耐温耐剪切低伤害压裂液性能评价及应用

李东 杨宇 郭程飞 陆松嵩 陈健

（1.成都理工大学能源学院，四川 成都 610051；2.中国石化河南石油工程有限公司，河南 南阳 473132）

耐温耐剪切低伤害压裂液性能评价及应用

李东1杨宇1郭程飞1陆松嵩1陈健2

（1.成都理工大学能源学院，四川 成都 610051；2.中国石化河南石油工程有限公司，河南 南阳 473132）

新场须家河组储层属于高温、高压、低渗致密储层，井筒结构复杂，现场开展加砂压裂施工难度大、效果差，因而需使用耐温、耐剪切的高效压裂液，同时该压裂液对储层伤害程度小。在新场气田的气藏条件下，对原有压裂液体系进行改进，并研制出适合新场须二储层120～140℃的耐高温、耐剪切、低伤害压裂液体系。通过对SL-1C低伤害压裂液流变性、破胶性能、防膨性能、滤失性能、岩心伤害率、降水锁实验研究及新场气田的现场应用，表明该新型压裂液不仅具有良好防膨性能、携砂能力、长时间剪切性能稳定、高黏低滤失等特点，而且还能解除水锁伤害，压后实现快速返排，对岩心伤害率低，返排效率高。

压裂液 耐高温 耐剪切 低伤害

0 引言

新场须二气藏埋深4 500～5 300 m，储层为高温（120～140℃）、异常高压、孔隙—裂缝型致密砂岩气藏，储层具有中等水敏和强的水锁特征，压裂改造对压裂液性能要求较高［1］。针对这种高温、高压、地质条件复杂的储层，普通压裂液无法满足性能要求［2］；笔者使用的SL-1C压裂液具有耐温、耐剪切、低伤害的特点，可以满足施工需求，是应用于高温、高剪切环境的理想压裂液。

1 实验准备

1.1 实验仪器

M5500高温高压流变仪、TX500C全量程界面张力仪、高温高压滤失仪（岩心）、高温高压岩心流动实验仪、烧杯、量筒等。

1.2 实验药品及材料

SL-3A原配方：0.55%瓜胶＋0.3%LDS-1杀菌剂＋0.5%LD-4黏土稳定剂＋1.5%LD-21温度稳定剂＋0.5%BM-B8增效剂＋0.12%NaOH＋0.5%LD-12助排剂＋0.35%LD-51B交联剂＋0.04%LD-PJ破胶剂。

低伤害SL-1C配方：0.58%瓜胶＋0.3%LDS-2杀菌剂＋0.5%LD-5黏土稳定剂＋2%LD-21温度稳定剂＋0.6%BM-B10增效剂＋0.18%NaOH＋0.5%LD-12助排剂＋0.52%LD-52交联剂＋0.04%LD-PJ破胶剂。

瓜胶为东营大诚生产，工业级；其他配方成分由室内复配获得；岩心资料选用须家河（T3X2）储层岩心，见表1。实验均用蒸馏水配制。

1.3 实验方法

本实验参考SY/T 5107-2005、SY/T 6376—2008、SY/T 5764—2007等相应石油行业标准［3-5］对SL-1C新型耐温、耐剪切、低伤害压裂液进行室

内评价。

2 压裂液实验性能评价

2.1 压裂液流变性能评价

新场须家河组致密储层需进行大规模加砂压裂改造，因此，加砂压裂施工时间长，要求压裂液具有高温条件下具备长时间剪切稳定性，保持较好的携砂性能，确保大型加砂压裂施工顺利完成，因此测定了SL-1C配方流变规律。压裂液的流变数据及流变曲线见表2和图1。

表2 SL-1C配方流变数据表（温度140℃、剪切速率170s-1）

图1 SL-1C配方流变曲线图（140℃）

实验结果表明，在温度140℃、剪切速率为170s-1条件下，随着测试时间的增加，SL-1C压裂液的黏度呈下降趋势；配制初期黏度高达402.4 mPa·s，即使连续剪切210 min，黏度仍保持在60 mPa·s以上。而一般压裂液在温度为140℃条件下，黏度基本丢失，远不及SL-1C压裂液，说明该压裂液在高温及长时间剪切条件下具有较高黏度，因而在新场须二气藏条件下具有良好的携砂性能，完全能满足现场加砂压裂施工对压裂液性能要求。

2.2 破胶性能评价

对SL-1C配方进行破胶实验，实验数据如表3所示，该套体系破胶剂的加量在400 ppm时，120 min既可实现完全破胶，破胶后基液黏度低，不返胶。采用TX500C全量程界面张力仪测定破胶液（破胶剂400 ppm）的表面张力，其结果低至28.35 mN/m，有助于提高压裂液的返排率，从而提高施工效果。

