劉 標 ，張振杰，王天賜，孫秀鵬，阿克巴爾·卡得拜，劉 鵬，劉 雨，趙 靜

（1.中國石油天然氣股份有限公司玉門油田環(huán)慶分公司，甘肅慶陽 745000；2.大連知微生物科技有限公司，遼寧大連 116023；3.中國石油天然氣股份有限公司玉門油田分公司鉆采工程研究院，甘肅酒泉 735019）

環(huán)慶油田位于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元伊陜斜坡西部中段，目前主力含油層系為長81[1]，屬于“超低滲、低壓、低豐度”的巖性油藏，儲層滲透率低、物性差。目前環(huán)慶油田使用的主要儲層改造工藝技術是壓裂改造。傳統(tǒng)工藝是先注入壓裂液進行壓裂，關井憋壓造縫后進行返排作業(yè)，最后進行采油作業(yè)。這樣生產(chǎn)工序復雜、時間跨度大，而且傳統(tǒng)壓裂體系破膠過程中破膠不徹底，壓裂液與地層不配伍等現(xiàn)象又會導致對地層不同程度的傷害，對后續(xù)的驅(qū)油造成一定困難[2]。為了滿足環(huán)慶油田的經(jīng)濟有效開發(fā)，需要降低增稠劑胍膠的使用濃度，形成一種低濃度胍膠壓裂液體系，降低破膠后破膠液的殘渣含量，提高裂縫導流能力，提高壓裂措施的投入產(chǎn)出比[3]。

本文通過在原有的胍膠壓裂液系基礎上進行創(chuàng)新改造，將儲層改造的壓裂措施與采油的吞吐工藝相耦合，并通過開發(fā)高效的一體化壓裂液助劑而將儲層改造與強化采油有機結(jié)合在一起，開發(fā)出一套壓裂-驅(qū)油耦合的低濃度胍膠壓裂液體系。優(yōu)化后的壓裂液體系降低了胍膠的用量、破膠液的表面張力以及破膠液的殘渣含量，從而降低了體系破膠返排液對儲層的損害率[4]，并將強化采油融入其中，突破了常規(guī)壓裂、采油作業(yè)中多次添加化學試劑的束縛，具有技術可行性和經(jīng)濟可行性。該體系低損害、抗剪切、攜砂性能好、驅(qū)油效率高且成本低廉等特點，為低滲油藏的經(jīng)濟有效開發(fā)以及同類型油氣藏的儲層改造提供了新的方法與途徑。

1 材料與方法

1.1 實驗儀器與試劑

1.1.1 實驗儀器 FA1004B 電子天平；JJ-100W 機械攪拌機；MOD-ZNN-D6 六速旋轉(zhuǎn)黏度計；MARSⅢ-J流變儀；KRUSS100 表/界面張力儀；HC-3018 高速離心機；GZX-9023MBE 電熱鼓風干燥箱；NDJ-1 旋轉(zhuǎn)黏度計；HH-2 電熱恒溫水浴鍋；品氏黏度計；DQ-IV 巖心流動驅(qū)替儀；氣體孔滲連用儀。

1.1.2 實驗試劑 稠化劑胍膠FHG（京昆化學）；黏土穩(wěn)定劑KCl（大連知微）；高效破乳-助排一體劑CHIVY-PZ02（大連知微）；超強交聯(lián)劑CHIVY-JL01（大連知微）；殺菌劑CHIVY-SJ01（大連知微）；pH 調(diào)節(jié)劑CHIVY-NA1（大連知微）；破膠劑APS（大連知微）；20/40 陶粒支撐劑，山西富森。低濃度胍膠壓裂液體系：0.30 % FHG+0.30 %CHIVY-PZ02+1.00 % KCl+0.05 % CHIVY-SJ01。

1.2 方法

1.2.1 交聯(lián)性能評價[5，6]針對環(huán)慶油田壓裂的要求，分別測試胍膠濃度為0.25 %、0.30 %、0.35 %、0.40 %、0.45 %條件下的凍膠交聯(lián)狀態(tài)，測試方法按照SY/T 5107-2016《水基壓裂液體性能評價方法》中6.4 的規(guī)定執(zhí)行。

