CT低傷害壓裂液的研制及應(yīng)用——廣安002-X36井壓裂增產(chǎn)效果分析

摘 要

摘要：廣安002-X36井是四川盆地廣安構(gòu)造帶上的1口斜井。具備實施超大規(guī)模加砂壓裂施工的條件。針對該井的儲層特點和大規(guī)模加砂壓裂施工工藝要求，以CT低傷害壓裂液體系為基礎(chǔ)，通
摘要：廣安002-X36井是四川盆地廣安構(gòu)造帶上的1口斜井。具備實施超大規(guī)模加砂壓裂施工的條件。針對該井的儲層特點和大規(guī)模加砂壓裂施工工藝要求，以CT低傷害壓裂液體系為基礎(chǔ)，通過對交聯(lián)劑的優(yōu)化研究，采用M5500黏度計對壓裂液凍膠進行長時間剪切實驗，成功得到耐長時間剪切的壓裂液配方。優(yōu)化后的壓裂液具有抗剪切性能強、耐長剪切、破膠快速徹底、返排迅速等特點，現(xiàn)場施工6h23min，液體質(zhì)量穩(wěn)定。加砂壓裂施工前測試氣產(chǎn)量0.65×104m3/d，壓裂后測試產(chǎn)量39.3×104m3/d，取得了顯著的增產(chǎn)效果。此次現(xiàn)場施工結(jié)果表明，CT低傷害壓裂液能滿足四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組儲層特別是廣安區(qū)塊大規(guī)模加砂壓裂增產(chǎn)作業(yè)的需要。
關(guān)鍵詞：廣安地區(qū)；晚三疊世；儲集層；大型壓裂；壓裂液；配方；研究；應(yīng)用
0 引言
    廣安002-X36井是四川盆地廣安構(gòu)造帶上的1口斜井，該井最大井斜24.82°，最大井斜處井深1700.0m，采用油管傳輸射孔完井。施工層位上三疊統(tǒng)須家河組六段，井段1 802.4～1813.6m、1818.4～1830.4m，射厚23.2m，儲層巖性為砂巖。儲層低孔低滲，含水飽和度30%～40%，滲透率0.3×10-3μm2，有效孔隙度為8.0%～16.0%，地層溫度65.2℃。
    廣安002-X36井位于廣安氣田A區(qū)有利位置，有效儲層厚度24.6m，且在壓裂裂縫延伸方向上井間距900m，壓裂模擬計算表明實施大型壓裂與鄰井的壓裂裂縫溝通的可能性不大，具備大型壓裂施工工藝的地質(zhì)條件。通過反復(fù)論證及軟件模擬計算，確定采用252m3超大規(guī)模砂量進行加砂壓裂施工，以盡可能改造儲層，提高氣井產(chǎn)量[1]。
1 壓裂液配方設(shè)計及主要性能評價
1.1 壓裂液配方設(shè)計[2～3]
    廣安002-X36井壓裂施工規(guī)模大，施工時間長，砂比高，要求壓裂液具有良好的抗長時間剪切性能，滿足造縫和攜砂的要求；濾失低、提高壓裂液效率，控制濾失量確保壓裂施工成功；良好的防膨效果，低殘渣、徹底破膠，減少壓裂液對儲層的損害；低的表面張力，有利于壓裂液返排；壓裂液在現(xiàn)場可操作性強，使用簡便，經(jīng)濟有效。
    針對廣安002-X36井儲層情況和施工工藝，對CT低傷害壓裂液體系進行了精細優(yōu)化研究：①為減少體系的傷害，將稠化劑用量降低到0.42%，壓裂液殘渣含量小于160mg/L；②采用優(yōu)化交聯(lián)液體系與破膠體系，提高壓裂液抗長剪切性能，可以耐10min剪切；③采用微乳增能和降低表面張力的新型助排劑體系，提高壓裂液的排出速度和排出程度，表面張力小于28mN/m，接觸角大于80°，助排率大于95%；④采用無機物與有機物復(fù)合防膨技術(shù)和醇技術(shù)，降低水敏和水鎖傷害[4～7]；⑤采用復(fù)合破膠劑和線形追加技術(shù)，實現(xiàn)快速徹底破膠。通過室內(nèi)優(yōu)化，壓裂液巖心流動的損害率小于25%，形成配方組成如下：稠化劑為0.42%，pH值調(diào)節(jié)劑為0.025%，氯化鉀為3.0%，殺菌劑為0.01%，助排劑為0.5%，交聯(lián)液為0.5%，常規(guī)+膠囊破膠劑為0.01%～0.20%，助劑為5.0%，黏土穩(wěn)定劑為0.5%。
1.2 壓裂液主要性能評價
    針對大規(guī)模加砂壓裂對壓裂液的要求，重點評價了壓裂液的抗長剪切能力和徹底破膠性能。
1.2.1 交聯(lián)和高剪切性能評價
有機硼交聯(lián)劑具有可控制的延遲交聯(lián)作用時間、耐溫能力強和易破膠、對支撐裂縫導(dǎo)流能力傷害小等特點。廣安002-X36井儲層溫度雖然只有65.2℃，但施工規(guī)模大，因此選用有機硼交聯(lián)劑。通過對有機硼交聯(lián)劑進行精細優(yōu)化，模擬現(xiàn)場壓裂液交聯(lián)的性能見圖1-a，模擬現(xiàn)場高砂比高剪切的黏彈性見圖1-b(實驗條件：濃度800kg/m3，采用25000r/min的粉碎機模擬高剪切，平均線速度為250m/s，高剪切時間為1min)。實驗結(jié)果表明，壓裂液交聯(lián)具有良好的挑掛性、黏彈性、良好抗高剪切能力和良好的懸砂性能。
 

