張虎賁

（勝利油田東勝集團股份公司，山東東營257000）

壓裂作為改造低滲透油藏的一項重要增產(chǎn)措施，其壓裂液的好壞直接影響著壓裂效果，是決定壓裂成功與否的關(guān)鍵之一［1－3］。對于不同的油藏條件，一種好的壓裂液，應(yīng)具有交聯(lián)比的范圍大、體系的黏度高、抗剪切能力強等特點，因此研究適合的壓裂液是十分必要的。其中油基壓裂液是研究最早的壓裂液體系，但其適用的油藏條件較窄，隨著壓裂技術(shù)的不斷進步，為了適應(yīng)不同的壓裂要求，經(jīng)過深入的探索和改進，水基壓裂液成為目前應(yīng)用最為廣泛的壓裂液體系。其中瓜膠壓裂液的研究最多，此類壓裂液能夠適用于地層溫度為100～150℃的高溫地層的要求，瓜膠壓裂液的研制成功，極大地促進了我國低滲透油藏壓裂技術(shù)的進步［4－5］，其中使用最多的增稠劑是羥丙基瓜膠，其特點是增稠能力強、容易交聯(lián)、性能穩(wěn)定［6］。壓裂液體系流變特性、耐溫能力以及剪切穩(wěn)定性等指標是證實壓裂液是否能起作用的關(guān)鍵，決定著壓裂效果、壓裂液的攜砂等作用［7－8］。本文針對勝利油田濱661塊沙四段的整體壓裂進行了研究，對瓜膠壓裂液的流變性能和微觀結(jié)構(gòu)進行了評價，并探討了其在濱661塊沙四段的整體壓裂效果。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

瓜爾膠原粉（GRJ），山東東營魯源公司提供；交聯(lián)劑FYC－160，南京奧佳化工有限公司；殺菌劑SLP，甲醛；純堿，支撐劑：陶粒0.425～0.850mm，破膠劑過硫酸銨；實驗中使用的化學劑均為分析純。沙四段地層水為MgCl2型，地層水總礦化度為19 077.0mg／L。

1.2 實驗儀器和方法

1.2.1 瓜膠壓裂液流變性 將瓜爾膠與交聯(lián)劑FYC－160及其一定濃度添加劑混合后，其中交聯(lián)比即瓜爾膠與交聯(lián)劑的質(zhì)量比為100∶0.7，形成瓜膠壓裂液體系（GRJ－11）pH 為9.5～10；恒溫116℃下，利用RS600型哈克流變儀測定在剪切速率范圍為0.01～1 000s－1下黏度隨剪切速率變化的流變曲線。

1.2.2 瓜膠壓裂液耐溫及抗剪切能力評價 首先將GRJ－11體系加入流變儀的樣品杯中，根據(jù)標準SY／T 5107—2005《水基壓裂液性能評價方法》，開始試驗并升高溫度，其升溫的速率為（3±0.2）℃／min，在升溫的過程中，一直不停的對GRJ－11體系進行剪切，研究其耐溫能力，通過分析剪切過程中的溫度、GRJ－11體系的黏度等參數(shù)的變化，進而探索GRJ－11體系的抗剪切等性能。

同時，為了進一步研究GRJ－11體系的耐溫特性，將GRJ－11體系升至不同的溫度，恒溫穩(wěn)定30 min后，恒定剪切速率為170s－1條件下，測定其黏度隨溫度的變化曲線。

1.2.3 壓裂液微觀結(jié)構(gòu)觀測 利用掃描電子顯微鏡（JMS－6380LV，日本電子），用微量注射器取交聯(lián)前后的GRJ－11體系，采用液氮冷凍的方式，真空放置2d后，觀測其結(jié)構(gòu)。

2 結(jié)果與討論

2.1 GRJ－11壓裂液體系微觀結(jié)構(gòu)研究

圖1為壓裂液體系交聯(lián)前后的電鏡照片。

圖1 壓裂液體系GRJ－11交聯(lián)前后SEMFig.1 The photograph of GRJ－11 before and after crosslinking

