蘇 建

(遼河油田公司鉆采工藝研究院，遼寧 盤錦 124010)

清潔壓裂液在水鎖性砂礫巖儲(chǔ)層中的應(yīng)用

蘇 建

(遼河油田公司鉆采工藝研究院，遼寧 盤錦 124010)

大民屯西斜坡帶沙四段發(fā)育一套特低滲砂礫巖儲(chǔ)層，水鎖指數(shù)定量分析證實(shí)儲(chǔ)層存在嚴(yán)重的水鎖傷害。介紹了一種由表面活性劑組成的清潔壓裂液體系，該套體系相對(duì)分子質(zhì)量小，耐溫、攜砂性能穩(wěn)定，破膠后表面張力低至26.75 mN/m，有效地解決了本區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層改造的水鎖傷害問題。同時(shí)，壓裂液體系無殘?jiān)安蝗芪铮瑤r心傷害率僅為胍膠壓裂液的1/3，有利于降低儲(chǔ)層傷害，提高油井產(chǎn)量。防水鎖清潔壓裂液現(xiàn)場施工順利，普遍獲得了良好的增產(chǎn)效果。

清潔壓裂液； 防水鎖； 砂礫巖； 特低滲

大民屯凹陷位于遼河坳陷的東北部，是遼河油田高凝油的生產(chǎn)基地。隨著勘探的不斷深入，在凹陷西部沙四段發(fā)現(xiàn)一套扇三角洲-湖相沉積體系，該套砂礫巖體系厚度大、面積廣，與優(yōu)質(zhì)烴源巖緊密接觸，有利于形成自生自儲(chǔ)型油氣藏[1]。前期直井實(shí)施胍膠攜砂壓裂后，效果普遍不理想，平均產(chǎn)量只有0.4 t/d。2015年在該塊新鉆6口探井，鉆井過程中均見到良好油氣顯示，且室內(nèi)巖心評(píng)價(jià)儲(chǔ)層含油級(jí)別較高(約30%呈富含油級(jí)別)，但試油結(jié)果普遍呈低壓干層，不僅與前期鉆井顯示明顯不符，而且與周圍生產(chǎn)井的壓力系統(tǒng)不一致。針對(duì)以上情況研制了清潔壓裂液，有效地解決儲(chǔ)層的“水鎖”傷害，并徹底規(guī)避了目前大分子胍膠壓裂液對(duì)低滲儲(chǔ)層的傷害問題。

1 儲(chǔ)層傷害因素分析

1.1 儲(chǔ)層特征

全巖礦物資料證實(shí)，該套砂礫巖主要成份為石英和長石，約占總成份的86%，黏土質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均為10%，含少量的碳酸鹽巖成份，總體成份與普通砂巖油藏類似。根據(jù)本區(qū)8口井315塊巖心樣品分析統(tǒng)計(jì)，儲(chǔ)層孔隙度一般分布在6%～12%，平均9.8%；滲透率一般分布在0.04～1.80 mD，平均0.5 mD，儲(chǔ)層整體呈中孔-特低滲特征。

巖心鑄體薄片顯示，砂礫巖儲(chǔ)集空間主要為粒間孔、粒間溶孔，接觸方式為線接觸、點(diǎn)-線接觸?？紫兑灾锌诪橹鳎s占82%，次為大孔，約占12%。其中喉道結(jié)構(gòu)比較特殊(如表1所示)，以片狀、彎片狀為主，這也是造成該塊砂礫巖滲透率較低的主要原因。此類特殊的孔喉結(jié)構(gòu)易導(dǎo)致地層液在喉道位置形成較大的毛細(xì)管力形成堵塞，是造成試油呈“干層”顯示的重要因素。

表1 大民屯砂礫巖儲(chǔ)層喉道形態(tài)簡化描述

Table 1 Simplified throats description of Damintun's glutenite formation

1.2 水鎖傷害定量分析

采用加拿大學(xué)者D.B.Bennion等[2-3]所提出的預(yù)測水鎖傷害的數(shù)學(xué)模型，定量描述水鎖傷害：

APTi=0.25lgKa+2.25Swi

式中，APTi為水鎖指數(shù)，無量綱；Ka為儲(chǔ)層氣測滲透率，μm2；Swi為儲(chǔ)層原始水飽和度。

水鎖嚴(yán)重程度評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)：APTi≥1.0，水鎖效應(yīng)不明顯； 0.8

