大规模压裂改造是低渗透砂岩油气藏增产的重要技术手段[1-2]，由于储层孔喉半径小，压裂改造后，压裂液滤液及破胶液会在毛细管力和压差作用下，进入渗流通道，难以排出，形成水锁伤害，导致油气相对渗透率降低，使油气产量下降[1, 3]。选择适当的压裂液体系，减少水相的使用，促进措施后液体返排[4]，可以有效降低水锁伤害，增加油气井产量[5-8]。国内一些油田利用低分子醇类，开展醇基压裂液的研究[7]。但由于植物胶类稠化剂在高含醇溶液(醇的质量分数大于5%)中可溶性差[9]。针对以甲醇或乙醇等低分子醇类溶液为介质、羟丙基胍胶(HPG)为稠化剂、有机硼交联而成的醇基压裂液体系所存在的可溶性问题，研制了专用的溶胀助剂和交联促进剂，实现了羟丙基胍胶在醇基体系中的溶胀和交联。液体性能优良，在JN气田志留系深层致密砂岩气藏成功应用。
据Michael等人的研究[10]，醇基压裂液在流变性、残渣、滤失量、携砂能力、裂缝导流能力保持率(一般大于90%)等方面都有良好的性能，尤其适用于敏感性、水锁伤害严重的储层。笔者研究表明：①醇基压裂液表/界面张力较低，返排性能优良，利于解除水锁，降低微细孔喉储层的水锁伤害；②滤液进入基质孔隙，会与岩石矿物组分发生复杂的物理、化学作用，表现为泥质组分的膨胀、脱落和运移，造成孔隙堵塞。醇基压裂液醇含量高达50%(w)，有利于稳定敏感性矿物，降低储层伤害；③高压滤失试验滤饼形成的过程中，在压差作用下，醇会产生瞬间气化现象，造成滤饼中含有大量气泡，且滤饼厚度仅为常规HPG压裂液的30%~40%，大幅度降低滤饼伤害；④醇与水互溶性好，可以将一部分原生水从孔隙表面脱出，提高了油气相对渗透率。
实验设备：吴茵混调器、RS-600旋转流变仪、高温高压岩心流动实验装置、大容量离心机、恒温水浴锅及常规玻璃器皿。
实验药品：NaOH(化学纯)、HPG(山东信德)、有机硼交联剂C-200(工业品)、甲醇(工业品)、溶胀助剂JC-1(自主研究)、交联促进剂JC-2(自主研究)。
(1) 醇基压裂液配制。将含有不同浓度的甲醇溶液作为配液用溶液，放入吴茵混调器中，在高速搅拌下依次加入HPG、JC-1、JC-2及其他压裂液添加剂，配制成醇基压裂液基液。基液中按不同比例加入有机硼，形成压裂液冻胶。
(2) 性能评价。按SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》，对甲醇加量为20%(w)和0.6%(w)HPG醇基压裂液的流变性能、滤失系数及破胶液性能等进行评价。
当甲醇加量超过5%(w)以后，HPG分子溶胀受到明显影响，基液放置一段时间后，烧杯底部会出现大量絮状物。当有机硼加量0.25%(w)，与不同甲醇浓度的基液进行交联试验，发现5%(w)和10%(w)甲醇含量的基液具有一定的成胶效果，但冻胶不能挑挂，用玻璃棒轻微搅拌，压裂液迅速“变碎”，常温下静置2 min，脱水，自动破胶。
分析原因为：HPG分子与强极性的水分子结合才能溶胀，扩展为线状，极性较弱的甲醇，对HPG分子的溶胀具有抑制作用，浓度越高抑制作用越强。由于醇的存在，使得大量HPG分子无法溶胀或者溶胀不完全，形成絮状物而沉降，从而导致HPG有效浓度大幅度降低，与硼酸根离子交联时，成胶能力很弱，即便成胶也很容易发生脱水自动破胶。
研究了一种醇基压裂液溶胀助剂JC-1，该添加剂能够有效屏蔽甲醇对HPG分子溶胀的不利影响，加快HPG分子的溶胀速度。实验发现，在基液中加入0.5%(w)JC-1，含20%(w)甲醇的水可正常配制HPG基液，长时间放置性能稳定，无絮状沉淀产生，测得0.6%(w)HPG基液黏度在80 mPa·s左右。
