李斌 張紅杰 張祖國(guó) 趙俊

1.中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司；2.中國(guó)石油化工股份有限公司石油勘探開(kāi)發(fā)研究院

致密砂巖氣是非常規(guī)天然氣的重要組成部分，在天然氣資源結(jié)構(gòu)中的意義和作用日益顯著［1-2］。中國(guó)致密砂巖氣資源豐富，可采資源量達(dá)到(9～13)×1012m3［3］。臨興神府區(qū)塊位于鄂爾多斯東緣地區(qū)，氣藏孔隙度為3.7%～15%，滲透率為(0.01～0.50)×10-3μm2。致密儲(chǔ)層低孔、低滲、滲流阻力大，水力壓裂是其增產(chǎn)改造的必要措施，而壓裂過(guò)程中壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的傷害程度將直接決定改造效果，因此壓裂液的選擇是致密砂巖氣藏壓裂的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。儲(chǔ)層埋深 900～2 100 m，僅為 35～55 ℃，溫度低，常規(guī)壓裂液體系不能實(shí)現(xiàn)徹底破膠，這是低溫致密氣儲(chǔ)層的開(kāi)發(fā)難點(diǎn)。以往低溫儲(chǔ)層壓裂液配方研究中，對(duì)于破膠劑大部分采用氧化性破膠劑與低溫催化劑的組合進(jìn)行優(yōu)化［4-6］。該類破膠劑產(chǎn)品組合可以實(shí)現(xiàn)瓜膠壓裂液體系在低于50 ℃儲(chǔ)層溫度下快速破膠，但破膠不徹底。鄧紅琳等人［7］針對(duì)鄂南低溫儲(chǔ)層進(jìn)行破膠劑優(yōu)化，除采用常規(guī)的氧化性破膠劑加低溫催化劑，還采用了生物酶破膠劑，從而保證破膠的徹底性。對(duì)于添加劑性能的優(yōu)化均是對(duì)比其性能參數(shù)，而并非考慮其與該地層的適用性。

首先對(duì)臨興-神府區(qū)塊大量取心，進(jìn)行X射線衍射分析、電鏡掃描及巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)等，充分了解地層礦物及孔隙結(jié)構(gòu)特征，然后進(jìn)行相應(yīng)的破膠劑體系和稠化劑、黏度穩(wěn)定劑及助排劑的優(yōu)化，實(shí)驗(yàn)過(guò)程均采用實(shí)際巖心或巖心粉來(lái)完成。最終優(yōu)化出一套適用于該區(qū)塊的低溫壓裂液配方。

1 臨興神府區(qū)塊儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)

選取區(qū)塊內(nèi)5塊巖心樣品，實(shí)驗(yàn)依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5336-2006［8］分析儲(chǔ)層礦物成分，具體實(shí)驗(yàn)項(xiàng)目如下：氣測(cè)滲透率(表1)、X射線衍射全巖分析(表2)、黏土礦物成分分析(表3)、巖心掃描電鏡分析(圖1)；然后統(tǒng)計(jì)區(qū)塊內(nèi)不同井區(qū)測(cè)井得到的溫壓參數(shù)(表4)。

本區(qū)塊儲(chǔ)層滲透率普遍小于 0.1×10-3μm2，呈現(xiàn)典型的致密砂巖儲(chǔ)層特征。其氣藏壓力偏低，易發(fā)生水鎖；黏土含量13%～28%，其中伊蒙混層的比例約20%，黏土膨脹性較強(qiáng)；伊利石和高嶺石等運(yùn)移性黏土礦物含量較高，黏土運(yùn)移性較強(qiáng)［9］。整體而言，儲(chǔ)層具有低溫、致密、易水鎖，黏土膨脹性和運(yùn)移性較強(qiáng)等特點(diǎn)。

表1 巖心基質(zhì)滲透率Table 1 Matrix permeability of the core

表2 X射線衍射全巖分析Table 2 X-ray diffraction bulk rock analysis

表3 黏土礦物成分分析Table 3 Analysis on clay mineral composition

圖1 巖心掃描電鏡分析樣片F(xiàn)ig.1 SEM core analysis samples

表4 儲(chǔ)層溫壓參數(shù)Table 4 Reservoir temperature and pressure parameters

基于對(duì)本區(qū)塊致密砂巖氣儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)，實(shí)現(xiàn)壓裂液在低溫儲(chǔ)層返排過(guò)程中完全破膠、防止水鎖、降低儲(chǔ)層傷害成為提高其產(chǎn)量的關(guān)鍵。

