石油与天然气化工  2014, Vol. 43 Issue (4): 409-412
川中沙溪庙致密油藏压裂液技术研究及应用
孙川 , 刘友权 , 熊颖 , 郑凯 , 吴文刚 , 陈鹏飞 , 张倩     
中国石油西南油气田公司天然气研究院
收稿日期：2014-01-16
基金项目：中国石油股份公司科技部科研计划项目“四川盆地侏罗系石油勘探开发关键技术研究”（2012E-2601）
作者简介：孙川(1985-), 硕士, 工程师。2010年毕业于西南石油大学并获硕士学位, 现在中国石油西南油气田公司天然气研究院从事压裂液方面的研究工作。地址:(610213)四川省成都市华阳天研路218号天然气研究院。电话:028-85604526。E-mail:sun_chuan@petrochina.com.cn.
摘要：川中沙溪庙致密油藏为特低孔、低渗致密储层，压裂工艺要求先以滑溜水大排量泵注方式在地层中形成复杂缝网，再以冻胶压裂液造主缝，形成大规模的连通性体积缝网。将聚丙烯酰胺类滑溜水与低分子量胍胶类冻胶压裂液复合应用，开发出了适合川中沙溪庙储层的“滑溜水+冻胶”混合压裂液技术。其中，滑溜水具有低摩阻、高效防膨等特点；冻胶压裂液具有耐剪切、低伤害等特点；混合压裂液体系的破乳效果好、返排能力强。现场试验表明：“滑溜水+冻胶”混合压裂液技术具有良好的储层改造效果，在G36井、G117井应用获得成功，现场降阻率达61.5%~64.8%、返排率＞40%，返排液油水界面清晰，获井口测试产油45.1 t/d。
关键词：沙溪庙    压裂    滑溜水    冻胶    破乳    伤害    
Research and application of tight oil reservoir fracturing fluid in Shaxi Temple layer of Central Sichuan
Sun Chuan , Liu Youquan , Xiong Ying , Zheng Kai , Wu Wengang , Chen Pengfei , Zhang Qian     
Research Institute of Natural Gas Technology, PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company, Chengdu 610213, Sichuan, China
Abstract: The tight reservoir of Sichuan Shaxi Temple layer has characteristics of extremely low porosity and low permeability, and the fracturing process requires to pump slickwater with large emission to form complex fracture networks in formation, then pump gel fracturing fluid to create main fracture and form a large volume of connective fracture network. Due to the composite application of polyacrylamide slickwater and low molecular guar gum fracturing fluid, a mixed fracturing fluid technology of "slickwater + crosslinked gel" has been developed, which is suitable to Shaxi Temple reservoir in Central Sichuan. Slickwater has characteristics of low friction and high clay stable performance, crosslinked fracturing fluid has characteristics of excellent shear resistance and low core damage, and the mixed fracturing fluid has good demulsification performance and high flowback rate. Field test results show that "slickwater + crosslinked gel" technology has good effect of reservoir stimulation, which was successful applied in G36 well, G117 well, the drag reduction rate reached 61.5%~64.8%, flowback rate was more than 40%, interface of the flowback fluid and the oil is clear and testing oil production achieved 45.1t/d.
Key Words: Shaxi Temple    fracturing    slickwater    crosslinked gel    demulsification    damage    

对于川中致密油藏的开发，前期主要开展了小规模冻胶压裂液技术的现场试验6井次，其中3井次压裂失败，3井次取得成功，因其在储层中形成的裂缝单一，泄流面积小，因此无工业油流。本研究借鉴页岩气大规模体积压裂思路，将滑溜水与冻胶压裂液进行复合应用，开发出了适合川中沙溪庙致密油储层的“滑溜水+冻胶”混合压裂液技术。该技术先以低黏度的滑溜水大排量泵注方式在地层中形成复杂缝网，再以高黏度的冻胶压裂液造主缝，多次交替泵注，最终形成大规模的连通性体积缝网，增大泄流面积。

1 川中沙溪庙储层特征及压裂液性能要求
1.1 沙溪庙储层特征

沙一段厚度340~380 m，岩性为紫红色、灰绿色泥岩夹砂岩，以长石砂岩、岩屑长石石英砂岩为主。地质资料表明：沙一储层属特低孔、低渗储集层，平均孔隙度为1.39%~5.61%，裂缝发育程度高，孔隙结构总体表现为小孔细喉特征[1-3]。由于这类储集层的孔隙度、渗透率极低，因此必须进行压裂改造，增加沟通天然裂缝的机率，才可能获得工业油气流。