溶胀助剂可改善HPG在醇基介质中的溶胀性能，但所形成的冻胶挑挂性能很差，静置时仍会出现脱水现象，故研究了交联促进剂JC-2。该添加剂能促进硼酸根离子的生成，提高硼酸根离子的有效浓度，在加量为0.5%(w)时，即可产生良好的促进交联效果。室内试验表明，0.60%(w)HPG醇基交联液冻胶在120 ℃、170 s-1条件下连续剪切120 min，黏度为130~310 mPa·s，表现出良好的耐温耐剪切性能。
在筛选出JC-1、JC-2醇基压裂液特殊添加剂的基础上，进行了pH值调节剂、助排剂、黏土稳定剂等常规压裂液添加剂的筛选及浓度优化，最终形成了醇基压裂液的配方。
基液：20%(w)~30%(w)CH3OH+0.5%(w)~0.6%(w)HPG+2%(w)KCl+0.5%(w)JC-1+0.5%(w)JC-2+其他添加剂
交联液：0.25%(w)C-200交联剂。
从实验结果(表 1)可以看出，压裂液经剪切90 min后，稠度系数K′仍保持较高的值，表现出较好的增稠效果；流态指数n′相对变化率为8.2%，说明其抗剪切降解的能力较强。
用高温高压动态滤失仪测定醇基压裂液滤失性能，温度为120 ℃、压差3.5 MPa、滤纸直径63.5 mm条件下，测得滤失系数为6.13×10-4 m/$\sqrt {\min } $，滤失速率为1.02×10-4m/min，初滤失量1.37×10-3m3/m2，完全满足SY/T 6376-2008 《压裂液通用技术条件》要求。同时，观察所形成的滤饼与常规HPG压裂液的有明显的不同，其厚度更薄且较为松散(图 1)。
将适量过硫酸铵加入到压裂液中，在90 ℃恒温水浴中可完全破胶，实验结果见表 2。由表 2可知，醇基压裂液具有破胶液黏度低、低表/界面张力、低残渣含量的特点。
选取某区块低渗透天然岩心，进行伤害评价。测得岩心初始气测渗透率为7.265×10-3 μm2，挤入醇基压裂液破胶液3~5 PV，保温保压2 h后，岩心渗透率为5.571×10-3μm2，伤害率为23%。而同等试验条件下，常规HPG压裂液岩心伤害率35%。因此，醇基压裂液具有较低的岩心伤害特征。
JZ1井为JN气田一口深层致密砂岩探井，措施井段4 862.0~4 941.6 m/2层，井温133.5 ℃，综合评价为Ⅲ类差气层。低孔、低渗、微细孔喉半径特征明显，考虑降低储层伤害、提高压后返排效果的需要，采用醇基压裂液施工。
该井共泵入醇基压裂液180 m3，破裂压力84 MPa，施工压力75~95 MPa，施工排量2.7~4.1 m3/min，平均砂比12.3%，施工结束立即开井放喷，5 h内液体返排率50%。放喷35 min后，点火成功。测试稳定产量2.0×104 m3/d，高于采用常规HPG压裂液措施的邻井(邻井最高产量1.0×104 m3/d，且产量下降较快)。
(1) 以低分子醇类溶液为介质、羟丙基胍胶(HPG)为稠化剂，通过研制专用溶胀助剂和交联促进剂，实现了HPG配制醇基压裂液。该压裂液性能优良，适应于低渗透、敏感性、水锁伤害大的储层。
(2) 现场应用表明，醇基压裂液能有效降低储层伤害，提高措施效果，具有较好的推广应用前景。
2015, Vol. 44 Issue (2): 83-85
2015, Vol. 44 Issue (2): 83-85