張龍勝， 秦升益， 雷 林， 熊 煒， 黃 博， 王中學

(1.中國石化華東油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇南京 210031；2.北京仁創(chuàng)科技集團有限公司，北京 100085)

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新型自懸浮支撐劑性能評價與現(xiàn)場應(yīng)用

張龍勝1， 秦升益2， 雷 林1， 熊 煒1， 黃 博1， 王中學2

(1.中國石化華東油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇南京 210031；2.北京仁創(chuàng)科技集團有限公司，北京 100085)

針對常規(guī)胍膠壓裂液壓裂時殘渣對低滲油藏儲層傷害大、配液流程復(fù)雜、作業(yè)強度大的問題，以覆膜石英砂為支撐劑核心、膨脹性樹脂為懸浮性材料制備了自懸浮支撐劑，對其性能進行了評價，并開展了清水壓裂試驗。室內(nèi)性能評價結(jié)果表明：自懸浮支撐劑的理化性能與陶粒、覆膜石英砂相當，導(dǎo)流能力與覆膜石英砂相當，可以在140 s內(nèi)形成懸浮狀態(tài)，在110 ℃下靜置120 min不會分層；在540 s-1剪切速率下，剪切10 min后，穩(wěn)定時間為27 min，而且破膠后膠液的黏度只有4 mPa·s。該自懸浮支撐劑在6口井的清水壓裂中進行了應(yīng)用，施工成功率100%，達到了國內(nèi)常規(guī)凍膠壓裂液加砂壓裂的技術(shù)指標。研究結(jié)果表明，自懸浮支撐劑可以滿足清水壓裂施工的需求，能達到節(jié)省胍膠、簡化配液流程、減輕儲層傷害的目的，具有良好的經(jīng)濟效益和廣闊的應(yīng)用前景。

清水壓裂；自懸浮支撐劑；導(dǎo)流能力；陳101井

對油氣儲層進行壓裂時需采用一種黏彈性液體攜砂，其中65%以上采用胍膠壓裂液，其成本占整個壓裂成本的40%以上，且壓裂后殘渣留在儲層內(nèi)，對地層滲透率產(chǎn)生不可恢復(fù)的傷害[1]，降低裂縫導(dǎo)流能力[2]。為此，國內(nèi)外一方面優(yōu)化壓裂液，減少胍膠壓裂液的殘渣，采用清潔壓裂液；另一方面降低支撐劑密度[3-5]，采用超低密度支撐劑，達到降低壓裂液黏度和黏彈性的目的，但是超低密度支撐劑的相對密度仍然大于1.0。目前國內(nèi)外對自懸浮支撐劑的研究相對較少[6]，而且多局限于室內(nèi)研究，還未有現(xiàn)場試驗的相關(guān)報道[7-8]。筆者以覆膜石英砂為支撐劑核心、膨脹性樹脂為懸浮性材料制備了自懸浮支撐劑，并對其進行了性能評價,結(jié)果表明，其理化性能與常規(guī)支撐劑相當，有些性能指標優(yōu)于常規(guī)支撐劑，能滿足壓裂施工的需求，并在6口井進行10井次應(yīng)用，應(yīng)用效果良好。

1 新型自懸浮支撐劑的制備及自懸浮機理

自懸浮支撐劑由支撐劑核心(普通支撐劑)和懸浮性材料2部分組成，懸浮性材料覆蓋于普通支撐劑表面。支撐劑核心選用優(yōu)質(zhì)石英砂，然后對其進行覆膜處理以增加其抗壓強度。利用混砂器分別將胍膠、纖維素、乙烯醇、膨脹性樹脂等高分子材料和覆膜石英砂混合均勻，通過測定其在水中的懸浮能力選擇懸浮性材料，最終選擇膨脹性樹脂作為懸浮性材料。

懸浮性材料是一種可水化的高分子材料，遇水快速溶脹，在支撐劑核心周圍形成穩(wěn)固的水化層(如圖1所示)。水化層不但增大了支撐劑的浮力，而且提高了支撐劑之間的潤滑性。同時，支撐劑表面懸浮性材料的少量分子伸展于水中，提高了水的黏度。兩者協(xié)同作用，使自懸浮支撐劑不借助增稠劑就能在清水中長時間懸浮，從而減小稠化劑用量，減小配液時的工作量。

圖1 自懸浮支撐劑的懸浮機理Fig.1 Mechanism of self-suspending proppant

2 自懸浮支撐劑性能評價

2.1 基礎(chǔ)性能

按照支撐劑測試標準[9]對20/40目和30/50目自懸浮支撐劑進行了檢測，并與同粒徑的陶粒進行了對比，結(jié)果見圖2和表1。

由圖2、表1可知，自懸浮支撐劑的物理、化學基礎(chǔ)性能與陶粒相當，在密度、破碎率等方面均優(yōu)于陶粒。

圖2 4種支撐劑的粒徑分布Fig.2 Particle size distribution of four proppants

指標20/40目陶粒30/50目陶粒20/40目自懸浮支撐劑30/50目自懸浮支撐劑圓度0．830．850．850．77球度0．800．900．900．72酸溶解度，%0．250．110．450．46濁度/FTU7．606．207．505．80體積密度/(kg·L-1)1．411．751．481．75視密度/(kg·L-1)2．443．112．513．01破碎率，%2．076．221．281．28