1.2 川中沙溪庙储层对压裂液性能要求

根据致密油储层特低孔、低渗等特点，结合前期单独采用滑溜水压裂液或冻胶压裂液未取得改造效果的分析认识，认为采用“滑溜水+冻胶”混和压裂液技术可实现体积压裂和常规压裂的复合效果，使储层形成体积缝网，增大泄流面积，提高储层渗透率。因此，适合川中沙溪庙储层改造的压裂液应满足：①滑溜水具有良好的降阻效果，降阻率＞60%；②冻胶压裂液耐剪切能力强，在地层温度、剪切速率170 s-1条件下，剪切2 h黏度>100 mPa·s；③混合压裂液的破乳性能好，破乳率≥95%；④混合压裂液对储层的伤害小，基质伤害率＜25%。

2 “滑溜水+冻胶”混合压裂液技术
2.1 滑溜水配方与性能
2.1.1 配方组成

滑溜水最主要的作用是降低泵注时的管路摩阻，提高施工排量，从而有利于滑溜水多段塞注入造复杂缝网[4-8]。根据川中沙溪庙储层特征，从降阻、破乳、助排等方面考虑，选用聚丙烯酰胺类物质为降阻剂，开发出了一种低摩阻的滑溜水。其配方组成为：0.05%~0.1%(w)聚丙烯酰胺类降阻剂+0.01%~0.015%(w)破乳剂+0.2%~0.5%(w)助排剂+0.2%~0.5%(w)防膨剂+0.01%(w)杀菌剂。

2.1.2 降阻性能

由图 1可知，在低排量时，研发的聚丙烯酰胺类滑溜水与胍胶类滑溜水的摩阻相当，但随着排量的增大，聚丙烯酰胺类滑溜水的摩阻明显低于胍胶类滑溜水的摩阻。表明在大排量条件下，聚丙烯酰胺类降阻剂的降阻性能优于胍胶类。与清水相比，聚丙酰胺类降阻剂的降阻率＞60%。

图 1     滑溜水摩阻性能 Figure 1     Friction properties of slickwater

2.1.3 防膨性能

由于川中沙溪庙储层具有一定的水敏性，为了抑制黏土矿物的水化膨胀，在滑溜水体系中加入了防膨剂，防膨性能见表 1。

表 1    滑溜水防膨性能 Table 1    Anti-swelling properties of slickwater

从表 1可以看出，滑溜水的防膨率可达90%以上，且耐水洗率大于95%，表明该滑溜水具有较好的抑制黏土矿物水化膨胀性能，有利于降低因黏土膨胀带来的伤害。

2.1.4 破乳性能

由于川中沙溪庙储层产原油，滑溜水在储层中极易与原油产生乳化现象，造成排液困难。因此, 在压裂改造过程中，应考虑滑溜水在原油条件下的防乳破乳性能。滑溜水破乳性能见表 2。

表 2    滑溜水破乳性能(70 ℃) Table 2    Demulsification properties of slickwater(70 ℃)

从表 2可以看出，不同油水比条件下，该滑溜水与川中沙溪庙储层原油形成的乳液都能快速、彻底地破乳，破乳率达95%以上，满足SY/T 6376-2008《压裂液通用技术条件》中破乳率≥95%的指标要求。

2.2 冻胶压裂液配方与性能
2.2.1 配方组成

冻胶压裂液常用的稠化剂有(改性)胍胶、魔芋胶、田菁胶等，本实验采用一种低相对分子质量、低残渣的胍胶作为压裂液稠化剂，并根据川中沙溪庙储层特征，从耐剪切、破乳、低伤害等方面考虑，研发出的冻胶压裂液配方为：0.35%~0.45%(w)胍胶+0.01%~0.02%(w)破乳剂+0.5%~1.0%(w)助排剂+0.5%~1.0%(w)防膨剂+0.05%~0.1%(w)杀菌剂+0.35%~0.45%(w)交联剂+0.05%~0.1%(w)破胶剂。

2.2.2 耐剪切性能

室内采用PVS高温高压流变仪对冻胶压裂液的耐剪切性能进行了评价，结果见图 2。

图 2     冻胶压裂液耐剪切曲线 Figure 2     Shear resistance curve of crosslinked fracturing fluid