從圖1中可以看到，對于沒有交聯(lián)的瓜膠體系，溶液中并未觀察到網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的存在，而圖1（b）中形成的已交聯(lián)的GRJ－11壓裂液體系，可以明顯的看到交聯(lián)的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，這種網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的形成能夠增加壓裂液體系的黏度，對于提高GRJ－11體系的攜砂作用是十分有益的。

2.2 GRJ－11壓裂液體系流變性研究

圖2為壓裂液體系的流變曲線，可以看到此壓裂液體系具有明顯的剪切變稀行為，為了更好的研究壓裂液的流變特性，對此體系的本構(gòu)方程進行了研究，通過對比不同本構(gòu)方程的擬合結(jié)果，發(fā)現(xiàn)利用Carreau數(shù)學模型進行擬合后的相關(guān)系數(shù)最大，Carreau模型的表達式見公式1。

圖2 壓裂液體系GRJ－11的流變曲線Fig.2 The rheology curve of GRJ－11 system

圖2中實線即為利用Carreau模型擬合后的曲線，其相關(guān)系數(shù)R2為0.987，模擬值和實驗值吻合良好。式中η為剪切黏度，mPa·s；η0為零剪切黏度，mPa·s；η∞為極限剪切黏度，mPa·s；n為冪率指數(shù)；λ為時間常數(shù)；γ為剪切速率，s－1。零剪切黏度和極限剪切黏度是定值，與剪切速率無關(guān)，壓裂液體系黏度介于二者之間，即η0＞η＞η∞，零剪切黏度是指，溶液在臨界剪切速率之前是牛頓流體，其黏度是一定值，很小的剪切力無法超越分子鏈與鏈之間形成的穩(wěn)定的結(jié)構(gòu)強度，結(jié)構(gòu)依然保持穩(wěn)定。此體系的零剪切黏度為13 763mPa·s，零剪切黏度的大小與壓裂液體系形成的凝膠結(jié)構(gòu)強度有關(guān)。

2.3 溫度對壓裂液體系剪切黏度的影響

圖3為壓裂液體系黏度隨時間的變化曲線。由圖3可見，隨著時間延長，壓裂液體系的黏度逐漸降低，最后趨于穩(wěn)定；在溫度達到116℃時，170s－1的剪切速率下，連續(xù)剪切40min后，壓裂液體系的黏度仍然穩(wěn)定在90mPa·s左右，滿足標準SY／T 6376—2008中指出壓裂液通用技術(shù)條件大于50 mPa·s的指標［9］，說明該體系在116℃下具有良好的耐溫能力，適用于高溫低滲油藏。且抗剪切性較好，說明流變穩(wěn)定性好，能夠滿足攜砂要求，可滿足現(xiàn)場壓裂施工造縫和攜砂的要求。

圖3 壓裂液體系GRJ－11耐溫耐剪切曲線Fig.3 Heat resistance and shear resistance curve of GRJ－11 system

圖4為不加任何高溫穩(wěn)定劑的壓裂液體系在170s－1時，不同溫度下測得的黏度，可以看到，在溫度低于120℃時，體系的黏度隨溫度的變化很小，均高于90Pa·s，但進一步提高溫度，體系的黏度急劇降低，說明此瓜膠壓裂液體系在溫度高于120℃時，內(nèi)部的三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)發(fā)生了破壞，導致體系的黏度降低，因此為了滿足不同油藏條件的需要，對于溫度較高的油藏，為了進一步增強壓裂液體系的耐溫性，提高其黏度穩(wěn)定性，應(yīng)在壓裂液研發(fā)的過程中，考慮加入高溫穩(wěn)定劑，從而獲得高溫甚至超高溫壓裂液體系。