表2為巖心水鎖評(píng)價(jià)結(jié)果。由表2可知，本區(qū)塊內(nèi)水鎖指數(shù)平均為0.51，表明儲(chǔ)層存在嚴(yán)重的水鎖效應(yīng)。通常，解除水鎖的方法主要分為物理和化學(xué)法，物理解除法中微波和加熱方法最有效，但成本高?；瘜W(xué)法是目前的研究熱點(diǎn)，其通過表面活性劑降低毛管力達(dá)到解除水鎖的目的[4]。本文通過采用表面活性劑類的清潔壓裂液來防止水鎖傷害。

表2 巖心水鎖評(píng)價(jià)結(jié)果

2 清潔壓裂液研制

2.1 清潔壓裂液作用機(jī)理研究

清潔壓裂液是靠一種特殊合成的相對(duì)分子質(zhì)量較小的表面活性劑(通常分子尺寸小于60 nm)，在一定量鹽溶液介質(zhì)條件下，形成蠕蟲狀或棒狀膠束而纏結(jié)成類似于聚合物交聯(lián)后的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)而將水增稠[5-6]。圖1為蠕蟲狀膠束結(jié)構(gòu)形成及解離過程。當(dāng)有機(jī)物和其它親油性物質(zhì)溶解在膠束碳?xì)浠衔镏?，它們將膨脹并形成蠕蟲狀或棒狀膠束結(jié)構(gòu)，最終這些物質(zhì)分解成小球狀膠束結(jié)構(gòu)，使得蠕蟲狀膠束結(jié)構(gòu)被破壞，溶液黏度降低。油或氣對(duì)加速膠束結(jié)構(gòu)的改變有一定作用，可將清潔壓裂液的黏度降低到最低水平。清潔壓裂液體系正是利用了表面活性劑分子結(jié)構(gòu)的這一性質(zhì)破膠，因此該體系內(nèi)部無需破膠劑。

圖1 蠕蟲狀膠束結(jié)構(gòu)形成及解離過程

Fig.1 Formation and dissociation process of worm-like micelles structure

2.2 清潔壓裂液配方研制

形成黏彈性壓裂液體系必須具備一定條件，通常清潔壓裂液的組成主要有3類成份[7-9]：① 一種有效的可溶性無機(jī)或有機(jī)鹽水溶液；② 至少一種有效的特殊性的表面活性劑(陰離子型、非離子型、陽離子型和兩性型)；③ 一定量的反離子。

2.2.1 增稠劑的選擇 目前，比較常見的幾種清潔壓裂液增稠劑主要有胺類、銨鹽類、季銨鹽類、羧酸類兩性物等。一般情況下，為了降低成本，盡可能選取長碳鏈的表面活性劑作為增稠劑主劑。其中十八烷基三甲基氯化銨和脂肪醇聚氧乙烯醚材料來源廣、價(jià)格低廉，因此將其作為主增稠劑和助劑，具體配比為m(主增稠劑)/m(助劑)=5∶1。壓裂液的增稠能力是壓裂液增稠劑的一個(gè)重要指標(biāo)，增稠劑的添加量與增稠效果一般成正比關(guān)系，結(jié)果如圖2所示。由圖2可知，隨著增稠劑添加量的增大，壓裂液黏度也越大，其抗溫能力也在增強(qiáng)。當(dāng)增稠劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.50%時(shí)，基液黏度達(dá)到70 mPa·s，即能滿足現(xiàn)場攜砂要求。綜合考慮增稠劑性能和成本，最終確定增稠劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.50%。另外，圖2中顯示壓裂液的黏度大約在54 ℃達(dá)最大值，這是因?yàn)樵龀韯┰谒蟹稚⑿纬闪烁又旅艿娜湎x狀膠束緣故。

2.2.2 激活劑的選擇 激活劑即反離子，對(duì)增稠劑

的成膠性能影響很大。通過室內(nèi)大量實(shí)驗(yàn)篩選，最后選取苯甲酸類物質(zhì)為清潔壓裂液增稠劑的激活劑。表3為不同類型激活劑對(duì)壓裂液成膠性的性能評(píng)價(jià)情況。通過對(duì)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析，選取2-羥基苯甲酸，即水楊酸鈉作為清潔壓裂液激活劑，結(jié)果見圖3。

