鮑文輝，王杏尊，郭布民，彭雪飛，蔡依娜

（中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津 300451）

海上低滲油氣藏埋藏深，儲(chǔ)層溫度高達(dá)160℃，若采用壓裂增產(chǎn)措施，需要與地層條件相適應(yīng)的高溫壓裂液體系，而國(guó)內(nèi)目前使用的高溫壓裂液適用溫度一般低于150℃［1-13］。本文篩選了高溫壓裂液體系中的關(guān)鍵添加劑（溫度穩(wěn)定劑和高溫延遲交聯(lián)劑），研制出一套耐溫160℃的高溫壓裂液體系。該體系通過優(yōu)化破膠技術(shù)，可在3 h內(nèi)破膠，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用增產(chǎn)效果明顯。

1 實(shí)驗(yàn)材料及儀器

實(shí)驗(yàn)材料：溫度穩(wěn)定劑WJ-1和XT-40，稠化劑，pH調(diào)節(jié)劑，高溫延遲交聯(lián)劑。

實(shí)驗(yàn)儀器：哈克RS6000旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，ZNN-D6型六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及討論

2.1 溫度穩(wěn)定劑的確定

對(duì)于高溫壓裂液體系來說，溫度穩(wěn)定劑是必不可少的，主要是由于胍膠分子中含有縮醛基，在有溶解氧存在的情況下很容易被氧化降解，使得體系黏度大大降低，失去攜砂能力［14］。溫度穩(wěn)定劑能去除壓裂液中的溶解氧，抑制高溫條件下氧化作用對(duì)植物膠長(zhǎng)鏈的降解，使得壓裂液體系在高溫下仍能保持較高的黏度，從而提高壓裂液體系的耐溫性能。

在2種溫度穩(wěn)定劑中進(jìn)行優(yōu)選，配方為：0.55%稠化劑+1% 溫度穩(wěn)定劑（WJ-1或XT-40）+0.1%pH調(diào)節(jié)劑+0.4%高溫延遲交聯(lián)劑。從圖1可以看出，XT-40溫度穩(wěn)定劑在剪切之后黏度最高，耐溫耐剪切性能最好，因此選為本配方的溫度穩(wěn)定劑。

圖1 溫度穩(wěn)定劑性能對(duì)比

2.2 高溫延遲交聯(lián)劑的確定

高溫延遲交聯(lián)劑能夠保證壓裂液體系具有很好的耐高溫及耐剪切能力，并且可以降低施工摩阻。傳統(tǒng)的有機(jī)硼交聯(lián)壓裂液僅適用于溫度低于150℃的地層，而通過向有機(jī)硼中加入鋯鹽，則可提高壓裂液體系的耐高溫能力［14］。壓裂液配方為：0.55%稠化劑+0.12%pH調(diào)節(jié)劑+1%溫度穩(wěn)定劑+其他添加劑+0.4%高溫延遲交聯(lián)劑，延遲交聯(lián)時(shí)間可控制在2～5 min以內(nèi)。

2.3 壓裂液體系耐溫性實(shí)驗(yàn)

依據(jù)文獻(xiàn)［15］所述方法，采用RS6000流變儀在170 s-1，160℃條件下，對(duì)優(yōu)選的壓裂液配方進(jìn)行耐溫性能實(shí)驗(yàn)（見圖2）。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知：升溫過程中，該壓裂液體系在110～130℃時(shí)發(fā)生二次交聯(lián)；在160℃下剪切2 h后，體系黏度仍然保持在80 mPa·s以上，完全滿足現(xiàn)場(chǎng)壓裂施工要求。

