陳 燦，魏美濤，張文豪

（中國石化中原油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南濮陽 457001）

銀額盆地位于內(nèi)蒙古自治區(qū)西部[1-3]，面積約12.3×104km2，是國內(nèi)陸上少有的油氣勘探程度極低的大中型沉積盆地，拐子湖凹陷處于盆地西北部，地處巴丹吉林沙漠腹地，橫跨芨芨海子區(qū)塊、務桃亥區(qū)塊和溫圖高勒區(qū)塊，總體走向北東向，延伸長度140 km，寬12 km～18 km，總面積2 600 km2，主體位于務桃亥區(qū)塊內(nèi)，在凹陷南部和東北，分別發(fā)育一個西斷東超及東斷西超的單斷箕狀次凹，凹陷區(qū)內(nèi)白堊系最大埋深7 400 m。拐參1井是部署在銀額盆地拐子湖凹陷的第一口參數(shù)井，完鉆井深3 800 m，完鉆層位前中生界。該井在蘇紅圖組、巴音戈壁組和基巖內(nèi)幕鉆遇多套含油氣層系，其中巴音戈壁組油氣顯示活躍，確定為下步壓裂試油重點層位，因此，針對區(qū)塊儲層特征，開展了壓裂改造技術(shù)攻關(guān)，并組織現(xiàn)場實施，取得了認識，積累了經(jīng)驗，對正確評價凹陷勘探潛力及下步勘探部署具有重要意義。

1 拐子湖凹陷巴二段儲層特征[4]

巴音戈壁組錄井顯示油浸16.84 m/2層、油斑4.92 m/4層、油跡4.21 m/2層、熒光3.62 m/4層、氣測異常7.0 m/4層；電測解釋氣層、油層、低產(chǎn)油層24.2 m/8層；拐參1井本次試油井段為巴二段，3 419.4 m～3 460.5 m、22.6 m/7層（電測第 85～89、91～92號層），該井段巖屑錄井及取心證實巖性為灰褐色油浸砂礫巖、油浸含礫粗砂巖，油斑、油跡細砂巖，電測解釋為氣層、油層、低產(chǎn)油層。巴二段儲層喉道半徑＜10 μm占95%以上，屬細喉儲層。巖屑以石英、長石為主，黏土礦物平均含量8.0%，其中伊蒙混層平均含量35.7%，為中等偏強水敏性儲層。

巴二段平均孔隙度為11.45%，平均滲透率為7.749×10-3μm2，屬低孔、低滲儲層。

2 巴二段壓裂液配方研究

針對拐子湖凹陷儲層水敏性偏強、低滲易水鎖、影響返排效果的特點[5]，優(yōu)選了羧甲基羥丙基胍膠壓裂液，溫度為120℃時壓裂液黏度保持在100 mPa·s以上，滿足造縫及攜砂的工藝要求，壓裂液殘渣含量為162 mg/L，與儲層巖心配伍性良好，平均巖心傷害率19.8%。

2.1 羧甲基羥丙基胍膠（CMHPG）基液性能

按照標準SY/T 5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》制備基液，配制不同濃度的CMHPG基液。CMHPG稠化劑分散性好，水溶液pH為6.5，呈弱酸性，且CMHPG稠化劑交聯(lián)時間為2 min，并在3 min左右時黏度達到最大值，這種特點極其適合現(xiàn)場配液。CMHPG基液的表觀黏度數(shù)據(jù)（見表1），CMHPG的基本性能數(shù)據(jù)（見表2），與羥丙基胍膠相比，相同溫度下，羧甲基羥丙基胍膠稠化劑用量及殘渣含量大幅度降低，有助于降低儲層傷害。

表1 CMHPG基液性能

表2 CMHPG基本性能

2.2 高效防膨劑優(yōu)選

針對拐子湖凹陷儲層水敏性較強，優(yōu)選季銨鹽小分子聚合物作為長效防膨縮膨劑。在100 mL的防膨管加入1%的防膨劑水溶液20 mL和1.0 g一級膨潤土，并充分搖勻，然后靜置24 h進行對比試驗。室溫條件下篩選出防膨效果較好的黏土穩(wěn)定劑，試驗數(shù)據(jù)（見表3）；防膨率隨時間的變化情況（見圖1）。試驗結(jié)果表明：在同一條件下長效防膨縮膨劑效果最好，防膨率達到了93.7%；并且高效防膨劑在室溫條件下靜置8 d防膨效果無明顯變化。說明試驗優(yōu)選的高效防膨劑具有防膨效果好和穩(wěn)定黏土時間長的特點。

優(yōu)化防膨縮膨劑加量0.5%，長期防膨、縮膨效果明顯，防膨率＞90%、縮膨率＞30%。

表3 黏土穩(wěn)定劑防膨率測定數(shù)據(jù)

2.3 高效助排劑優(yōu)選

拐子湖凹陷砂巖儲層為親水儲層，進入地層的壓裂液在巖石表面上容易形成水膜，附著力增大，對低滲地層孔隙喉道會造成嚴重水鎖，使排液阻力增加從而對地層造成損害。利用不同類型表面活性劑之間的協(xié)同效應復合出三種高效阻排劑，其中XCH-Z綜合性能最佳，配制濃度為0.2%的陰離子、非離子、陽離子及0.05%含氟表面活性劑溶液，表面張力16.9 mN/m，界面張力0.9 mN/m，尤其潤濕角為87°，為中性潤濕的狀態(tài)，從而實現(xiàn)調(diào)節(jié)巖石表面的潤濕性，達到減小地層毛細管阻力使液體順利返排的目的。