圖2 不同增稠劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)壓裂液黏度的影響

Fig.2 The viscosity effect of different thickener concentration on the fracturing fluid

表3 不同激活劑對(duì)壓裂液成膠性影響

圖3 激活劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)壓裂液黏度的影響

為確定激活劑最佳添加比例，在質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%KCl的鹽水溶液中加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.5%的增稠劑，攪拌均勻后加入激活劑。由圖3可知，不同激活劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)壓裂液的黏度貢獻(xiàn)作用不同，激活劑加量與壓裂液黏度不成正比關(guān)系，而是存在一個(gè)最大值。當(dāng)激活劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0.3%～0.5%時(shí)，壓裂液的黏度比較高，激活劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0.4%時(shí)，壓裂液的黏

度達(dá)到最大值。因此，確定最佳激活劑添加質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%。

2.3 耐溫耐剪切性能評(píng)價(jià)

耐溫性、耐剪切性是壓裂的主要參數(shù)指標(biāo)[10-12]，圖4(a)為清潔壓裂液在恒定剪切速率(170 s-1)下隨溫度升高的黏度變化曲線；圖4(b)為清潔壓裂液在恒定溫度(80 ℃)、恒定剪切速率(170 s-1)下，黏度隨時(shí)間的變化曲線。

圖4 小分子清潔壓裂液的耐溫耐剪切性能

Fig.4 Clean fracturing fluid′s shear and heat resistance experiment

由圖4可知，清潔壓裂液在80 ℃、170 s-1剪切速率下，黏度仍保持50 mPa·s，耐溫耐剪切性能穩(wěn)定。同時(shí)，該種壓裂液不含植物膠，具有很好的抗腐敗變質(zhì)性能，在30 ℃的室外條件下放置一周，黏度均保持初始配置時(shí)的狀態(tài)，說明清潔壓裂液不受細(xì)菌的侵蝕，有利于應(yīng)對(duì)由于現(xiàn)場原因?qū)е螺^長施工工期的問題。

2.4 靜態(tài)懸砂性能評(píng)價(jià)

將清潔壓裂液裝入量筒中，觀察砂粒的沉降速度，結(jié)果見圖5。從圖5中可以看出，20～40目陶粒(密度1.8 g/cm3)的沉降速率為0.11 cm/min，充分?jǐn)嚢?，靜止24 h后，支撐劑仍呈現(xiàn)懸浮狀態(tài)，證明該壓裂液的懸砂性能穩(wěn)定。

圖5 清潔壓裂液靜態(tài)懸砂性能評(píng)價(jià)

Fig.5 Static suspended sand performance evaluation of clean fracturing fluid

2.5 破膠性能評(píng)價(jià)

清潔壓裂液可通過與原油接觸破膠，也可通過

地層水、淡水稀釋方法破膠[13]。表4為40 ℃下清潔壓裂液與原油恒溫破膠實(shí)驗(yàn)結(jié)果。由表4可知，3 h后破膠黏度平均值為3.95 mPa·s。因此該壓裂液不用加入破膠劑，也能滿足低溫破膠要求。

表4 40 ℃下清潔壓裂液與原油恒溫破膠實(shí)驗(yàn)

2.6 巖心傷害性評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)選取了沈351井的6塊巖心進(jìn)行了清潔壓裂液巖心傷害實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)[14]，實(shí)驗(yàn)溫度70 ℃，驅(qū)替壓力5.0 MPa，剪切速率170 s-1，結(jié)果見表5。由表5可知，清潔壓裂液遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于常規(guī)胍膠壓裂液30%以上的滲透率損害率。

表5 巖心的傷害率對(duì)比實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

2.7 綜合性能指標(biāo)

通過以上實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，清潔壓裂液體系具有以下優(yōu)點(diǎn)：① 該套壓裂液體系由表面活性劑組成，分子尺寸小于60 nm，破膠后無殘?jiān)安蝗芪?，有效?guī)避了目前大分子胍膠及其改性產(chǎn)品壓裂液對(duì)低滲儲(chǔ)層的傷害問題; ② 壓裂液破膠后黏度為3.95 mPa·s，表面張力低至26.75 mN/m，巖心傷害率大幅度降低，有效地解決本區(qū)塊砂礫巖儲(chǔ)層的水鎖傷害; ③ 清潔壓裂液耐溫性、耐剪切性能穩(wěn)定，支撐劑沉降速率為0.11 cm/min，完全滿足壓裂現(xiàn)場施工要求。清潔壓裂液主要物理化學(xué)性質(zhì)見表6。