圖2 壓裂液黏度在升溫過程的變化曲線

2.4 破膠劑加量的確定

海上氣田壓裂作業(yè)日均費(fèi)用高，要求壓裂作業(yè)時(shí)間短，因而需要研究出壓裂液快速破膠技術(shù)，減少壓后關(guān)井時(shí)間及返排時(shí)間，降低破膠液對(duì)儲(chǔ)層的污染。根據(jù)壓裂施工井下壓力數(shù)據(jù)可知，壓裂施工后井底溫度一般為50～70℃，壓后關(guān)井1 h，溫度將恢復(fù)到90℃左右。室內(nèi)評(píng)價(jià)了高溫壓裂液體系在90℃、不同加量的破膠劑（過硫酸銨）條件下的破膠時(shí)間，結(jié)果見表1。

表1 壓裂液體系破膠實(shí)驗(yàn)結(jié)果

根據(jù)表1的實(shí)驗(yàn)結(jié)果，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)施工經(jīng)驗(yàn)，將壓裂施工中、后期的破膠劑加量確定為0.04%～0.20%，即可保證壓后關(guān)井3 h內(nèi)壓裂液凍膠破膠徹底。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

HY2井儲(chǔ)層埋深近4 000 m，地層溫度達(dá)到158℃，測(cè)井解釋孔隙度10.4%，滲透率2.1×10-3μm2，地層厚度15 m，壓裂層段附近煤層發(fā)育，固井質(zhì)量差，壓裂改造難度大。

3.1 施工情況

施工要求：1）采用延遲交聯(lián)技術(shù)，將延遲交聯(lián)時(shí)間控制在4 min左右，減少井筒摩阻，提高壓裂泵水馬力利用率。2）前置液階段加入膠囊破膠劑，中后期攜砂液楔形追加過硫酸銨破膠劑，過硫酸銨加量為0.04%～0.20%，保證壓后關(guān)井3 h壓裂液凍膠破膠徹底。3）嚴(yán)格控制平臺(tái)泥漿池清洗及配液用水質(zhì)量，根據(jù)海上作業(yè)特點(diǎn)，優(yōu)化壓裂液配制方案，減少配液時(shí)間，確保壓裂液性能優(yōu)良。4）壓裂液配制完成后，檢測(cè)壓裂液基液性能，確保壓裂液攜砂性能滿足施工要求。5）施工過程中，定時(shí)從混砂撬攪拌罐中取樣并檢測(cè)壓裂液性能，根據(jù)檢測(cè)結(jié)果及時(shí)調(diào)整交聯(lián)比和破膠劑加量，保證壓裂液性能滿足攜砂和破膠需求。

設(shè)計(jì)參數(shù)：前置液量120 m3，攜砂液量183 m3，加砂量 35 m3，排量3.5 m3/min，平均砂比 19.1%，最高砂比40.0%。施工過程中，除了前置液量比設(shè)計(jì)值高出10 m3外，其余參數(shù)均與設(shè)計(jì)值高度吻合。

壓裂過程中，當(dāng)排量為3.5 m3/min時(shí)，油壓上升到61 MPa后迅速降到56 MPa，地層出現(xiàn)破裂特征。加砂階段，排量維持在3.5 m3/min，壓力在51～58 MPa范圍內(nèi)波動(dòng)。

3.2 壓后效果

壓裂施工后關(guān)井3 h，等待壓裂液破膠。自噴排液，且排液速度很快，45 h內(nèi)累計(jì)排液334.5 m3，壓裂液返排率達(dá)到85.5%，返排液黏度為3 mPa·s，說明壓裂液破膠徹底。改造前測(cè)試產(chǎn)氣量為1 000 m3/d，改造后為95 955 m3/d，達(dá)到了改造儲(chǔ)層的目的。

4 結(jié)論

1）研制的耐高溫、延遲交聯(lián)壓裂液體系，延遲交聯(lián)時(shí)間可控制在2～5 min，破膠時(shí)間小于3 h；160℃條件下剪切2 h后，黏度保持在80 mPa·s以上，完全滿足現(xiàn)場(chǎng)壓裂施工要求。

2）高溫壓裂液體系在海上高溫深井HY2井壓裂施工中得到成功應(yīng)用，取得了良好的壓裂效果。

3）隨著海上勘探開發(fā)的深入，需要研究耐溫性能更強(qiáng)的超高溫壓裂液體系。

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