石油与天然气化工  2010, Vol. 39 Issue (1): 51-54
缝内破胶压裂液的研究及应用
刘友权 , 张永国 , 王小红 , 陈鹏飞 , 张燕 , 张倩     
中国石油西南油气田公司天然气研究院
收稿日期：2009-12-14
摘要：在水基聚合物压裂液加砂压裂施工过程中, 往往需要添加破胶剂来满足压裂液的顺利破胶返排。目前使用较多的破胶技术是过硫酸盐、胶囊破胶剂结合的楔形追加破胶技术, 但仍然存在压裂液的残胶伤害。为此, 开展了新型破胶技术的室内研究, 成功地研究出能使压裂液彻底破胶的破胶剂组合技术——缝内破胶技术。采用缝内破胶技术的压裂液(缝内破胶压裂液)和常规压裂液比较, 缝内破胶压裂液破胶残液最大分子量是常规压裂液的1/8~1/6, 岩芯渗透率伤害率降低了30%~40%。在四川GA区块的B井区进行了5井次缝内破胶压裂液和5井次常规破胶压裂液现场应用试验。试验结果表明, 缝内破胶压裂液平均返排率比常规高10%左右, 平均单井增加天然气测试产量是常规压裂液的1~2倍。
关键词：压裂液    低伤害    破胶剂    缝内破胶    
Research and Application of the Gel Breaking in Fracture Technology
LIU Youquan , ZHANG Yongguo , WANG Xiaohong , CHEN Pengfei , ZHANG Yan , ZHANG Qian     
China Petroleum Southwest Oil and Gas Field Company Natural Gas Research Institute
Abstract: In the course of Water-based polymer fracturing fluid sand fracturing, in order to make fracturing fluid breaking and flowback, we often need to add a certain amount of gel breaker.Currently, persulfate, capsule and the technology of wedge-shaped mixing have been widely used as an ordinary breaker, however, there is still residual gum fracturing fluid damage.Therefore, This paper researches on a new gel-breaking technology based on persulfate breaker by laboratory experiment, and successfully developed a completely breaking fracturing fluid combination technology-the technology of gel breaking in fracture.To compare the fracturing fluid which used this technology (fracturing fluid gel breaking in fracture) with the conventional fracturing fluid, we found that the maximum residue molecular weight of fracturing fluid gel breaking in fracture is 6 ~ 8 times lower than conventional fracturing fluid, and at the same time, the permeability of core damage reduced by 30%~40%.there are five wells with the the technology of gel breaking in fracture and five wells of conventional fracturing fluid gel-breaking application tests in GA block B area of Sichuan, the results show that fracturing fluid with the technology of gel breaking in fracture average rate of return is about 10% higher than conventional fracturing fluid, and an average single-well test production of natural gas increases by 2 to 3 times.
Key words: fracturing fluid    low damage    gel breaker    gel breaking in fracture    

水力压裂作为一项重要的油气田增产技术, 在油气井的勘探、开发过程中得到了广泛的应用, 并取得快速的发展。加砂压裂应用过程中, 降低压裂液对储层的伤害, 对提高压裂增产效果起着至关重要的作用。压裂过程中压裂液对储层的损害主要有固体损害、液体损害和残胶、浓缩胶的损害[1], 其中残胶伤害的主要原因有:破胶不彻底; 滤失作用导致浓缩胶(10~30倍); 温度效应的降温、浓缩和堵塞等。

当压裂液破胶不彻底, 其残胶粘度大于20 mPa·s, 在压裂液返排时, 返排出来的液体粘度大约在相当于清水粘度30倍时, 就会出现严重的黏滞指进[2]。意味着油气水可能突破压裂液残胶快速地单独排出井筒, 造成液体返排率低, 并且把大量浓缩的压裂液残胶滞留在储层。

目前压裂液普遍采用过硫酸盐作为破胶剂, 其优点在于成本低, 使用方便; 缺点是低温释放速率慢, 高温下又太快, 容易导致压裂液破胶太快导致脱砂的危险。针对储层温度较高的情况, 引入了胶囊破胶剂[1]技术, 在施工前期加入胶囊破胶剂和少量常规破胶剂, 以保证前期压裂液的耐温耐剪切性能。普遍采用的是楔形追加破胶技术, 使压裂液破胶时间随破胶剂加量呈线性变化, 既保证在施工过程中压裂液具备良好的携砂性能, 又使压裂液在施工结束后, 能快速彻底破胶。在施工后期, 近井地带的温度被大大降低, 大多低于40℃, 原普通破胶剂须加入2000 mg/L以上才能使压裂液破胶, 且短时间内破胶不彻底, 破胶后凝胶色谱分析残液中相对分子质量大于30万的高达40%以上。这也正是在现场用粘度计测试残液粘度小于5 mPa·s, 但在除砂器中却发现压裂液残胶的原因。

1 缝内破胶压裂液的研究

压裂液破胶后, 虽然破胶液粘度低, 但残液最高分子量仍较高(300万左右), 对支撑剂导流能力伤害较大。为此, 从压裂液交联、破胶机理出发, 研制了缝内破胶剂CT9-7C, 其在一定的条件下与使用的氧化类破胶剂发生反应, 促进氧化类破胶剂中有效活性成分的释放, 从而促进缝内压裂液、压裂液残胶的破胶, 降低残液相对分子质量, 以使施工结束后压裂液能彻底破胶成水。