2 破膠劑優(yōu)選

氧化性破膠劑的破膠機(jī)理為氧化產(chǎn)生游離基破壞瓜膠中聚合物的結(jié)構(gòu)［10］，其破膠速度取決于分解速度，當(dāng)溫度低于50 ℃，氧化分解周期太長(zhǎng)，破膠能力迅速下降。臨興神府區(qū)塊大部分儲(chǔ)層溫度低于50 ℃，采用單一氧化性破膠劑時(shí)，破膠時(shí)間長(zhǎng)，且破膠不徹底，無(wú)法滿足施工要求且壓裂液對(duì)儲(chǔ)層傷害大。低溫破膠催化劑可以加速氧化性破膠劑在低溫下的反應(yīng)速率，在該配方中采用了高性能的酯類低溫催化劑。如圖2所示對(duì)比了溫度為35 ℃和45 ℃條件下，加入和不加入低溫催化劑的動(dòng)態(tài)破膠結(jié)果，其破膠液具體配方為：0.3%瓜膠+0.1%黏土穩(wěn)定劑A+0.1%黏土穩(wěn)定劑C+0.18%pH值調(diào)節(jié)劑+0.015%交聯(lián)劑+0.1%延遲交聯(lián)劑+0.1%助排劑+0.04%低溫破膠催化劑+0.25%過(guò)硫酸銨。加入低溫破膠催化劑后，破膠時(shí)間明顯縮短，破膠反應(yīng)的效率提高。

圖2 低溫催化破膠劑動(dòng)態(tài)破膠實(shí)驗(yàn)對(duì)比結(jié)果Fig.2 Comparison of dynamic gel breaking experiments on low-temperature catalytic gel breaker

生物酶破膠劑的破膠原理是生物酶與聚糖形成了遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于糖鍵活化能的過(guò)渡物，使糖苷鍵更易于斷裂，而生物酶在反應(yīng)前后不發(fā)生消耗可以繼續(xù)反應(yīng)，所以其在短時(shí)間可將殘膠徹底降解。該種瓜膠生物酶破膠劑具有專一性，只與瓜膠發(fā)生反應(yīng)，破膠徹底，破膠后殘?jiān)?。同時(shí)，生物酶最佳作用溫度為30～80 ℃，相較于氧化性破膠劑，可接受更低的反應(yīng)溫度。將配好的破膠液置于40 ℃恒溫水浴中進(jìn)行靜態(tài)破膠劑實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 靜態(tài)破膠實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比Table 5 Comparison of static gel breaking experiments

A配方即單一氧化性破膠劑配方：0.3%瓜膠+0.1%黏土穩(wěn)定劑A+0.1%黏土穩(wěn)定劑C+0.18%pH值調(diào)節(jié)劑+0.015%交聯(lián)劑+0.1%延遲交聯(lián)劑+0.1%助排劑+0.25%過(guò)硫酸銨。

B配方即加入低溫催化破膠劑配方：0.3%瓜膠+0.1%黏土穩(wěn)定劑A+0.1%黏土穩(wěn)定劑C+0.18%pH值調(diào)節(jié)劑+0.015%交聯(lián)劑+0.1%延遲交聯(lián)劑+0.1%助排劑+0.25%過(guò)硫酸銨+0.04%低溫催化破膠。

C配方即加入生物酶破膠劑配方：0.3%瓜膠+0.1%黏土穩(wěn)定劑A+0.1%黏土穩(wěn)定劑C+0.18%pH值調(diào)節(jié)劑+0.015%交聯(lián)劑+0.1%延遲交聯(lián)劑+0.1%助排劑+0.25%過(guò)硫酸銨+0.003%生物酶。

D配方即同時(shí)加入生物酶破膠劑和低溫催化破膠劑配方：0.3%瓜膠+0.1%黏土穩(wěn)定劑A+0.1%黏土穩(wěn)定劑C+0.18%pH值調(diào)節(jié)劑+0.015%交聯(lián)劑+0.1%延遲交聯(lián)劑+0.1%助排劑+0.25%過(guò)硫酸銨+0.04%低溫催化破膠+0.003%生物酶。

靜態(tài)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明低溫催化劑可以加速破膠反應(yīng)，而生物酶可以提高破膠的徹底性，同時(shí)加入生物酶和低溫催化劑既可以控制合理的破膠時(shí)間保證壓后快速返排，又能提高破膠的徹底性。