選取不同交聯(lián)比實驗中交聯(lián)狀態(tài)較好的實驗組，按照SY/T 5107-2016《水基壓裂液體性能評價方法》中5.3.1 的規(guī)定制備壓裂液凍膠100 mL，隨后倒入30 %砂比20/40 目的陶粒支撐劑，充分攪拌，使陶粒均勻分布在凍膠壓裂液體中，保持在75 ℃靜置15 min，觀察陶粒在壓裂液凍膠中的沉降情況。

1.2.2 破乳-助排一體劑性能評價 按照SY/T 5755-2016《壓裂酸化用助排劑性能評價方法》中6.3 的規(guī)定，將高效破乳-助排一體劑CHIVY-PZ02 配制成0.012 5 %、0.025 %、0.05 %、0.1 %、0.2 %、0.4 %的水溶液，測定不同質(zhì)量分數(shù)下破乳-助排一體劑的表面張力隨著質(zhì)量分數(shù)的變化情況。

按照SY/T 5755-2016《壓裂酸化用助排劑性能評價方法》中6.7 的規(guī)定，將高效破乳-助排一體劑CHIVY-PZ02 配制成0.3 %的水溶液，置于廣口瓶中密封，于75 ℃條件下放置3 d，測定溫度對破乳-助排一體劑活性的影響。

1.2.3 耐溫耐剪切性能評價[7]按照SY/T 5107-2016《水基壓裂液體性能評價方法》中5.3.1 的規(guī)定制備壓裂液凍膠，向流變儀樣品杯中加滿壓裂液凍膠，對樣品加熱，同時轉(zhuǎn)子以170 s-1的剪切速率轉(zhuǎn)動，控制升溫速度（3.0 ℃±0.2 ℃）/min 至75 ℃± 0.3 ℃，并且在實驗的過程中保持溫度為75 ℃，進行剪切實驗。

1.2.4 破膠性能評價[8]按照SY/T 5107-2016《水基壓裂液體性能評價方法》中5.3.1 的規(guī)定制備壓裂液凍膠。在廣口瓶加入凍膠100 mL，置于75 ℃恒溫水浴鍋中，破膠時間1 h。

取破膠液上清液，使用品氏黏度計測定室溫條件下的破膠液黏度，使用表界面張力儀測定破膠液表界面張力，根據(jù)SY/T 5107-2016《水基壓裂液體性能評價方法》中6.14 的規(guī)定測定破膠液的殘渣含量，按照SY/T 5971-2016《油氣田壓裂酸化及注水用黏土穩(wěn)定劑性能評價方法》中7.5 的規(guī)定測定破膠液的防膨率。

1.2.5 驅(qū)油性能評價 按照SY/T 6424-2014《復合驅(qū)油體系性能測試方法》中9 的規(guī)定對體系物理模擬驅(qū)油效果進行測試。

環(huán)慶油田地下原油平均黏度為5.59 mPa·s，密度0.833 g/m3，為低黏原油。實驗前對人工巖心基礎數(shù)據(jù)進行測定，將人工巖心使用標準鹽水飽和，然后飽和脫水原油，75 ℃條件下老化24 h。驅(qū)替實驗進行時，圍壓設置為3 MPa，先使用蒸餾水以0.5 mL/min 流速進行驅(qū)替，至采出液含水率達98 %以上，實驗組1 注入0.5 PV驅(qū)油壓裂液破膠液、實驗組2 注入0.5 PV 的0.30 %CHIVY-PZ02 水溶液，先恒壓維持在3 MPa 驅(qū)替至出液，調(diào)整流速至0.5 mL/min 繼續(xù)驅(qū)替，直到采出液含水率達98 %以上，停止驅(qū)替，計算驅(qū)替效率提升值。

2 結(jié)果與討論

2.1 交聯(lián)性能評價結(jié)果

通過測試不同胍膠濃度下體系交聯(lián)情況（見表1），確定胍膠用量為0.30 %條件下，超強交聯(lián)劑CHIVYJL01 的交聯(lián)比為100:0.3 時可交聯(lián)形成穩(wěn)定凍膠。

