CT低伤害压裂液的研制及应用——广安002-X36井压裂增产效果分析

摘 要

摘要：广安002-X36井是四川盆地广安构造带上的1口斜井。具备实施超大规模加砂压裂施工的条件。针对该井的储层特点和大规模加砂压裂施工工艺要求，以CT低伤害压裂液体系为基础，通
摘要：广安002-X36井是四川盆地广安构造带上的1口斜井。具备实施超大规模加砂压裂施工的条件。针对该井的储层特点和大规模加砂压裂施工工艺要求，以CT低伤害压裂液体系为基础，通过对交联剂的优化研究，采用M5500黏度计对压裂液冻胶进行长时间剪切实验，成功得到耐长时间剪切的压裂液配方。优化后的压裂液具有抗剪切性能强、耐长剪切、破胶快速彻底、返排迅速等特点，现场施工6h23min，液体质量稳定。加砂压裂施工前测试气产量0.65×104m3/d，压裂后测试产量39.3×104m3/d，取得了显著的增产效果。此次现场施工结果表明，CT低伤害压裂液能满足四川盆地上三叠统须家河组储层特别是广安区块大规模加砂压裂增产作业的需要。
关键词：广安地区；晚三叠世；储集层；大型压裂；压裂液；配方；研究；应用
0 引言
    广安002-X36井是四川盆地广安构造带上的1口斜井，该井最大井斜24.82°，最大井斜处井深1700.0m，采用油管传输射孔完井。施工层位上三叠统须家河组六段，井段1 802.4～1813.6m、1818.4～1830.4m，射厚23.2m，储层岩性为砂岩。储层低孔低渗，含水饱和度30%～40%，渗透率0.3×10-3μm2，有效孔隙度为8.0%～16.0%，地层温度65.2℃。
    广安002-X36井位于广安气田A区有利位置，有效储层厚度24.6m，且在压裂裂缝延伸方向上井间距900m，压裂模拟计算表明实施大型压裂与邻井的压裂裂缝沟通的可能性不大，具备大型压裂施工工艺的地质条件。通过反复论证及软件模拟计算，确定采用252m3超大规模砂量进行加砂压裂施工，以尽可能改造储层，提高气井产量[1]。
1 压裂液配方设计及主要性能评价
1.1 压裂液配方设计[2～3]
    广安002-X36井压裂施工规模大，施工时间长，砂比高，要求压裂液具有良好的抗长时间剪切性能，满足造缝和携砂的要求；滤失低、提高压裂液效率，控制滤失量确保压裂施工成功；良好的防膨效果，低残渣、彻底破胶，减少压裂液对储层的损害；低的表面张力，有利于压裂液返排；压裂液在现场可操作性强，使用简便，经济有效。
    针对广安002-X36井储层情况和施工工艺，对CT低伤害压裂液体系进行了精细优化研究：①为减少体系的伤害，将稠化剂用量降低到0.42%，压裂液残渣含量小于160mg/L；②采用优化交联液体系与破胶体系，提高压裂液抗长剪切性能，可以耐10min剪切；③采用微乳增能和降低表面张力的新型助排剂体系，提高压裂液的排出速度和排出程度，表面张力小于28mN/m，接触角大于80°，助排率大于95%；④采用无机物与有机物复合防膨技术和醇技术，降低水敏和水锁伤害[4～7]；⑤采用复合破胶剂和线形追加技术，实现快速彻底破胶。通过室内优化，压裂液岩心流动的损害率小于25%，形成配方组成如下：稠化剂为0.42%，pH值调节剂为0.025%，氯化钾为3.0%，杀菌剂为0.01%，助排剂为0.5%，交联液为0.5%，常规+胶囊破胶剂为0.01%～0.20%，助剂为5.0%，黏土稳定剂为0.5%。
1.2 压裂液主要性能评价
    针对大规模加砂压裂对压裂液的要求，重点评价了压裂液的抗长剪切能力和彻底破胶性能。
1.2.1 交联和高剪切性能评价
有机硼交联剂具有可控制的延迟交联作用时间、耐温能力强和易破胶、对支撑裂缝导流能力伤害小等特点。广安002-X36井储层温度虽然只有65.2℃，但施工规模大，因此选用有机硼交联剂。通过对有机硼交联剂进行精细优化，模拟现场压裂液交联的性能见图1-a，模拟现场高砂比高剪切的黏弹性见图1-b(实验条件：浓度800kg/m3，采用25000r/min的粉碎机模拟高剪切，平均线速度为250m/s，高剪切时间为1min)。实验结果表明，压裂液交联具有良好的挑挂性、黏弹性、良好抗高剪切能力和良好的悬砂性能。
 