表界面張力及潤濕角測試結(jié)果（見表4），表面張力試驗曲線和界面張力試驗曲線（見圖2，圖3）。

濃度優(yōu)化試驗結(jié)果表明（見圖4）：活性劑濃度小于0.2%的液體其表面張力隨著濃度的增加液體表面張力隨之降低，當濃度大于0.2%時，液體表面張力小于25 mN/m，當活性劑濃度為0.2%～0.3%時，液體表面張力在 19 mN/m～21 mN/m（標準≤28 mN/m），界面張力達0.57 mN/m～0.63 mN/m，液體在載玻片上潤濕角接近90°，確定使用濃度為0.2%～0.3%。

圖1 黏土穩(wěn)定劑加量優(yōu)化及長效防膨效果測定

表4 復配表面活性劑表界面張力及潤濕角測試結(jié)果

圖2 9個復配表面活性劑表面張力試驗曲線

圖3 5個復配表面活性劑界面張力試驗曲線

通過表面活性促進劑和多元復合溶劑的協(xié)同效應，使復合型表面活性劑具有很強的表面活性，在水中用量很低時，可大幅度地降低溶液的表面張力和界面張力，降低返排阻力，實現(xiàn)低滲易水鎖儲層的高效助排。

2.4 羧甲基羥丙基胍膠壓裂液綜合性能評價

通過上述研究，形成120℃儲層溫度條件下，羧甲基羥丙基胍膠壓裂液配方：0.3%CMHPG+0.1%殺菌劑+0.3%高效助排劑+0.5%黏土穩(wěn)定劑+0.5%破乳劑+0.5%促進劑+0.5%交聯(lián)劑+0.1%～0.25%復合破膠劑。

依據(jù)SY/T 5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》，用RS-6000流變儀在170 s-1下，溫度為120℃對優(yōu)選出的羧甲基羥丙基胍膠壓裂液進行耐溫抗剪切性能試驗。結(jié)果表明：在相應的溫度和剪切1.5 h，羧甲基羥丙基胍膠壓裂液黏度保持在100 mPa·s，滿足現(xiàn)場壓裂施工要求。黏溫曲線（見圖5）。

2.5 羧甲基羥丙基胍膠壓裂液體系對地層滲透性的影響

選取拐參1井巴二段巖心使用羧甲基羥丙基胍膠壓裂液破膠液進行傷害試驗，試驗數(shù)據(jù)（見表5）。

圖4 表面活性劑濃度與液體表面張力的關(guān)系

圖5 羧甲基羥丙基胍膠壓裂液黏溫曲線

表5 羧甲基羥丙基胍膠壓裂液對人造巖心傷害性能試驗表

由上述試驗數(shù)據(jù)可知，羧甲基羥丙基胍膠壓裂液對地層巖心的傷害率為17.65%～21.83%。

3 拐參1井壓裂及效果

拐參1井2016年6月壓裂巴音戈壁組，壓裂井段3 419.4 m～3 460.5 m，22.6 m/7層，儲層孔隙度8.1%～15.2%，滲透率（0.83～13.64）×10-3μm2，采用油管注入、合層壓裂的壓裂方式，壓裂液為低傷害羧甲基羥丙基胍膠壓裂液體系，以降低地層傷害。

目的層跨度大，且分散，為有效提高液體效率，采用前置段塞技術(shù)，砂比設計采取“低起步，小臺階”方式，近線性加砂，降低施工難度，提高施工成功率；壓前開展測試壓裂，求取地層參數(shù)。

施工破裂壓力63.6 MPa，一般排量4.8 m3/min，注入前置液90 m3，攜砂液120 m3，加砂壓力62.4 MPa，加砂2.0（細）+26.38 m3，平均砂比22.3%，停泵壓力47.8 MPa。施工曲線（見圖6）。

該井壓裂施工結(jié)束后關(guān)井3 h，后用3 mm油嘴控制放噴。出液56.43 m3時即見油，初期穩(wěn)定油壓10 MPa以上，最高日產(chǎn)油67.86 m3，基本不含水；截止目前累計生產(chǎn) 366 d，累產(chǎn)油 3 200 t，累計產(chǎn)氣 49.21×104m3，取得較好壓裂效果，生產(chǎn)曲線（見圖7）。

圖6 拐參1井施工曲線

圖7 拐參1井壓后試采生產(chǎn)曲線

4 結(jié)論與認識

（1）拐子湖凹陷巴二段儲層滲透率低（平均滲透率7.749×10-3μm2），自然產(chǎn)能低，需通過壓裂提高產(chǎn)能；針對巴二段儲層水敏性較強、低滲易水鎖、返排效果差的特點，優(yōu)選了耐溫120℃的羧甲基羥丙基胍膠、長效黏穩(wěn)劑、高效復合助排劑，形成了低傷害羧甲基羥丙基胍膠壓裂液體系。

（2）通過現(xiàn)場應用，拐參1井壓后獲工業(yè)油流，初期最高日產(chǎn)油67.86 m3，截止目前累計生產(chǎn)366 d，累產(chǎn)油 3 200 t，累計產(chǎn)氣 49.21×104m3。

（3）通過壓后產(chǎn)能擬合，模擬500 d連續(xù)生產(chǎn)累計產(chǎn)量3 881 m3，與不壓裂相比，增加4.87倍，證明了開發(fā)形成的低傷害羧甲基羥丙基胍膠壓裂液體系，與儲層特征及工藝匹配性好，具有區(qū)塊推廣應用價值及前景。