng)不同排量、砂比的施工要求，滿足了壓裂現(xiàn)場應(yīng)用的技術(shù)要求。

5）從壓裂液室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和評價結(jié)果來看，優(yōu)化壓裂液體系殘?jiān)勘容^低，可提高壓裂液返排率。

6）建議破膠劑（過硫酸銨）在壓裂施工時現(xiàn)配，避免放置后有效濃度降低，影響破膠性能；水質(zhì)分析結(jié)果表明，配液用水與地層水配伍性差，這也要求壓裂后的入井液應(yīng)快速、徹底返排，以減小對儲層的二次傷害。

7）在壓裂施工現(xiàn)場，應(yīng)根據(jù)地面溫度的變化，適當(dāng)調(diào)整交聯(lián)比，確保交聯(lián)凍膠的粘度。

［1］黃祖仁.長慶安塞油田地質(zhì)志［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2002：39－48.

［2］宋凱，呂劍文.鄂爾多斯盆地中部上三疊統(tǒng)延長組物源方向分析與三角洲沉積體系［J］.古地理學(xué)報(bào)，2002，4（3）：59－65.

［3］張建國，李艷，于洪江.油層水配制壓裂液研究及性能評價［J］.西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2011，26（2）：60－63.

［責(zé)任編輯 李曉霞］

Optim ization for Fracturing Fluid Formulation of Chang 2，Chang 6 Reservoir in Xinzichuan Oilfield

SONG Jing-wang，ZHANG Zhi-sheng，XUE TAO
（Xinzichuan Production Plant，Yanchang Petroleum（group）Co.Ltd，Yanan 716000，China）

The performance evaluation system of the fracturing fluid formulation in study area was studied，there are mainly fracturing fluid gel breaking，flow back difficulties，disadvantages of core damage etc.This combination of reservoir geology，the optimum formula of fracturing fluid of Chang 2，Chang 6 reservoir is fit for the research to block，and the optimized system for the performance evaluation system of science.The optimized system，gel breaking down viscosity is less than 5 mPa·s，less than 28 mN/m，surface tension，interfacial tension of 1 mN/m，core damage rate is less than 30％，belong to low damage fracturing fluid，can be better for the actual production services.

fracturing fluid formulation；reservoir geological；low damage fracturing fluid

TE357.1＋2

A

1004－602X（2014）03－0099－04

10.13876/J.cnki.ydnse.2014.03.099

2014-08-10

宋金旺（1972—），男，陜西安塞人，延長油田工程師。