安 杰，喻 建，邵東波，張海峰，李濤濤，郝志磊，李年銀

（1.中國石油長慶油田公司勘探事業(yè)部，甘肅 慶陽 745000；2.西南石油大學“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室，四川 成都 610500）

1 區(qū)域地質(zhì)概況及前期壓裂效果

長慶油田環(huán)西-彭陽探區(qū)長8 層為致密砂巖油藏［1］，孔隙度為15%～20%，平均為17.01%，滲透率為（1～10）×10-3μm2，平均為2.69×10-3μm2。原油性質(zhì)為高凝油，油藏溫度為61～67℃，壓力系數(shù)偏低（0.8）。目前，環(huán)西-彭陽探區(qū)長8 層開發(fā)以常規(guī)壓裂為主，其次是大排量壓裂和二氧化碳增能壓裂，總體改造效果欠佳。分析原因是常規(guī)壓裂改造將大量低溫壓裂液注入地層，使井底周圍的原油冷卻，造成原油黏度增大，原油析蠟或凝固，從而堵塞了一部分流動通道，對儲層造成了“冷傷害”，因而降低了壓裂裂縫的導流能力。因此，如何解決壓裂液對高凝油儲層及裂縫的“冷傷害”問題，是提高高凝油油藏壓裂施工效果的關鍵所在。

自生熱壓裂技術可以有效解決高凝油藏“冷傷害”問題，目前已經(jīng)在我國的多個油田應用成功［2-10］。目前較為常見的是改性胍膠自生熱壓裂液體系、自生熱膠囊壓裂液體系及自生熱泡沫壓裂液體系［11-18］。

改性胍膠自生熱壓裂液體系通過胍膠改性達到酸性環(huán)境交聯(lián)的目的，體系在地面混砂交聯(lián)后攜砂泵入地層。但該體系攜砂性能并不理想，且破膠殘渣含量較大，易對儲層造成損傷。

自生熱膠囊壓裂液體系是將常規(guī)的氧化劑、酶等破膠劑以及自生熱反應催化劑包裹于膠囊中，在壓裂施工時破膠劑不與交聯(lián)后的凍膠直接接觸，因此可以避免凍膠黏度過早下降，而不影響造縫、攜砂能力，在壓裂施工后期膠囊才將破膠劑、生熱反應催化劑釋放出來，升高地層溫度，產(chǎn)生大量惰性氣體，最大限度地破膠水化，有利于壓裂液破膠返排，減小地層傷害，促進低溫含蠟稠油地層開采。但該體系造價昂貴，經(jīng)濟增產(chǎn)收益低。

自生熱泡沫壓裂液體系能夠在酸性環(huán)境下交聯(lián)攜砂，具有自動升溫、自動增壓就地泡沫化、自動降低密度、自動氣舉的功能，具有較好的體系性能。但體系破膠困難，易對儲層造成損傷［19-22］。

本文研制的自生熱壓裂液體系，可在酸性環(huán)境下有效交聯(lián)攜砂，具有良好的破膠性能，破膠液殘渣量低，清潔環(huán)保，價格較低，且在環(huán)西-彭陽探區(qū)試驗成功，獲得了非常好的增油效果。

2 環(huán)西-彭陽探區(qū)長8 層原油“冷傷害”研究

2.1 長8層原油物性

環(huán)西-彭陽探區(qū)長8 層原油密度為0.91 g/cm3、黏度26.4 mPa·s、凝固點18 ℃、初餾點148 ℃，與鎮(zhèn)北、合水等區(qū)塊長8層相比，呈現(xiàn)出高密度、高黏度、低凝固點的特征。通過對原油進行全烴氣相色譜分析，原油組分主要集中在C12—C22之間（見圖1），利用電導率測試原油析蠟點和熔蠟點，分析得出原油析蠟點約為40℃，熔蠟點約為52℃（見圖2）。因此，為防止入地液體對地層原油造成冷傷害，壓裂改造時需保證入地液體在40℃以上。

圖1 環(huán)西-彭陽探區(qū)長8層高凝油組分分析

圖2 環(huán)西-彭陽探區(qū)長8層高凝油熔蠟點和析蠟點

2.2 巖心原油“冷傷害”流動實驗

利用巖心流動試驗儀，對巖心中原油的冷傷害及冷傷害解除進行研究。在80℃條件下用地層原油飽和巖心，同溫度下驅(qū)替4%NH4Cl 溶液，測試滲透率，依次降低溫度，測試不同溫度下巖心滲透率，降到35℃后再依次升溫，測試相同溫度條件下巖心滲透率變化，實驗結果見圖3。圖3 表明，隨著溫度的降低，巖心受到冷傷害，而再次升溫后，巖心滲透率不能恢復，因此，環(huán)西-彭陽探區(qū)長8 層受到冷傷害后難以解除，開發(fā)開采過程中需盡量避免冷傷害的發(fā)生。