从图 2可以看出，该冻胶压裂液具有良好的耐剪切能力，在70 ℃、170 s-1条件下，剪切120 min后的黏度≥100 mPa·s，远高于SY/T 6376-2008《压裂液通用技术条件》中冻胶黏度≥50 mPa·s的指标要求，这有利于避免因耐剪切性能差而造成的造缝能力低，缝宽不够，易砂堵等问题。

2.2.3 与储层及流体配伍性能

川中沙溪庙储层产原油，且在压裂过程中将产生少量岩屑。因此，室内对冻胶压裂液与储层及流体进行了配伍性能评价。

从表 3、图 3及图 4可以看出，该冻胶压裂液与川中沙溪庙储层原油形成的乳液可快速、彻底破乳，破乳率达95%以上，且与储层无不良反应，破乳界面清晰，配伍性好。

表 3    冻胶压裂液与储层及流体配伍性能 Table 3    Compatibility between crosslinked fracturing fluid and reservoir

图 3     "原油+破胶液+支撑剂+岩屑"破乳后性状 Figure 3     Demulsification traits of "crude oil+breaking gel liquid+support agent+debris"

图 4     "原油+破胶液+岩屑"破乳后性状 Figure 4     Demulsification traits of "crude oil+breaking gel liquid+debris"

2.2.4 基质伤害性能

冻胶压裂液通常会对岩心造成一定的基质伤害。本实验采用冻胶压裂液的破胶液对川中沙溪庙G36井的岩心基质伤害情况进行了评价(表 4)。

表 4    破胶液对川中沙溪庙G36井的岩心基质伤害情况 Table 4    Damage of breaking gel liquid to G36 well of the Shaxi Temple

从表 4可以看出，冻胶压裂液的破胶液对岩心的伤害较小，满足SY/T 6376-2008《压裂液通用技术条件》中基质伤害率＜25%的指标要求。

3 现场应用情况

“滑溜水+冻胶”混合压裂液技术在川中沙溪庙储层成功应用2井次，获得了良好的储层改造效果。

从表 5可以看出，“滑溜水+冻胶”混合压裂液技术适合川中沙溪庙储层改造作业，现场降阻率达60%以上，且返排率高于40%。同时，返排液破乳快，放喷池中无明显乳化现象，因压裂液乳化滞留地层带来的储层伤害低。

表 5    施工效果统计 Table 5    Effect of construction statistics

4 结论与建议

(1) 针对川中沙溪庙储层特低孔、低渗的特点，开发出了适合该储层改造的“滑溜水+冻胶”混合压裂液技术。该混合压裂液体系中的滑溜水具有低摩阻、高效防膨、破乳性能好等特点；而冻胶压裂液具有耐剪切、与储层及流体配伍性能好、对储层伤害低等特点。

(2) “滑溜水+冻胶”混合压裂液技术在川中沙溪庙储层开展了2井次现场试验，改造效果明显，其获井口测试产油45.1 t/d，表明该技术适合川中沙溪庙储层改造作业。

参考文献
[1]
代金友. 鄂尔多斯盆地中部气田储层试井特征[J]. 天然气工业, 2009, 29(11): 86-89. DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2009.11.027
[2]
马绒利. 延长油田低渗透储层提高采收率潜力探讨[J]. 油气田地面工程, 2010, 29(8): 90-91. DOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2010.08.056
[3]
黄禹忠. 川西低致密气藏低伤害压裂液技术研究与应用[J]. 钻采工艺, 2009, 32(1): 33-35. DOI:10.3969/j.issn.1006-768X.2009.01.011
[4]
Phillips Z D, Halverson R J, Strauss S R, et al. A case study in the bakken formation: changes to hydraulic farcture stimulation treatments result in improved oil production and reduced treatment costs[R]. SPE 108045, 2007.
[5]
Powell A, Bustos O, Kordziel W, et al. Fiber-laden fracturi-ng fluid improves production in the bakken shale multilateral play[R]. SPE 107979, 2007.
[6]
Vincent M C. Examining our assumptions-have oversimplifications jeopardized our ability to design optimal fracture treatments[R]. SPE 119143, 2009.
[7]
Li L, Nasr-El-Din H A, Cawiezel K E. Rheological properties of a new class of viscoelastic surfactant[R]. SPE 121716, 2009.
[8]
McDaniel B W and Keith Rispler. Horizontal wells with multistage fracs prove to be best ec-onomic completion for many low-permeability reservoirs[R]. SPE 125903, 2009.
X