2.2 導(dǎo)流能力

采用裂縫導(dǎo)流能力測試儀，模擬地層溫度90 ℃，測試相同抗壓等級的20/40目普通覆膜砂、陶粒和自懸浮支撐劑在不同閉合壓力下的導(dǎo)流能力，結(jié)果見圖3。

圖3 3種支撐劑的導(dǎo)流能力Fig.3 Flow conductivity of three proppants

由圖2可知： 3種支撐劑的導(dǎo)流能力隨閉合壓力升高而降低，自懸浮支撐劑的導(dǎo)流能力略高于普通覆膜砂，略低于陶粒。

2.3 支撐劑的懸浮形成時間

自懸浮支撐劑表面的懸浮性材料水化后達到懸浮狀態(tài)需要一定時間(簡稱懸浮形成時間)。將自懸浮支撐劑加入到水中，放到恒溫水浴鍋中攪拌，測定自懸浮支撐劑的懸浮形成時間，結(jié)果見圖4。

圖4 懸浮形成時間與砂比的關(guān)系Fig.4 Relationship of suspension forming time vs.proppant concentration

從圖4可以看出：在砂比為10%時，在20 ℃自來水中的懸浮形成時間為140 s，比常規(guī)壓裂支撐劑從地面進入壓裂目的層的時間短；隨著砂比提高，懸浮形成時間不斷縮短，這是由于隨著砂比提高，在相同體積水中可水化的懸浮性材料越多；隨著溫度升高，懸浮形成時間也在不斷縮短，這是因為隨著溫度升高，支撐劑水化部分溶脹速度越快?？梢?，自懸浮支撐劑的懸浮形成時間很短，能滿足現(xiàn)場壓裂施工的需求。

2.4 支撐劑的懸浮性能

2.4.1 靜態(tài)懸浮性能

利用自懸浮支撐劑配制不同砂比的試驗漿體，放入密閉試管后置于烘箱中加熱，測定其在不同溫度下的懸浮穩(wěn)定時間，結(jié)果見表2。

由表2可知，砂比為30%的試驗漿體在110 ℃下靜置120 min后，支撐劑依然處于懸浮狀態(tài)，說明自懸浮支撐劑的靜態(tài)懸浮性能好，抗溫能達到110 ℃。

2.4.2 動態(tài)懸浮性能

自懸浮支撐劑主要是通過表面的懸浮性材料水化膨脹使其懸浮，無法用流變儀測試自懸浮支撐劑壓裂液的黏度。為此，采用實驗室常用的攪拌裝置攪拌不同時間后，觀察自懸浮支撐劑壓裂液的穩(wěn)定情況，以評價其動態(tài)懸浮性能，結(jié)果見表3。

表2 自懸浮支撐劑的靜態(tài)懸浮性能Table 2 Static suspension performance of self-suspending proppant

表3 自懸浮支撐劑的動態(tài)懸浮性能

Table 3 Dynamic suspension performance of self-suspending proppant

剪切速率/s-1剪切時間/min剪切后的狀態(tài)穩(wěn)定時間/min1701與剪切前無差別不沉降10與剪切前無差別不沉降20輕微分層輕微分層5401與剪切前無差別6510輕微分層27

由表3可知：在170 s-1剪切速率下，剪切20 min后，自懸浮支撐劑壓裂液基本處于穩(wěn)定狀態(tài)，穩(wěn)定性較好；在540 s-1剪切速率下，剪切10 min后，出現(xiàn)輕微分層現(xiàn)象，穩(wěn)定時間為27 min。總體來看，自懸浮支撐劑壓裂液的動態(tài)懸浮性能較好。

2.5 破膠性能

在70 ℃下，在砂比35%的自懸浮支撐劑壓裂液中加入0.1%過硫酸銨，30 min后其黏度為4 mPa·s，表面張力為25.2 mN/m，說明壓裂液已破膠。當溫度低于40 ℃時，可將過硫酸銨的加量提高到0.2%，并追加酶破膠劑，以確保壓裂液的破膠性能達到施工要求。

3 自懸浮支撐劑壓裂工藝

1) 壓裂流體的配制。按照壓裂施工要求，準備活性水、前置液?；钚运浞綖?.4%助排劑+0.2%防膨劑，配制活性水的水質(zhì)需達到注水井注入要求[10]，不需要用混配車配制；根據(jù)儲層特點選擇前置液。

2) 自懸浮支撐劑泵注工藝。自懸浮支撐劑泵注工藝與常規(guī)支撐劑泵注工藝一樣，在前置液泵注結(jié)束后，停止添加交聯(lián)劑，將胍膠壓裂液切換至活性水，泵注自懸浮支撐劑時砂比需控制在10%以上。