圖3 環(huán)西-彭陽探區(qū)長8層高凝油“冷傷害”流動實驗

3 自生熱壓裂液體系

本文提出的自生熱壓裂液體系包含自生熱體系、催化劑、稠化劑、交聯(lián)劑和破膠劑。

自生熱體系選用目前現(xiàn)場應用較多的銨鹽與亞硝酸鹽體系，該體系反應放熱速率較高，放熱量大，可以達到較好的生熱效果，但需要用催化劑催化才能起到較快較好的生熱效果；

常規(guī)胍膠壓裂液和聚合物壓裂液需要在中性或弱堿性環(huán)境中才能起黏，不耐鹽不耐酸，不能滿足自生熱壓裂工藝條件。因此，研發(fā)了一種超支化聚合物作為自生熱壓裂工藝配套的稠化劑，其在合成過程中加入了耐鹽單體，在高濃度鹽水和酸性條件下仍可以保持較高黏度，從而起到攜砂作用。

催化劑為酸液，為自生熱體系提供氫離子，從而促進放熱反應的進行；交聯(lián)劑為有機鋯酸性交聯(lián)劑，可促進聚合物分子交聯(lián)，形成膠束，提高壓裂液抗剪切和攜砂性能；破膠劑為常用氧化型破膠劑［23］，可以有效降解聚合物分子，降低壓裂返排液黏度。

4 自生熱壓裂液體系評價

4.1 升溫與膨脹增壓性能評價

自生熱壓裂液體系的最重要的一項性能就是升溫性能，升溫能力將直接影響自生熱壓裂液體系的實際應用效果。自生熱壓裂液在升溫的同時會產(chǎn)生大量氣體，提高地層壓力，在壓裂液返排時有助于壓裂液返排。本文應用旋轉(zhuǎn)圓盤試驗儀模擬壓裂施工時自生熱壓裂液的升溫與膨脹增壓性能。室溫為20℃，準備自生熱壓裂液500 mL，加入催化劑，每分鐘記錄溫度和壓力，繪制曲線見圖4。由圖4 可知，8 min 時溫度升至最高，升溫幅度可達55.2℃，可以有效避免地層原油因溫度降低而造成冷傷害，而壓力則在反應18 min 時達到最大的2.23 MPa，有助于壓裂后及時返排。

圖4 自生熱壓裂液升溫與膨脹增壓曲線

4.2 靜態(tài)懸砂性能評價

本文研究的自生熱壓裂液體系可以在高礦化度和酸性條件下形成交聯(lián)液，并達到與常規(guī)胍膠相近的攜砂能力，即在滿足常規(guī)壓裂加砂的同時進行生熱。準備自生熱壓裂液基液100 mL，按15%、20%、30%和35%砂比加入20/40 目石英砂，加入交聯(lián)劑和催化劑，由圖5可以看出，壓裂液具有良好的攜砂效果。

圖5 自生熱壓裂液攜砂性能評價

由于壓裂施工過程中井筒處于高壓狀態(tài)（20～40 MPa），井筒內(nèi)初步化學反應產(chǎn)生的少量氣體會溶解在液體中，即井筒內(nèi)液體并不會形成泡沫狀從而提高攜砂能力，因此，為驗證無泡沫狀態(tài)下的壓裂液靜態(tài)攜砂性能，進行平行對比實驗。配制相同礦化度的壓裂液基液（僅添加銨鹽），加入等量交聯(lián)劑和催化劑，加入35%砂比的20/40 目石英砂，測試交聯(lián)壓裂液靜態(tài)攜砂效果及沉砂時間，實驗結果見圖6。無泡沫形成時自生熱壓裂液仍具有良好的攜砂效果，石英砂在120 min時僅有少量沉降，720 min后仍未完全沉降。

圖6 自生熱壓裂液交聯(lián)液靜態(tài)沉砂實驗

4.3 破膠與破膠液傷害性能評價

配制500 mL添加交聯(lián)劑的自生熱壓裂液，將液體置于旋轉(zhuǎn)圓盤反應釜中，加入催化劑和破膠劑，溫度設定為60℃，反應60 min，測試破膠液黏度為3 mPa·s，表面張力為25.7 mN/m，破膠液與煤油界面張力為1.8 mN/m。利用破膠液進行儲層巖心基質(zhì)和填砂裂縫傷害評價。

選用M20長8層巖心進行壓裂破膠液巖心基質(zhì)傷害評價實驗，試驗方法按照標準SY/T 5107-2005，巖心基質(zhì)滲透率損害率為19%，優(yōu)于標準SY/T 6376-2008的要求（低于30%），見圖7。