各種破膠劑加量的優(yōu)化主要參考破膠時(shí)間，同時(shí)要考慮壓裂液對(duì)地層的降溫影響。致密砂巖氣藏壓后關(guān)井時(shí)間越短，壓裂液與地層接觸時(shí)間越短，越有利于后期生產(chǎn)。臨興神府區(qū)塊壓后關(guān)井時(shí)間控制在1 h內(nèi)，這就要求壓裂液在壓后1 h實(shí)現(xiàn)徹底破膠。首先利用壓裂模擬軟件MFrac模擬壓裂液進(jìn)入地層后對(duì)地層溫度的影響，如圖3所示。

圖3 壓裂液對(duì)地層溫度的影響Fig.3 Effect of fracturing fluid on reservoir temperature

當(dāng)注入溫度為10 ℃、地層溫度為50 ℃，壓裂液必然對(duì)地層有一定降溫作用。該降溫作用對(duì)于較高溫度的地層可以忽略不計(jì)，但是對(duì)于低溫儲(chǔ)層，需要重點(diǎn)考慮。例如當(dāng)?shù)貙訙囟葹?0 ℃，由于降溫作用，壓后1 h返排時(shí)，最后幾個(gè)砂比段泵入的壓裂液可能還未恢復(fù)到地層溫度50 ℃就需要返排。如果按照儲(chǔ)層溫度優(yōu)化的破膠劑加量施工，必然會(huì)導(dǎo)致返排時(shí)部分壓裂液未破膠，從而攜帶更多支撐劑進(jìn)入井筒，降低壓裂效率。所以破膠劑的加量采用階梯設(shè)計(jì)，根據(jù)每個(gè)階段返排時(shí)所處的實(shí)際溫度環(huán)境進(jìn)行破膠劑加量?jī)?yōu)化，而非利用地層溫度進(jìn)行統(tǒng)一優(yōu)化。根據(jù)不同溫度、不同破膠時(shí)間，經(jīng)過(guò)靜態(tài)破膠實(shí)驗(yàn)優(yōu)化出不同破膠劑加量，見(jiàn)表6。

表6 不同溫度不同破膠時(shí)間下破膠劑加量?jī)?yōu)化結(jié)果Table 6 Optimized dosage of gel breaker under different temperatures and gel breaking durations

3 壓裂液體系優(yōu)化

3.1 瓜膠稠化劑優(yōu)選

對(duì)于低滲氣藏，壓裂作業(yè)殘膠傷害會(huì)極大降低裂縫導(dǎo)流能力，影響壓裂改造的效率。同時(shí)考慮作業(yè)要求，瓜膠的水化時(shí)間需要滿足混配要求。該區(qū)塊瓜膠稠化劑優(yōu)選主要考慮最大限度降低瓜膠用量，同時(shí)要求較快的水化速度，滿足在線混配的要求。壓裂優(yōu)選的新型稠化劑是天然速溶瓜膠，顆粒極細(xì)，水化速度快，可滿足在線混配的要求［11-12］。如圖4所示，相同水化時(shí)間，加量1.5～3.0 kg/m3條件下，與傳統(tǒng)羥丙基瓜膠、高增黏人造聚合物瓜膠相比，優(yōu)選的新型稠化劑下線性膠黏度比傳統(tǒng)瓜膠高27.27%～42.86%，比高增黏瓜膠高16.66%～25.00%。

圖4 3種線性膠黏度對(duì)比Fig.4 Viscosity Comparison between 3 kinds of linear gels

3.2 黏土穩(wěn)定劑優(yōu)選

壓裂液與地層的配伍性是評(píng)價(jià)壓裂液體系的重要指標(biāo)。針對(duì)致密砂巖氣地層，主要包括黏土膨脹、黏土運(yùn)移和水鎖傷害。對(duì)該區(qū)塊不同層位進(jìn)行取心，經(jīng)巖心分析可知，儲(chǔ)層中運(yùn)移性黏土(伊利石、高嶺石)含量較高，黏土穩(wěn)定劑是壓裂液重要成分。原體系有2種黏土穩(wěn)定劑，一種為短效穩(wěn)定劑A，屬于高效的銨鹽類黏土穩(wěn)定劑，利用陽(yáng)離子達(dá)到防止黏土膨脹的作用，0.1%的加量防膨效果相當(dāng)于2%KCl；一種為長(zhǎng)效穩(wěn)定劑B，屬于聚季銨鹽類黏土穩(wěn)定劑，該類黏土穩(wěn)定劑的作用機(jī)理是通過(guò)長(zhǎng)鏈型的分子結(jié)構(gòu)對(duì)易移動(dòng)的黏土顆粒進(jìn)行纏繞，從而使黏土顆粒長(zhǎng)效穩(wěn)定，不運(yùn)移。為獲得更好的黏土穩(wěn)定效果，新體系重新復(fù)配了另一種長(zhǎng)效穩(wěn)定劑C，屬于黏土穩(wěn)定劑A與黏土穩(wěn)定劑B的復(fù)配產(chǎn)品，可同時(shí)防止黏土膨脹和運(yùn)移，如圖5所示。