3) 破膠劑添加方式。應(yīng)用自懸浮支撐劑壓裂液壓裂時，加砂全過程都要添加破膠劑，添加方式為楔形添加。破膠劑為膠囊破膠劑與過硫酸銨粉劑的組合。

4) 壓裂液返排。壓裂施工完成后，根據(jù)地層溫度確定關(guān)井時間：地層溫度低于75 ℃時，關(guān)井時間為3 h；地層溫度高于75 ℃時，關(guān)井時間為2 h。關(guān)井結(jié)束后，需根據(jù)井口壓力，采用不同直徑的油嘴控制防噴：井口壓力為25～35 MPa時，采用φ2.0 mm油嘴；井口壓力為15～25 MPa時，采用φ3.0 mm油嘴；井口壓力為5～15 MPa時，采用φ4.0 mm油嘴；井口壓力為1～5 MPa時，采用φ5.0 mm油嘴；井口壓力為0～1 MPa時，敞噴。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

新型自懸浮支撐劑在6口井的清水壓裂中進行了現(xiàn)場應(yīng)用，既包括常規(guī)砂巖油氣藏壓裂，也包括碳酸鹽巖油氣藏壓裂，井深750.00～3 750.00 m，井底溫度30～130 ℃，初始砂比10%，平均砂比18%，施工成功率100%。6口井壓裂后有5口井見油，1口井見氣，達到預(yù)期目的。

陳101井是蘇北盆地溱潼凹陷陳家舍構(gòu)造的一口定向探井，井深2 350.00 m，儲層溫度84 ℃，擬壓裂地層下部11.20 m處有一水層。由于擬壓裂地層與水層間的隔層薄，若采用常規(guī)凍膠壓裂易壓穿水層，造成壓裂后產(chǎn)水不產(chǎn)油[11-12]。為此，該井設(shè)計采用以胍膠壓裂液為前置液造縫、以活性水攜自懸浮支撐劑加砂支撐裂縫的壓裂方案。胍膠壓裂液的配方為0.22%胍膠+0.20%交聯(lián)劑。壓裂施工時，首先泵注前置液造縫，然后采用活性水攜自懸浮支撐劑加砂支撐裂縫，施工排量1.8～2.6 m3/min，實際加砂19.88 m3，主加砂段砂比18%～30%，最高砂比40%，壓裂后返排率35%，達到了國內(nèi)常規(guī)凍膠壓裂液加砂壓裂的技術(shù)指標。該井壓裂后日產(chǎn)油量8.33 t，綜合含水率21%，產(chǎn)油量是該區(qū)塊常規(guī)凍膠壓裂井的2倍。

5 結(jié) 論

1) 新型自懸浮支撐劑的導(dǎo)流能力與常規(guī)覆膜石英砂相當，由于不需要用胍膠壓裂液攜帶，不會發(fā)生殘渣傷害儲層的問題。

2) 現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，新型自懸浮支撐劑能夠滿足目前常規(guī)油氣藏中—高溫井壓裂施工需求，且可以減小胍膠用量，縮短壓裂液配制時間。

3) 為滿足高溫井壓裂的要求，新型自懸浮支撐劑的抗溫能力還需進一步提高。

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[編輯 劉文臣]

Property Evaluation and Field Applications of a New Self-Suspending Proppant

ZHANG Longsheng1, QIN Shengyi2, LEI Lin1, XIONG Wei1, HUANG Bo1, WANG Zhongxue2

(1. Petroleum Engineering Technology Research Institute of Sinopec Huadong Oil and Gas Company, Nanjing, Jiangsu, 210031, China; 2. Beijing Renchuang Science and Technology Group Limited, Beijing, 100085, China)

When conventional guar fracturing fluid is used for fracturing, low-permeability reservoirs are significantly damaged by its residues, the flow chart of fluid preparation is complex and the operation intensity is high. In order to solve these problems, a self-suspending proppant was prepared with coated quartz sand as the core and swelling resin as the suspending material. Later, its properties were evaluated and riverfrac tests were carried out on it. Laboratory property evaluation results demonstrated that the self-suspending proppant was equivalent to ceramic and coated quartz sand in terms of physical and chemical properties and to coated quartz sand in terms of flow conductivity. Suspension state appeared within 140 s and no stratification occurred at 110 ℃ after it was rested for 120 min. It was stable for 27 min after being shorn for 10 min at the shear rate of 540 s-1, and its viscosity after break was only 4 mPa·s. This self-suspending proppant was applied in 6 wells for riverfrac with success rate of 100%. Obviously, it reached the technical indictors of domestic sand fracturing with conventional gel fracturing fluid. It was shown that the self-suspending proppant could meet the operation requirements of riverfrac. Based on results, guar consumption was reduced, the flow chart of fluid preparation was simplified and reservoir damage was mitigated. Therefore, applying the new approach could result in better economic returns.

riverfrac; self-suspending proppant; flow conductivity; Well Chen 101

2015-12-08；改回日期：2016-01-17。

張龍勝(1968—)，男，湖北鄂州人，1990年畢業(yè)于江漢石油學院油田化學專業(yè)，高級工程師，主要從事采油氣工藝方面研究。E-mail：183911057@qq.com。

?油氣開發(fā)?

10.11911/syztjs.201603019

TE357.1+2

A

1001-0890(2016)03-0105-04