缝内破胶技术, 就是使裂缝内的压裂液、压裂液残胶在裂缝中彻底破胶。研究的缝内破胶技术是采用常规破胶剂、胶囊破胶剂、缝内破胶剂结合楔形追加破胶剂形成的技术, 使用该技术后, 使裂缝内的压裂液彻底破胶, 降低了残液的分子量和缝内残胶, 从而降低压裂液缝内伤害。

2 缝内破胶压裂液主要性能评价
2.1 抗剪切流变性能评价

在60℃, 不同缝内破胶剂加量下, 将压裂液在M5500流度仪中进行抗剪切(170s-1)性能评价实验, 实验结果见图 1。

图 1     不同缝内破胶剂加量下压裂液抗剪切性能实验

通过调节破胶剂加量, 可以使压裂液满足不同剪切时间的需要, 从而满足不同施工规模的要求。

2.2 携砂性能评价

支撑剂在压裂液中的沉降速度是评价压裂液好坏的一个重要指标。将研制的缝内破胶压裂液, 放入自制沉砂速度测定器中, 测一定温度下20/40目支撑剂的沉降速度。选用满足60℃、170 s-1剪切1 h的压裂液配方, 结果见图 2及图 3。

图 2     60℃、800kg/m2高砂比浓度下静态沉降实验

图 3     常温、800kg/m3高砂比浓度下静态沉砂实验(24h)

由图 2、图 3中可以看出, 在地层温度、800 kg/m3高砂比浓度下, 冻胶30 min内仍有较好的悬砂性能, 而且施工过程是一个动态过程, 所以此配方完全能满足施工后期高砂比浓度携砂的需要, 同时保证在施工结束后, 压裂液能整体快速彻底破胶。

2.3 压裂液破胶残液相对分子质量分析

采用满足60℃、170 s-1剪切1 h压裂液的配方, 在40℃下做破胶实验(由于大量液体注入, 将导致近井地带储层温度降低), 将破胶后的残液进行色谱分析, 测定其相对分子质量大小及分布, 其色谱结果如图 4、图 5所示。

图 4     常规破胶技术破胶残液凝胶色谱图

图 5     缝内破胶技术破胶残液凝胶色谱图

由色谱图 4、图 5和表 1数据可以看出, 采用氧化类破胶剂时, 破胶残液相对分子质量较大, 最大达5190万, 且相对分子质量大于300万的比例高达48%。而采用缝内破胶技术后, 残液中相对分子质量大于300万的比例降低到8%, 相对分子质量小于100万的比例从20%~30%增加到65%, 且最大相对分子质量只有768万。

表 1    不同破胶剂残液中相对分子质量大小分布情况

2.4 压裂液岩芯流动性能评价

压裂液对储层岩芯伤害性流动性能评价见表 2。从表 2可以看出, 缝内破胶压裂液与常规压裂液相比, 其岩芯渗透率伤害率降低30%。

表 2    压裂液对储层岩芯伤害率测定

3 缝内破胶压裂液现场应用
3.1 现场缝内破胶剂加注技术

现场实际操作中, 考虑裂缝内温度场变化, 为了保证施工结束后压裂液能整体彻底破胶, 快速返排, 采用楔形追加技术, 即随着施工时间的推移, 破胶剂加量线性增大。以施工时间120 min为例, 现场破胶剂追加曲线如图 6。

图 6     现场破胶剂加注曲线

3.2 现场应用残液相对分子质量分析

GA002-72井施工后返排样相对分子质量分析结果见图 7及表 3。

图 7     GA区B井区现场试验效果

表 3    现场施工残液中相对分子质量大小分布情况

从表 3可见, 在现场采用缝内破胶剂结合楔形追加技术后, 压裂液破胶比室内更加彻底, 残液相对分子质量更小。

3.3 现场应用

研制的缝内破胶压裂液在四川须家河储层现场应用了100余井次, 累计增产井口天然气测试产量280×104 m3/d以上, 取得了良好的应用效果。特别在四川GA区块的B井区进行了5井次缝内破胶压裂液和5井次常规破胶压裂液现场应用试验, 试验情况如表 4。

表 4    GA区B井区现场试验效果

从表 4数据可以看出, 采用缝内破胶剂技术, 压裂液破胶彻底, 粘度小于3 mPa·s, 平均返排率71.2%, 平均单井增加产量5.18×104 m3/d; 而使用常规压裂液平均返排率62.0%, 平均单井增加产量2.09×104 m3/d。

4 结论

(1) 缝内破胶压裂液和常规压裂液比较, 缝内破胶压裂液破胶残液最大相对分子质量是常规压裂液的1/8~1/6, 岩芯渗透率伤害率降低约30%。

(2) 四川GA区块的B井区进行了5井次缝内破胶压裂液和5井次常规破胶压裂液现场应用试验, 缝内破胶压裂液平均返排率比常规压裂液高10%左右, 平均单井增加天然气测试产量1~2倍。

参考文献
[1]
陈馥, 李钦. 压裂液伤害性研究[J]. 天然气工业, 2006, 26(1): 109-111. DOI:10.3321/j.issn:1000-0976.2006.01.033
[2]
赵忠扬. NBA-101胶囊破胶剂的研制与应用[J]. 油田化学, 1993, 12(4): 324-327.
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