压裂液返排是水力压裂作业的最后环节, 压后油气井的生产能力在很大程度上取决于返排后的导流能力。适当的返排程序是保持裂缝导流能力的关键, 返排流速过高可能引起支撑剂回流等问题, 返排流速过低可能降低返排率, 并导致残渣沉降等问题。提高返排效率, 尤其是提高返排期间裂缝的净化效率是提高压裂效果的重要环节。
为保证压裂液的顺利返排, 目前现场通常要求破胶液粘度低于10 mPa·s。由于破胶剂存放不当而失效或现场破胶剂加入不足等原因, 总有一些井返排时压裂液破胶不完全, 出现严重的地面返胶现象。返胶严重时, 排出的压裂液近似冻胶, 需要特殊处理才能泵送, 此时现场作业人员称之为不破胶。通常认为, 返排压裂液破胶不完全会降低压裂效果。为保证压裂液彻底破胶, 国内外研究了各种各样的新技术, 如胶囊破胶剂、酶破胶剂、自生热破胶剂等[1-3]。但笔者收集的一些返胶井压后效果并非如预料的那么差, 笔者认为在返排粘度问题上还有一些认识需要深化。
羟丙基胍胶压裂液(BXHPG)是目前最常用的压裂液。其稠化剂HPG相对分子质量一般在200万以上, 通常由4000个半乳-甘露聚糖链节构成。由于硼交联剂调节pH值具有交联可逆的特性[4], BXHPG压裂液在井底破胶后平均相对分子质量仍在10万以上[5], 在地面低温、高pH值条件下可再次交联形成冻胶。这种现象称为返胶。
1998年, 中原油田马49井曾出现返胶现象。该井压裂液返排至钻井液坑, 重新交联造成废液无法转出井场。采油厂担心压裂无效, 要求进行压后裂缝处理。该井放喷一天已排出压裂液近40 m3, 井口仍有溢流, 不断排出带油花的冻胶。将排出的冻胶加热到80℃后粘度降低到36 mPa·s, 而该井地层温度120℃, 因此认为裂缝内压裂液的流动并不受影响。如果此时进行压后强化破胶施工, 虽然可对压裂液深度降粘, 但很容易造成新的伤害。因此建议不做任何处理, 尽快投产, 仅用盐酸对排出液降粘; 如果投产后产量与期望值相差太远, 可不动管柱从环空挤入后处理液清洗裂缝。该井投产后效果较好, 一直没进行后处理。此后, 凡遇返胶井, 通常用盐酸对排出的冻胶进行地面降粘, 只有确实证明缝内流动受阻时才挤注后处理液。后处理液配方为:1%过硫酸铵+3%~5%盐酸(或柠檬酸) +0.5%铁稳定剂+0.3%酸化缓蚀剂+0.2%酸化助排剂, 并在前5 m3内加入约50 kg重铬酸钾。
卫75-10井于2007年1月7日施工, 施工次日发现返出的压裂液未破胶。自喷排出约30 m3。取样观察, 排出液呈冻胶状, 用Haake-RT20粘度计测试, 常温、170 s-1下粘度约300 mPa·s, 地层温度(100℃)下为36 mPa·s (图 1中曲线3), 是典型的不完全破胶造成的返胶现象。该井压裂液不加破胶剂时粘温曲线为图 1中的曲线1, 压裂液加入0.02%过硫酸铵后, 30 min内急剧降粘(图 1中曲线2), 但破胶粘度高于10 mPa·s, 属于破胶剂量不足造成的不完全破胶。
同区块的卫75-12井与该井情况类似, 出现返胶现象后进行了压后强化破胶施工。返胶井与同区同层其它压裂井产量对比见表 1。这些井均是新井投产, 压前无可比产量, 取单位支撑剂量下的压裂后增产液/油量对比。因通常开井5天后含水才趋于稳定, 故压后产液/油量取开井10日后15天内的平均值。结果表明, 返胶井经处理后各项指标均高于同区块的平均水平。相关压裂施工参数见表 2。
返胶现象严重的井, 不经任何处理措施, 投产后产能往往也不会降低。现以马80井为例分析如下。
马80井是中原油田采油六厂马厂油田的一口生产井, 压后出现严重返胶现象。该井压裂液粘温曲线特征与卫75-10很接近。排出压裂液常温下粘度300 mPa·s, 80℃粘度降为30 mPa·s。据此认为压裂液在地层温度下已破胶, 不会影响裂缝排液和压后产能。
该井投产后生产正常。由于该区压裂井次相对较少, 找不到同层井对比, 故取全区块当年所有压裂井平均值作对比, 结果见表 3, 相关施工参数见表 4。
从表 3可知, 马80井每立方米砂日增液、油分别为0.281 m3和0.134m3, 均高于本区块平均每立方米砂日增液、油(0.278 m3和0.0802m3)的水平。
目前现场压裂液返排时, 通常要求压裂液彻底破胶水化降粘, 认为破胶液粘度越低返排效果越好, 从而压后效果越好。通过对中原油田压裂井排液异常四口井压后产量统计分析, 发现压裂液返排时维持较高粘度并未降低压后效果, 反而高于同区块的平均水平。这说明以往对压裂液返排中的粘度控制需要进一步认识。建议加强对压裂液返排粘度的实验研究, 并进一步收集、统计现场数据, 深化认识, 以提高压裂液返排时对支撑裂缝的净化效果。
2010, Vol. 39 Issue (1): 57-59
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