表1 不同胍膠濃度條件下交聯(lián)性能Tab.1 Crosslinking performance under different guar gum concentrations

以100:0.3 交聯(lián)比優(yōu)化體系，pH 調(diào)節(jié)劑添加量為0.10 %時，基液pH 為7.5，交聯(lián)時間為31 s。凍膠黏度238 mPa·s，表面光滑，凍膠黏彈性好（見圖1（a））。加入30 %的20/40 陶粒支撐劑，靜態(tài)懸砂速度為0.1 mm/s，攜砂凍膠仍具有良好的耐挑掛能力（見圖1（b））。表明該凍膠體系具有良好的挑掛性、黏彈性、攜砂能力，可以滿足現(xiàn)場應用的需求[9，10]。

圖1 超強交聯(lián)劑CHIVY-JL01 交聯(lián)胍膠Fig.1 Hydroxypropyl guar gum cross linked by CHIVY-JL01

2.2 破乳-助排一體劑性能評價結(jié)果

破乳-助排一體劑水溶液的表面張力隨著添加的破乳-助排一體劑質(zhì)量濃度的增加而減小，當其質(zhì)量濃度達到臨界膠束濃度后，表面張力隨質(zhì)量濃度的變化趨勢趨于穩(wěn)定[11]（見圖2）。由圖2 可知，破乳-助排一體劑CHIVY-PZ02 的臨界膠束濃度為0.2 %，達到臨界膠束濃度時，CHIVY-PZ02 水溶液表面張力為22.3 mN/m，符合SY/T 5755-2016《壓裂酸化用助排劑性能評價方法》中對助排劑的表面張力小于30 mN/m 的要求，同時也滿足環(huán)慶油田壓裂措施的技術需求。

圖2 破乳-助排一體劑的表面張力與質(zhì)量濃度的關系Fig.2 The relationship between the surface tension and mass concentration of demulsifier and drainage aid

經(jīng)過75 ℃加熱后，CHIVY-PZ02 水溶液的表面張力較放置前有所升高（見表2），即加熱后CHIVY-PZ02水溶液的表面活性有所降低，但表面張力仍滿足SY/T 5755-2016《壓裂酸化用助排劑性能評價方法》中對助排劑熱穩(wěn)定性中表面張力小于30 mN/m 的要求。破乳-助排一體劑在地層溫度下的穩(wěn)定性，一方面會保證其可以降低體系表界面張力，降低破膠液對地層孔隙的傷害；另一方面可以保證其與原油可以穩(wěn)定發(fā)生乳化作用，使其溶解能力增強，黏度降低而達到驅(qū)油作用[12]。

表2 破乳-助排一體劑加溫前后的表面張力Tab.2 Surface tension of demulsifier before and after heating

2.3 耐溫耐剪切性能評價結(jié)果

在75 ℃、170 s-1條件下連續(xù)剪切120 min，凍膠黏度≥230 mPa·s（見圖3），遠高于SY/T 6376-2008《壓裂液通用技術條件》的要求（≥50 mPa·s），說明此體系的耐溫耐剪切性能良好，可以滿足現(xiàn)場壓裂施工的需要[13]。凍膠耐溫耐剪切性能產(chǎn)生的主要原因在于凍膠分子間存在的分子間作用力，低濃度胍膠壓裂液體系中的胍膠在超強交聯(lián)劑CHIVY-JL01 的作用下，凍膠中的大分子完全舒展，較強的分子間作用力給予了凍膠較高的機械強度和耐溫耐剪切性能[14，15]。

圖3 壓裂液體系凍膠在75 ℃、170 s-1 條件下的流變曲線Fig.3 Rheological curves at 75 ℃，170 s-1 condition