表6 清潔壓裂液物理化學(xué)性質(zhì)

3 現(xiàn)場應(yīng)用

2015年1—3月在大民屯砂礫巖區(qū)塊實(shí)施了6口井的壓裂工作任務(wù)，統(tǒng)計(jì)結(jié)果見圖6。由圖6可知，6口井壓前自然產(chǎn)能較低或者無產(chǎn)能，平均日產(chǎn)油僅有0.4 t/d。應(yīng)用清潔壓裂液后，不僅施工成功率達(dá)到100%，而且壓后平均日產(chǎn)油達(dá)到10.1 t/d，取得了良好的壓裂效果。以沈351井為例，該井目的層為2 937.9～2 972.0 m，厚度34.1 m。壓前試油產(chǎn)液量僅為0.64 m3/d，壓裂加入75 m3陶粒支撐劑和478 m3防水鎖清潔壓裂液，壓后初期獲得19.4 t/d的高產(chǎn)工業(yè)油流。截止2015年12月31日為止，壓后累計(jì)生產(chǎn)329 d，累計(jì)產(chǎn)油2 696.0 t，累計(jì)產(chǎn)

液3 303.8 m3，泵入的壓裂液也全部返排完畢，成功解決了儲(chǔ)層水鎖傷害的問題。

圖6 2015大民屯砂礫巖壓裂效果統(tǒng)計(jì)

Fig.6 Fracturing effect statistics of Damintun’s glutenite reservoir in 2015

4 結(jié)論

(1) 大民屯沙四期發(fā)育一套中孔-特低滲砂礫巖儲(chǔ)層，“片狀、彎片狀”的孔喉結(jié)構(gòu)是造成儲(chǔ)層滲透率低，存在嚴(yán)重水鎖傷害的主要原因。

(2) 研制的清潔壓裂液以表面活性劑為主劑，破膠后表面張力低至26.75 mN/m，有效地解決本區(qū)塊砂礫巖儲(chǔ)層的水鎖傷害問題。同時(shí)，壓裂液體系無殘?jiān)安蝗芪?，巖心傷害率只有胍膠的1/3，有效規(guī)避了大分子胍膠壓裂液對(duì)低滲儲(chǔ)層的傷害問題。

(3) 清潔壓裂液各項(xiàng)性能指標(biāo)穩(wěn)定，共應(yīng)用了6口井的壓裂施工，施工順利并普遍取得了良好的增產(chǎn)效果。

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(編輯 宋官龍)

Application of Clean Fracturing Fluid in Water Locking Glutenite Reservoir

Su Jian

(Drilling&ProductionTechnologyInstitute,LiaoheOilfieldCompany,PanjinLiaoning124010,China)

A set of extra-low permeability glutenite reservoir is formed in the fourth member of Shahejie formation on Damintun west slop. The APTi index is used to analysis water locking accurately, and it is proved that thereis serious water locking damage in the reservoir. In this paper, a kind of anti-water-locking clean fracturing fluid composed of surfactant has been introduced. The surface tension of this fracturing fluid which composed of small molecular has stable perforations of temperature and shear resistance. The surface tension can reach 26.75 mN/m after gel breaking, and the water locking damage problems have been solved effectively in this glutenite reservoir. Meanwhile, the fracturing fluid whose damage rate is only 1/3 of the guanidine gel fracturing fluid has no residue and insoluble matter, being beneficial to improve oil production. Finally, the anti-water-locking clean fracturing fluid has obtained good stimulate effect in the construction on site.

Clean fracturing fluid; Anti-water-block; Glutenite; Extra-low permeability

1006-396X(2016)06-0061-05

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-03-21

2016-05-16

渤海灣盆地遼河坳陷中深層稠油開發(fā)技術(shù)示范工程(二期)(2011ZX05053)。

蘇建(1982-)，男，碩士，工程師，從事壓裂酸化工藝研究；E-mail:yaliesuanhua@163.com。

TE355

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.06.013