圖5 毛細(xì)管抽吸時(shí)間測(cè)試Fig.5 Capillary suction time test

利用毛細(xì)管抽吸實(shí)驗(yàn)進(jìn)行不同類型黏土穩(wěn)定劑防止黏土膨脹和運(yùn)移性能的測(cè)定。取地層巖心，磨碎后放入實(shí)驗(yàn)設(shè)備，然后混配測(cè)試液體，記錄其流經(jīng)盛放巖心粉的單元，測(cè)試時(shí)間越長(zhǎng)表明流體向黏土分散越嚴(yán)重，黏土穩(wěn)定效果越差。經(jīng)過(guò)測(cè)定后，防止黏土膨脹和運(yùn)移的能力從強(qiáng)到弱依次為：0.1%黏土穩(wěn)定劑A加0.1%黏土穩(wěn)定劑C組合，0.1%黏土穩(wěn)定劑C，0.1%黏土穩(wěn)定劑A加0.1%黏土穩(wěn)定劑B組合。

3.3 助排劑優(yōu)選

該區(qū)塊地層致密且氣藏壓力偏低，孔喉結(jié)構(gòu)較差，易發(fā)生水鎖，壓裂液體系中需要添加助排劑降低毛管力促進(jìn)返排。根據(jù)毛細(xì)管力計(jì)算公式

式中，C為毛細(xì)管力，N；γ為表面張力，mN/m；θ為接觸角，°；a為孔道半徑，mm；A=0.145。

對(duì)于氣藏，常規(guī)表面活性劑主要是通過(guò)降低表面張力來(lái)降低毛管力從而促進(jìn)返排，但是從毛管力公式可以看出降低表面張力對(duì)于降低毛管力的能力是有限的。新型助排劑是一種胺氧化物類非離子表活劑，從降低表面張力和降低接觸角因子(cosθ)兩個(gè)方面共同作用減低毛管力。利用掛片法進(jìn)行不同類型和不同加量表活劑的表面張力測(cè)定(圖6)，同時(shí)利用接觸角測(cè)量?jī)x進(jìn)行接觸角測(cè)定(圖7)。

新型表面活性劑與常規(guī)氟碳類表面活性劑對(duì)比，降低表面張力的能力相似，且增加其加量降低表面張力的能力沒(méi)有明顯改善。但在降低接觸角因子方面，新型表活劑明顯優(yōu)于常規(guī)氟碳類表活劑，常規(guī)氟碳類表活劑對(duì)于改變接觸角基本沒(méi)有作用，且加量增加到0.15%以上，對(duì)于降低接觸角因子無(wú)任何改善。利用人造巖心進(jìn)行注入測(cè)試，模擬壓裂液濾液在氣藏中的返排過(guò)程，測(cè)量返排率(圖8)，新型表活劑的返排率明顯優(yōu)于常規(guī)氟碳類表活劑，且加量大于0.1%對(duì)于返排率的影響不大。

圖6 不同表面活性劑的表面張力測(cè)定值Fig.6 Measured interfacial tension of different surfactants

圖7 不同表面活性劑的接觸角測(cè)定值Fig.7 Measured contact angle of different surfactants

圖8 不同表面活性劑的返排液量和氣速關(guān)系Fig.8 Relationship between gas velocity and flowback rate of different surfactants

3.4 壓裂液體系性能測(cè)試

按石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行多次實(shí)驗(yàn)，形成壓裂液配方：0.3%瓜膠+0.1%黏土穩(wěn)定劑A+0.1%黏土穩(wěn)定劑C+0.18%pH值調(diào)節(jié)劑+0.015%交聯(lián)劑+0.1%延遲交聯(lián)劑+0.1%助排劑+0.15%低溫破膠催化劑+0.1%生物酶破膠劑+0.21%～0.40%過(guò)硫酸銨。