2.4 破膠液性能評價結(jié)果

壓裂施工的過程中，壓裂體系不僅應具有良好的黏彈性、攜砂能力，還需要具有可控的破膠性能、較小的地層損害[16，17]。本實驗中的低濃度的胍膠壓裂液體系采用的破膠方式為APS 破膠，體系可實現(xiàn)75 ℃條件下≤1 h 的可控破膠，破膠徹底，破膠后破膠液黏度低，破膠液表面張力小，殘渣含量小。APS 添加量為200 mg/L，破膠液表觀黏度為3.0 mPa·s，殘渣含量為206.0 mg/L，遠小于SY/T 6376-2008《壓裂液通用技術條件》的要求（≤600 mg/L），破膠液表面張力為23.4 mN/m，界面張力0.90 mN/m（見表3）。破膠液防膨率為94 %，高于SY/T 5971-2016《油氣田壓裂酸化及注水用黏土穩(wěn)定劑性能評價方法》的要求（＞90 %）。測試結(jié)果表明，本實驗所采用的低濃度胍膠壓裂液體系可以在規(guī)定的時間內(nèi)徹底破膠液化，破膠液殘渣含量低，且破膠液對黏土的膨脹、分散和運移具有良好的抑制作用，具有優(yōu)良的黏土防膨和穩(wěn)定能力，可以有效的降低地層損害[18]。

一般來說，壓裂液的凍膠強度與破膠性能呈負相關關系，凍膠強度越大，越難以完全破膠，破膠后產(chǎn)生的破膠液殘渣含量越高[19]。本實驗體系中，稠化劑胍膠含量較低，超強交聯(lián)劑加入完成交聯(lián)后凍膠分子間數(shù)量較少，整體分子狀態(tài)較為舒展，有利于APS 破膠劑在儲層溫度條件進入到凍膠分子間隙中，快速釋放出活性基團實現(xiàn)氧化破膠，降低了形成大體積殘渣的可能性[20]。

2.5 壓裂破膠液驅(qū)油性能評價結(jié)果

表3 75 ℃條件下凍膠的破膠能力Tab.3 Gel breaking capacity at 75 ℃

實驗選取一組人工巖心，平均滲透率15.1×10-3μm2，平均水驅(qū)采收率33.26 %，巖心中仍有66.74 %的原油殘留；實驗組1 使用壓裂液破膠液進行驅(qū)替，驅(qū)替出的原油平均為10.78 %；實驗組2 使用0.30 % CHIVYPZ02 水溶液進行驅(qū)替，驅(qū)替出的原油平均為6.11 %。結(jié)果表明，驅(qū)油效率較單一化學驅(qū)提升4.67 %，壓裂破膠液體系在巖心驅(qū)替過程中，體系中的表面活性劑會進入巖心孔隙，使原油發(fā)生乳化作用，并作用于巖心孔隙表面，使原油對巖心孔隙表面的吸附能力降低，溶解能力增強，黏度降低；同時，由于破膠液的黏度較單純化學驅(qū)油劑溶劑黏度稍高，提升了驅(qū)油體系的流度比，使得破膠劑中表面活性劑在巖心孔隙中的波及范圍更大，因此提高了驅(qū)油效率[21]（見表4）。

2.6 現(xiàn)場應用及效果分析

2.6.1 壓裂措施基本概況 本實驗所使用的壓裂-驅(qū)油耦合胍膠壓裂液體系主要是針對環(huán)慶油田低滲區(qū)塊儲層改造而開發(fā)的。2019 年在玉門油田環(huán)慶地區(qū)進行了51 口井的礦場實驗，以0.30 %（ω）的胍膠為稠化劑，較常規(guī)壓裂液體體系（胍膠濃度為0.45 %（ω））降低用量33.33 %。壓裂措施排量為4.0 m3/min～12.0 m3/min，最高砂比為32.5 %，滿足或優(yōu)于常規(guī)壓裂液體系的性能指標，施工成功率為100 %。低濃度胍膠壓裂液體系滿足75 ℃條件下，儲層大排量、大砂量、高砂比的施工工藝要求，取得了較好的壓裂及驅(qū)油效果，實現(xiàn)了低殘渣、低損害的措施效果，有效進行儲層改造和實現(xiàn)增產(chǎn)的目的。