表3 压裂液静态破胶实验数据表（温度140℃、剪切速率170s-1）

2.3 滤失性能评价

对于孔隙型储层而言，压裂液的滤失主要受3种机理的控制，即：滤液黏度、地层流体的压缩性以及压裂液的造壁性［6-7］。在滤失的过程中，具有较高的黏度和造壁性能的压裂液冻胶能够随着时间的推移在缝壁面逐渐生成滤饼，从而有效地降低滤失。从压裂液滤失实验可以得出，该140℃的高温压裂液配方其滤失系数为10.99×10-4m/min0.5；初滤失量为1.32×10-3m3/m2，说明该压裂液体系具有很强的造壁性，从而减少流体向地层的滤失，有利于施工的顺利进行［8］（图2）。

2.4 防膨性能评价

须二储层具有中等水敏特征，要求压裂液具有高效的黏土防膨能力，分别采用耐高温低伤害压裂液配方SL-1C和原始配方SL-3A进行防膨性能评价实验，其防膨率分别为79.2%和65.7%。

图2 累计滤失量与时间平方根的关系图

压裂液应与地层黏度矿物具有良好的配伍性，黏土矿物水化膨胀程度越低，地层伤害程度越低，压裂液的性能越理想。实验结果表明，该压裂液体系有效降低了对储层伤害，具有低伤害特点。

2.5 降低水锁伤害性能

压裂措施使得气层导流能力增加，大大提高气井单井产量，但是压裂措施带来的水锁伤害会导致产量降低，达不到预计效果，甚至现场试验失败，因而降低压裂液的水锁伤害是气井增产的关键因素。进行了SL-1C和原始配方SL-3A水锁伤害及伤害后的渗透率恢复实验测试。实验结果分别见表4及图3。

表4 须二段岩心压裂液水锁伤害启动压力梯度测试

图3 须二压裂液配方渗透率恢复测定图

由表4可知，两种配方的初始启动压力梯度相差不大，泵入两种压裂液后均对岩心造成了一定程度的损伤，SL-3A原配方压裂液伤害后启动压力梯度达到了0.235 MPa/cm，而SL-1C新配方压裂液伤害后启动压力梯度只有0.163 MPa/cm，对岩心伤害较小。由图3可以看出，带解除水锁剂的配方24 h岩心渗透率恢复率接近90%，解除水锁伤害程度较高，比常规压裂液配方渗透率恢复率提高20%，显示出较强的降水锁作用。

3 现场应用

以新场须二段致密砂岩气藏6口井为例，储层平均埋藏深度为4 865 m，平均温度为130℃，都具有异常高压、中等强度水敏和较强的水锁特征。在开井初期，6口井日产气量达到40×104m3，但稳产时间较短，投产1年后地层压力明显降低，微产气。随之采用SL-1C低伤害压裂液体系进行现场压裂改造并取得了非常显著的效果，6口井累计入地液量为4 890 m3，累计入地砂量为400 m3，平均砂比为22%，累计纤维用量为120 kg，工艺成功率为100%，返排率达到86%，生产情况如图4所示，6口井日产气量稳定在43×104m3以上，稳产时间较长，最高可达100×104m3/d。因此，SL-1C低伤害压裂液体系对于这类高温高压超深低渗储层具有良好的应用效果，压后不仅具有较高产气量而且稳产时间较长，达到了增产的目的。

图4 新场气田须家河组气藏综合采气曲线图

4 结论

通过实验研究及现场应用效果表明，SL-1C型压裂液在高温、高剪切条件下具有较高的黏度保持率，连续剪切210 min黏度仍能保持在60 mPa·s以上。2 h即可破胶，破胶液表面张力仅为28.35 mN/m，大大提高了压裂液返排率。SL-1C低伤害压裂液不仅具有良好的造壁性能，有效地减少了流体向地层的滤失，而且对地层伤害很低，伤害后地层渗透率恢复率最高可达到90%，有效地降低了水锁伤害，对于此类高温高压超深水敏储层有良好的应用前景。

［1］赖南君，叶仲斌，赵文森，等.川西致密气藏水锁损害室内实验研究［J］.油气地质与采收率，2004（6）：45-47.

［2］布志虹，田助红，陈作.异常高温高压下超深特低渗砂岩气藏的优化压裂技术应用研究［J］.江汉石油学院学报，2000，22（4）：45-47.

［3］采油采气标准化技术委员会，SY/T 5107—2005水基压裂液性能评价［S］/中华人民共和国石油天然气行业标准，2005.

［4］采油采气标准化技术委员会，SY/T 6376—2008压裂液通用技术条件［S］/中华人民共和国石油天然气行业标准，2008.

［5］采油采气标准化技术委员会，SY/T 5764—2007压裂用植物胶通用技术要求［S］/中华人民共和国石油天然气行业标准，2007.

［6］王鸿勋，张士诚.水力压裂设计数值计算力法［M］.北京：石油工业出版社，1998.

［7］ECONMIDES MJ，NOLTE K G.油藏增产措施［M］.北京：石油工业出版社，2002.

［8］王童，聂勋勇.水力压裂中的压裂液滤失模型研究［J］.钻井液与完井液，2008，25（3）：10-12.

（编辑：李臻）

B

2095-1132（2014）06-0038-03

10.3969/j.issn.2095-1132.2014.06.011

修订回稿日期：2014-11-10

李东（1989-），硕士研究生，研究方向为储层改造及效果评价。E-mail：742779745@qq.com。