3.4.1 流變性

剪切速率170 s-1，剪切120 min后黏度大于300 mPa · s(圖9)，滿足壓裂施工攜砂要求。

圖9 壓裂液體系在45 ℃下的耐溫耐剪切性能Fig.9 Temperature and shearing resistance of fracturing fluid system under 45 ℃

3.4.2 破膠實(shí)驗(yàn)

在35 ℃和40 ℃下，采用優(yōu)化后的破膠劑配方進(jìn)行2組破膠對(duì)比實(shí)驗(yàn)，1 h后黏度均小于4 mPa · s，破膠徹底。具體實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表7。

表7 破膠液黏度測(cè)定Table 7 Measured viscosity of gel breaker

3.4.3 巖心傷害實(shí)驗(yàn)

選取3個(gè)層位的巖心進(jìn)行巖心傷害實(shí)驗(yàn)，該體系對(duì)巖心傷害率小于16.1%(表8)。

表8 新壓裂液體系的巖心傷害實(shí)驗(yàn)Table 8 Core damage experiment on the new fracturing fluid system

4 應(yīng)用效果

優(yōu)化后的壓裂液體系在本區(qū)塊應(yīng)用超過(guò)100層。統(tǒng)計(jì)現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試基液黏度為18～27 mPa · s，交聯(lián)時(shí)間35～55 s。壓裂施工結(jié)束關(guān)井1 h后，開(kāi)井放噴，返排液黏度均低于5 mPa · s，已完全破膠。表9統(tǒng)計(jì)4個(gè)井區(qū)同一平臺(tái)上壓裂同一層位，前期采用未優(yōu)化壓裂液體系與后期采用優(yōu)化后壓裂液體系的施工規(guī)模和產(chǎn)量，使用優(yōu)化后壓裂液體系的井增產(chǎn)效果明顯。

同時(shí)，為驗(yàn)證生物酶破膠劑的破膠性能，在該區(qū)塊最初應(yīng)用的7口水平井取返排液進(jìn)行分子量測(cè)定，7口水平井垂深為1 500～1 700 m，儲(chǔ)層溫度為35～45 ℃，單口井壓裂液的使用量約為3 500 m3。壓后均實(shí)現(xiàn)1 h內(nèi)返排，且壓裂液破膠徹底，施工后井口返出的返排液黏度現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)均低于5 mPa · s。優(yōu)化后壓裂液不添加任何破膠劑，返排液相對(duì)分子量約為2 170 000，添加常規(guī)破膠劑后，返排液相對(duì)分子量降至291 000。采用酶破膠劑優(yōu)化后壓裂液的7口井破膠液分子量最大62 000，最小僅為21 000。

表9 壓裂液體系應(yīng)用井次產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)Table 9 Statistical application well times and production of fracturing fluid system

5 結(jié)論

(1)針對(duì)臨興神府區(qū)塊35～55 ℃低溫儲(chǔ)層，通過(guò)大量破膠實(shí)驗(yàn)優(yōu)化出一套結(jié)合低溫破膠與生物酶破膠壓裂液體系，解決了該區(qū)塊壓裂作業(yè)后無(wú)法徹底破膠所產(chǎn)生的壓后產(chǎn)量低的問(wèn)題。

(2)大量巖心實(shí)驗(yàn)后發(fā)現(xiàn)該區(qū)塊屬于高含黏土致密砂巖儲(chǔ)層，在認(rèn)識(shí)該區(qū)塊儲(chǔ)層特性和巖石礦物組成基礎(chǔ)上，通過(guò)實(shí)驗(yàn)優(yōu)化黏土穩(wěn)定劑、助排劑類型和加量，優(yōu)選稠化劑，減少壓裂濾液對(duì)于儲(chǔ)層的傷害，降低瓜膠對(duì)于改造裂縫傷害。

(3)優(yōu)化后的壓裂液體系在本區(qū)塊應(yīng)用時(shí)，基液黏度為18～27 mPa · s，交聯(lián)時(shí)間35～55 s。壓裂施工結(jié)束關(guān)井1 h后開(kāi)井放噴，返排液黏度均低于5 mPa · s。使用優(yōu)化后壓裂液體系的井的產(chǎn)量整體高于前期采用未優(yōu)化體系的井，增產(chǎn)效果明顯。