1.2.2 耐剪切性能評價
    為了在流變儀器上盡量模擬高剪切，做剪切實驗時首先在900s-1下剪切1min，然后再做170s-1下的剪切。圖2是廣安002-X36井不同破膠劑加量下壓裂液抗剪切的實驗結(jié)果，結(jié)果表明壓裂液能滿足超大規(guī)模加砂壓裂的耐剪切的要求。
 

1.2.3 破膠性能評價
    在水力壓裂施工過程中，由于儲層溫度與地面溫度相差較大，當(dāng)大量具有地面溫度的壓裂液進入裂縫中時，在裂縫中溫度有明顯的變化。廣安002-X36井施工設(shè)計泵注程序見表1。壓裂軟件模擬施工時各階段壓裂液平均溫度與時間的關(guān)系見圖3。
表1 廣安002-X36井施工設(shè)計泵注程序表
序號
步驟
凈液量(m3)
排量(m3/min)
砂濃度(kg/m3)
泵壓(MPa)
累積砂量(t)
0
低替基液
6.0
1.5
 
 
 
1
高擠前置液
90.0
3.6
 
35～45
0.0
2
高擠段塞1
20.0
3.6
100
35～45
2.03
3
高擠前置液
300.0
3.6
 
35～45
2.04
4
高擠攜砂液1
20.0
3.6
120
35～45
4.45
5
高擠攜砂液2
10.0
3.6
180
35～45
6.26
6
高擠攜砂液3
10.0
3.6
240
35～45
8.67
7
高擠攜砂液4
10.0
3.6
300
35～45
11.68
8
高擠攜砂液5
20.0
3.8
360
35～45
18.89
9
高擠攜砂液6
30.0
3.8
420
35～45
31.410
10
高擠攜砂液7
50.0
3.8
480
35～45
55.411
11
高擠攜砂液8
100.0
3.8
540
35～45
109.412
12
高擠攜砂液9
340.0
3.8
600
35～45
313.413
13
高擠攜砂液10
200.0
3.8
650
35～45
443.414
14
高擠攜砂液11
19.0
3.8
700
35～45
456.715
15
高擠攜砂液12
6.0
3.8
740
35～45
461.216
16
高擠頂替液
5.7
3.8
 
35～45
17
17
停泵，記壓降10min
    注：序號1～8為混注液氮，液氮排量90m3/min。
 

    從圖3可見，階段1壓裂液90m3，從地表20℃升溫到65℃需要100min，即施工100min后階段1壓裂液才升溫到地層溫度，同樣階段3壓裂液在施工180min后才升溫到地層溫度，對于階段13來說，施工結(jié)束后，該段壓裂液的溫度才只有50℃。
根據(jù)軟件模擬，考察了不同的破膠劑加量在不同溫度下的破膠情況(圖4)。施工過程中根據(jù)每段壓裂液在地層下滯留的時間和溫度情況，結(jié)合圖2、4的實驗結(jié)果，設(shè)計破膠劑追加比例。
 

2 現(xiàn)場應(yīng)用及效果
2.1 施工情況
    2007年9月20日進行了加砂壓裂施工，施工時間6h23min，注入井筒液壓裂液量1255.2m3，加砂258.2m3(472.5t)，施工排量3.8～3.85m3/min，施工壓力33.5～37.7MPa，最高砂濃度722kg/m3，平均砂濃度581kg/m3，各項參數(shù)均達到設(shè)計要求。
2.2 返排液分析
廣安002-X36井施工結(jié)束45min后開井排液。壓后自噴返排壓裂液173.7m3后出氣。至2007年9月27日，該井累計排液530m3，殘液的性能分析見圖5。
 

    從圖5可見，殘液表面張力在24～28mN/m。說明利于殘液返排；開井殘液黏度小于10mPa·s，后期為1mPa·s，說明壓裂液破膠快速徹底。
2.3 施工效果
    廣安002-X36井加砂壓裂施工前測試井口氣產(chǎn)量0.65×104m3/d，壓裂后測試井口氣產(chǎn)量39.3×104m3/d，取得了顯著的增產(chǎn)效果。
3 結(jié)論
    1) 針對廣安002-X36井的具體井況和施工工藝，精細化了液體配方設(shè)計，設(shè)計的CT低傷害壓裂液體系具有抗長時間剪切、攜砂性能好，破膠快速徹底、傷害小的特點。
    2) 從該井施工曲線和后期返排情況看，CT低傷害壓裂液質(zhì)量穩(wěn)定、攜砂性能好、破膠快速徹底、返排迅速，滿足超大規(guī)模加砂壓裂施工的需要。
    3) 該井通過大規(guī)模加砂壓裂，測試氣產(chǎn)量由0.65×104m3/d增加到39.3×104m3/d，取得了顯著的增產(chǎn)效果。
參考文獻
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(本文作者：唐永帆 劉友權(quán) 石曉松 張燕 張永國 中國石油西南油氣田公司天然氣研究院)