2.6.2 典型措施井效果分析 實驗井A 位于甘肅省環(huán)縣木缽鎮(zhèn)姜棋村，井口位于里194 井場，長81層位，儲層巖性主要為細砂巖。井底溫度為75 ℃，孔隙度平均值為10.5 %，滲透率平均值為0.5×10-3μm2。于2019 年9 月23 日開始壓裂施工，施工地面溫度為25 ℃，壓裂施工過程中，排量穩(wěn)定維持在9.0 m3/min～12.0 m3/min，平均砂比為31 %，加砂量滿足設計要求，油壓穩(wěn)定在29.80 MPa～38.60 MPa。施工結(jié)束后72 h 后開始返排，返排液pH 值為6，黏度低于1.25 mPa·s。措施井穩(wěn)定生產(chǎn)后，平均日產(chǎn)液為18.0 m3，日產(chǎn)油為8.76 t，含水率為43 %，日產(chǎn)油較同井場、同地址條件、同時施工的對照井提高4.16 t。

實驗井B 位于甘肅省環(huán)縣木缽鎮(zhèn)郭西掌村，井口位于木134-19A 井場，長81層位，儲層巖性主要為細砂巖。井底溫度為75 ℃，孔隙度平均值為7.9 %，滲透率平均值為0.3×10-3μm2。于2019 年9 月27 日開始壓裂施工，施工地面溫度為25 ℃，壓裂施工過程中，排量穩(wěn)定維持在5.99 m3/min～6.11 m3/min，平均砂比為28%，加砂量滿足設計要求，油壓穩(wěn)定在31.42 MPa～35.71 MPa。施工結(jié)束后72 h 后開始返排，返排液pH 值為6，黏度低于1.25 mPa·s。措施井穩(wěn)定生產(chǎn)后，平均日產(chǎn)液為3.2 m3，日產(chǎn)油為2.13 t，含水率為23 %，日產(chǎn)油較同井場、同地址條件、同時施工的對照井提高0.93 t?，F(xiàn)場應用表明，壓裂-驅(qū)油耦合胍膠壓裂液體系可以顯著提高儲層改造后地層的產(chǎn)能（見表5）。

表4 75 ℃條件下凍膠的驅(qū)油能力Tab.4 Oil displancement capacity at 75 ℃

表5 壓裂-驅(qū)油耦合胍膠壓裂液體系實驗井施工參數(shù)及產(chǎn)量Tab.5 Construction parameters and oil production of test wells

3 結(jié)論

（1）壓裂-驅(qū)油耦合胍膠壓裂液體系中使用了超強交聯(lián)劑CHIVY-JL01，將傳統(tǒng)體系中胍膠添加量由0.45 %（ω）降至0.30 %（ω），體系具有良好的交聯(lián)、攜砂、抗溫抗剪切能力，在保證壓裂有效的同時，降低體系胍膠的用量，從而降低破膠液殘渣含量，減小儲層損害。

（2）壓裂-驅(qū)油耦合胍膠壓裂液體系中的高效破乳-助排一體劑CHIVY-PZ02，具有良好的表界面活性并在地層溫度條件下具有良好的熱穩(wěn)定性，使壓裂過程中體系破膠液返排液黏度低，表界面性能良好，降低了對地層的損害；同時乳化儲層中的原油，降低原油黏度、提升流動性，滿足了大規(guī)模加砂壓裂施工措施要求的同時顯著提高儲層改造后地層的產(chǎn)能。

（3）實驗井A 在壓裂穩(wěn)定生產(chǎn)后，平均日產(chǎn)液為18.0 m3，日產(chǎn)油為8.76 t，含水率為43 %，日產(chǎn)油較同井場、同地址條件、同時施工的對照井提高4.16 t；實驗井B 壓裂穩(wěn)定生產(chǎn)后，平均日產(chǎn)液為3.2 m3，日產(chǎn)油為2.13 t，含水率為23 %，日產(chǎn)油較同井場、同地址條件、同時施工的對照井提高0.93 t。壓裂-驅(qū)油一體化壓裂液增產(chǎn)效果顯著。

（4）壓裂-驅(qū)油耦合胍膠壓裂液體系具有在低滲油藏應用與推廣的價值與潛力，結(jié)合油氣田低成本、綠色開發(fā)的契機，兼具良好的社會效益與經(jīng)濟效益。