1.2.2 耐剪切性能评价
    为了在流变仪器上尽量模拟高剪切，做剪切实验时首先在900s-1下剪切1min，然后再做170s-1下的剪切。图2是广安002-X36井不同破胶剂加量下压裂液抗剪切的实验结果，结果表明压裂液能满足超大规模加砂压裂的耐剪切的要求。
 

1.2.3 破胶性能评价
    在水力压裂施工过程中，由于储层温度与地面温度相差较大，当大量具有地面温度的压裂液进入裂缝中时，在裂缝中温度有明显的变化。广安002-X36井施工设计泵注程序见表1。压裂软件模拟施工时各阶段压裂液平均温度与时间的关系见图3。
表1 广安002-X36井施工设计泵注程序表
序号
步骤
净液量(m3)
排量(m3/min)
砂浓度(kg/m3)
泵压(MPa)
累积砂量(t)
0
低替基液
6.0
1.5
 
 
 
1
高挤前置液
90.0
3.6
 
35～45
0.0
2
高挤段塞1
20.0
3.6
100
35～45
2.03
3
高挤前置液
300.0
3.6
 
35～45
2.04
4
高挤携砂液1
20.0
3.6
120
35～45
4.45
5
高挤携砂液2
10.0
3.6
180
35～45
6.26
6
高挤携砂液3
10.0
3.6
240
35～45
8.67
7
高挤携砂液4
10.0
3.6
300
35～45
11.68
8
高挤携砂液5
20.0
3.8
360
35～45
18.89
9
高挤携砂液6
30.0
3.8
420
35～45
31.410
10
高挤携砂液7
50.0
3.8
480
35～45
55.411
11
高挤携砂液8
100.0
3.8
540
35～45
109.412
12
高挤携砂液9
340.0
3.8
600
35～45
313.413
13
高挤携砂液10
200.0
3.8
650
35～45
443.414
14
高挤携砂液11
19.0
3.8
700
35～45
456.715
15
高挤携砂液12
6.0
3.8
740
35～45
461.216
16
高挤顶替液
5.7
3.8
 
35～45
17
17
停泵，记压降10min
    注：序号1～8为混注液氮，液氮排量90m3/min。
 

    从图3可见，阶段1压裂液90m3，从地表20℃升温到65℃需要100min，即施工100min后阶段1压裂液才升温到地层温度，同样阶段3压裂液在施工180min后才升温到地层温度，对于阶段13来说，施工结束后，该段压裂液的温度才只有50℃。
根据软件模拟，考察了不同的破胶剂加量在不同温度下的破胶情况(图4)。施工过程中根据每段压裂液在地层下滞留的时间和温度情况，结合图2、4的实验结果，设计破胶剂追加比例。
 

2 现场应用及效果
2.1 施工情况
    2007年9月20日进行了加砂压裂施工，施工时间6h23min，注入井筒液压裂液量1255.2m3，加砂258.2m3(472.5t)，施工排量3.8～3.85m3/min，施工压力33.5～37.7MPa，最高砂浓度722kg/m3，平均砂浓度581kg/m3，各项参数均达到设计要求。
2.2 返排液分析
广安002-X36井施工结束45min后开井排液。压后自喷返排压裂液173.7m3后出气。至2007年9月27日，该井累计排液530m3，残液的性能分析见图5。
 

    从图5可见，残液表面张力在24～28mN/m。说明利于残液返排；开井残液黏度小于10mPa·s，后期为1mPa·s，说明压裂液破胶快速彻底。
2.3 施工效果
    广安002-X36井加砂压裂施工前测试井口气产量0.65×104m3/d，压裂后测试井口气产量39.3×104m3/d，取得了显著的增产效果。
3 结论
    1) 针对广安002-X36井的具体井况和施工工艺，精细化了液体配方设计，设计的CT低伤害压裂液体系具有抗长时间剪切、携砂性能好，破胶快速彻底、伤害小的特点。
    2) 从该井施工曲线和后期返排情况看，CT低伤害压裂液质量稳定、携砂性能好、破胶快速彻底、返排迅速，满足超大规模加砂压裂施工的需要。
    3) 该井通过大规模加砂压裂，测试气产量由0.65×104m3/d增加到39.3×104m3/d，取得了显著的增产效果。
参考文献
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(本文作者：唐永帆 刘友权 石晓松 张燕 张永国 中国石油西南油气田公司天然气研究院)