3 壓裂液體系現(xiàn)場試驗及應(yīng)用

濱661塊位于山東省濱州市境內(nèi)，構(gòu)造位于東營凹陷西北邊緣，濱南－利津斷裂帶西段，北依濱縣凸起，東南臨利津洼陷。沙四計算地質(zhì)儲量64.27×104t，屬于中深、中產(chǎn)能、中豐度油藏。砂巖中等分選性；中等磨圓度；顆粒支撐方式，線－點接觸關(guān)系，孔隙膠結(jié)類型。沙四段地層主要為一套灰色、褐灰色泥巖油頁巖與粉砂巖，下部為紫紅色泥巖與粉砂巖互層。其儲層分布范圍廣，但橫向變化大。儲層巖性為粉砂巖。濱661井沙四段巖心分析孔隙度平均值為18.3%，滲透率平均值為6.7×10－3μm2。

圖4 壓裂液的耐溫性能曲線Fig.4 The heat resistance curve of GRJ－11 system

3.1 綜合效果分析

使用此瓜膠壓裂液體系在濱661塊沙四段進行了壓裂措施，共施工12口井，成功率100%，取得了較好的效果。統(tǒng)計了12口壓裂投產(chǎn)井，如圖5所示為各井初期穩(wěn)定產(chǎn)能對比，可以看到，壓裂初期日產(chǎn)液4.59～15.63t，平均日產(chǎn)液8.99t，初期日產(chǎn)油2.6～9.2t，平均日產(chǎn)油5.53t，初期含水率8.23%～60.41%，平均含水率39.74%。

圖5 B661各井初期穩(wěn)定產(chǎn)能對比Fig.5 The comparison chart of the early stability capacity for each well of B661

3.2 單井實例分析

以濱661－斜2井為例，壓裂層位沙四段2 669.5～2 684m，3層6.1m，設(shè)計使用壓裂液210m3，加砂24.9m3，如圖6所示為濱661－斜2井的壓裂施工曲線，可以看到，現(xiàn)場施工時間47min，排量4.34 m3／min，共 使 用 壓 裂 液 229.6m3，最 高 砂 比52.79%，累計加砂25.9m3，地層破裂壓力62.3 MPa，停泵壓力26.1MPa，壓裂施工過程中各項施工參數(shù)與設(shè)計泵注程序基本符合。壓裂后關(guān)井穩(wěn)壓6h，3mm油嘴放噴，油壓9.2MPa，3d內(nèi)累計外排149m3壓裂液，返排率65%，初期穩(wěn)定日產(chǎn)液9.8 m3，日產(chǎn)油8t，含水率19%。實踐證明，瓜膠壓裂液體系完全能滿足濱661塊沙四段的壓裂施工要求。

圖6 濱661－斜2井壓裂施工曲線Fig.6 Fracturing operation curve of Bin661－X2 well

4 結(jié)論

（1）濱661塊沙四段整體壓裂用瓜膠壓裂液具有三維交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，導致其具有良好的增黏能力和抗剪切性，在170s－1、剪切60min后其黏度仍保持在90mPa·s左右，可滿足現(xiàn)場壓裂施工造縫和攜砂的要求；且流動曲線符合Carreau數(shù)學模型，擬合后的實驗值與理論值吻合。

（2）對于連續(xù)升溫至116℃，剪切40min后壓裂液體系的黏度仍穩(wěn)定在90mPa·s左右，具有良好的耐溫能力和抗剪切性；但溫度高于120℃后，內(nèi)部的三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)被破壞，體系黏度急劇降低，但溫度為140℃時，體系黏度仍能達到50mPa·s，說明此壓裂液體系可以用于高溫低滲油藏。

（3）通過在濱661塊沙四段整體壓裂12口井的效果分析證實，此瓜膠壓裂液可以用于壓裂措施，施工工藝成功率100%；壓裂初期日產(chǎn)液4.59～15.63t，平均日產(chǎn)液8.99t，初期日產(chǎn)油2.6～9.2 t，平均日產(chǎn)油5.53t，初期含水率8.23%～60.41%，平均含水率39.74%，此瓜膠壓裂液能夠滿足地層壓裂的要求。

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