圖7 自生熱壓裂液破膠液對巖心基質(zhì)滲透率傷害實驗

選用20/40目石英砂，鋪砂質(zhì)量濃度2.75 kg/m2，用清水測定其導流能力，再分別用自生熱壓裂液破膠液、胍膠壓裂液破膠液驅(qū)替后，測定壓裂破膠液殘渣污染后的填砂裂縫導流能力（實驗用破膠液量按前期壓裂返排率及造縫體積計算）。分析可得自生熱壓裂液破膠液對填砂裂縫滲透率傷害率約為16.6%，而胍膠壓裂液破膠液則高達58%，見圖8。

圖8 自生熱壓裂液破膠液對填砂裂縫導流能力傷害實驗

4.4 流變性能評價

參照標準SY/T 5107-2016 方法，利用RV-600流變儀測試自生熱壓裂液和添加有催化劑的自生熱壓裂液的黏度隨時間的變化，測試結果顯示溫度穩(wěn)定后，自生熱壓裂液基液黏度穩(wěn)定在20 mPa·s，具有較好的抗剪切性（見圖9）；自生熱壓裂液與催化劑在井筒混合后反應會進一步提升液體黏度，確保支撐劑順利進入裂縫（見圖10）。

圖9 自生熱壓裂液基液黏度隨時間變化

圖10 添加交聯(lián)劑和催化劑的壓裂液黏度隨時間變化

4.5 腐蝕性能評價

參照標準SY/T 5405-2019 的方法，利用高溫高壓腐蝕儀，溫度設定70℃，壓力16 MPa，轉(zhuǎn)速60 r/min，測試添加有催化劑的自生熱壓裂液對N80 鋼片的腐蝕性，測試結果見圖11 和表1。添加有催化劑的自生熱壓裂液在高溫高壓條件下對N80 鋼的腐蝕速率極低，僅為3.496 2 g/（m2·h），且在鋼片表面未發(fā)生點蝕現(xiàn)象。

表1 兩組N80鋼片腐蝕實驗結果

圖11 兩組N80鋼片腐蝕效果

5 現(xiàn)場應用及效果評價

5.1 現(xiàn)場應用

自生熱壓裂工藝由于可有效解決常規(guī)壓裂工藝對長慶油田環(huán)西-彭陽探區(qū)長8 油層的“冷傷害”問題，目前在長慶油田隴東油探已累計實施6井段，工藝成功率100%。

典型案例:M52井長81層，射孔井段2 343～2 347 m，油層厚度4 m，孔隙度18.7%，滲透率19×10-3μm2，采用雙上封+自生熱壓裂工藝，油管注入自生熱壓裂液176.4 m3，施工排量2.2～2.6 m3/min，油管注入催化液共15 m3，排量為0.2 m3/min，共注入地層20～40目石英砂35 m3，平均砂比26.9%，最高砂比36.6%。施工壓力曲線見圖12，施工過程中，階梯式提高砂比，油壓升高幅度較小，具有較好的攜砂效果。

圖12 M52井自生熱壓裂施工曲線

壓裂施工結束后關井2 h 放噴，以確保井內(nèi)放熱化學反應完全及破膠完全。放噴后倒繩抽汲，抽汲第5 班見油，此時壓裂液返排率64.6%，最終試油日產(chǎn)量63 t，含水為0，取得了很好的增油效果。

5.2 效果評價

通過將自生熱壓裂井M87、M64、M77 長81下、M77 長81上、M52、M60 與常規(guī)壓裂井的試油成果進行總結分析（見圖13）:前期常規(guī)壓裂工藝試油平均日產(chǎn)量為3.5 t，自生熱壓裂工藝上升至13.27 t；平均日產(chǎn)液由20.44 t 上升至21.86 t。自生熱壓裂工藝相較于常規(guī)壓裂工藝，不僅試油產(chǎn)量大幅上升，且試油成功率由21.7%上升至50%，增產(chǎn)效果明顯。

圖13 自生熱壓裂工藝效果柱狀圖

6 結論

（1）環(huán)西-彭陽探區(qū)長8 層溫度較低，壓力系數(shù)較低，地層高凝油析蠟點較低，常規(guī)壓裂進入的液體易對原油造成“冷傷害”；

（2）自生熱壓裂液具有良好的抗溫抗剪切性能，對管柱腐蝕較弱，具有良好的攜砂性能，現(xiàn)場可實現(xiàn)36%砂比攜砂，具有良好的升溫和膨脹增壓性能，且升溫速率和升溫幅度可調(diào)，破膠液對巖石基質(zhì)和填砂裂縫的傷害較低；

（3）自生熱壓裂工藝現(xiàn)場應用效果較好，較常規(guī)壓裂工藝，試油成功率、試油平均日產(chǎn)量、平均日產(chǎn)液量都有明顯提高，具有推廣應用價值。