李小龍，肖雯，劉曉強(qiáng)，周麗萍，許華儒，曲占慶

（1.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266580；2.中國石化勝利油田分公司采油工藝研究院，山東 東營 257000）

壓裂返排技術(shù)優(yōu)化

李小龍1，肖雯2，劉曉強(qiáng)1，周麗萍1，許華儒1，曲占慶1

（1.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266580；2.中國石化勝利油田分公司采油工藝研究院，山東 東營 257000）

壓裂后排液過程中，壓裂液的返排速度、破膠黏度對支撐劑總回流量的影響很大。通過研究壓裂液返排速度、破膠黏度對支撐劑總回流的影響，確定了壓裂液的最佳返排速度及時機(jī)，建立了不同井口壓力下的放噴制度，形成了完善的壓裂助排技術(shù)。該技術(shù)主要包括超低界面張力助排技術(shù)、ADC自生氮化合物助排技術(shù)以及預(yù)制、伴注氣體助排技術(shù)。

壓裂；返排；助排；支撐劑回流；放噴

壓裂結(jié)束后需要排液，返排過程中支撐劑懸浮在裂縫內(nèi)，在壓裂液攜帶和自由沉降的共同作用下運(yùn)動［1］。壓裂液的返排速度、破膠黏度對支撐劑總回流量的影響很大［2］。返排速度過快，容易導(dǎo)致出砂、沉砂堆積或出砂沖蝕等，影響油氣正常開采工作［3］。

1　壓裂返排對支撐劑總回流量的影響

設(shè)計實(shí)驗時，以現(xiàn)場數(shù)據(jù)按比例縮小，實(shí)驗排量為1 mL/min時相當(dāng)于實(shí)際排量250 mL/min，即比例系數(shù)為1∶250。

1.1壓裂液返排速度

支撐劑總回流量與壓裂液返排速度的關(guān)系見圖1?？梢钥闯觯簤毫岩悍蹬潘俣仍龃?，支撐劑總回流量也逐漸增大；當(dāng)返排速度為50 mL/min時，總回流量為2.20 g，當(dāng)返排速度增大到1 000 mL/min時，總回流量達(dá)到62.41 g，是前者的28.3倍；當(dāng)返排速度由300 mL/ min增大至400 mL/min時，曲線在此發(fā)生了躍變。返排速度越大，壓裂液對支撐劑的拖曳力作用越強(qiáng)，導(dǎo)致總回流量越大［4-7］。

圖1　支撐劑總回流量與壓裂液返排速度的關(guān)系

1.2壓裂液破膠黏度

支撐劑總回流量與壓裂液破膠黏度的關(guān)系見圖2?？梢钥闯觯弘S著壓裂液返排黏度的增大，支撐劑總回流量增大；當(dāng)破膠黏度在5 mPa·s以內(nèi)時，總回流量隨黏度增大而近似呈線性增大，當(dāng)破膠黏度大于5 mPa·s時，其影響程度增強(qiáng)，曲線的斜率增大，總回流量隨破膠黏度的增大而迅速增多［8］；破膠黏度5 mPa·s時總回流量為19.88 g，破膠黏度10 mPa·s時總回流量為39.98 g，增加了20.10 g，是前者的2.01倍。破膠黏度從5 mPa·s增大到10 mPa·s時，曲線在此發(fā)生了躍變，因此，將5 mPa·s破膠黏度定為控制支撐劑回流的臨界值，返排時黏度需控制在5 mPa·s以下為宜。

圖2　支撐劑總回流量與壓裂液破膠黏度的關(guān)系

2　壓后放噴制度的優(yōu)化

通過研究壓裂液返排對支撐劑回流量以及對縫內(nèi)支撐劑分布的影響，確定了壓裂液破膠黏度為5 mPa·s時為最佳返排時機(jī)，100 L/min（實(shí)驗返排速度400 mL/ min）為壓裂液最佳返排速度。通過計算，建立了不同井口壓力下的放噴制度（見表1）［9］。

表1　壓后放噴制度

3　壓裂助排技術(shù)

3.1超低界面張力助排技術(shù)

在壓裂過程及施工后的排液過程中，由于儲層埋藏深、異常致密等因素，影響了破膠液的返排及增產(chǎn)效果［10］。其中壓裂液與儲層巖石、儲層流體的配伍性是最關(guān)鍵因素。壓裂液與儲層巖石不配伍，會改變地層中原始含油飽和度，并增加流動阻力，使得壓裂后返排困難。毛細(xì)管壓力增大使地層壓力無法克服則會出現(xiàn)嚴(yán)重且持久的水鎖。由Laplace-Young方程可知，毛細(xì)管壓力與表面張力、界面張力成正比，壓裂液破膠后表面張力越大，毛細(xì)管壓力越大，返排越困難。國外先后開發(fā)了助排劑、防水鎖劑和破乳劑，在壓裂中獲得了較好的應(yīng)用效果［11］。

在壓裂液中加入醇類可以降低破膠液與地層液體間的界面張力，并增加壓裂液的閃蒸壓力，促進(jìn)壓裂液返排。表2列舉了國內(nèi)外常用壓裂酸化助排劑產(chǎn)品的組成和技術(shù)指標(biāo)。

表2　常用助排劑性能

3.2ADC自生氮化合物助排技術(shù)

適生范圍及氣候：適生海拔1 700～2 400 m，適合種植范圍較廣，適生于溫暖濕潤氣候，年平均氣溫15 ℃左右，1月份平均氣溫0～11 ℃，7月份平均氣溫20～28 ℃，極端最高氣溫低于30 ℃，極端最低氣溫高于-7 ℃；年均日照1 200～2 200 h；年均降水量800～1 400 mm。

ADC自生氮化合物就是常溫下與催化劑不反應(yīng)，同壓裂液混合后注入到井底后，在一定的啟動反應(yīng)溫度下釋放氮?dú)獾幕衔铩? t的ADC化合物能生成氮?dú)?20 m3。

該化合物具有以下優(yōu)點(diǎn)：與泵注液氮相似，生成的氮?dú)饽軌蛟龃髢訅毫?，提高壓裂液的返排效率；生成的氮?dú)饬坎皇苁┕づ帕亢褪┕毫ο拗啤?/p>

油藏壓力40 MPa，施工排量5.0 m3/min，不同泵壓條件下，采用泵注液氮和ADC自生氮化合物助排技術(shù)生成的氮?dú)怏w積見圖3。

圖3　泵壓對氮?dú)怏w積的影響

由圖3可以看出：隨著泵壓升高，泵注液氮助排生成的氮?dú)怏w積降低；而采用ADC自生氮化合物助排技術(shù)生成的氮?dú)怏w積沒有因為泵壓升高而降低。

自生氮?dú)饣衔锱c壓裂液體系的配伍性良好，由于合成的3種自生氮?dú)饣衔铮―NPT，ADC，OBSH）均為有機(jī)固體粉末，不溶于水，因而，在應(yīng)用時可以添加到混砂罐中使用。在初期壓裂過程中，由于溫度達(dá)不到其分解溫度，所以不會對壓裂液的攜砂性能及耐溫性能產(chǎn)生影響。在后期壓裂液破膠返排時，溫度升高導(dǎo)致自生氣化合物分解，釋放出氮?dú)?，即可發(fā)揮其作用。

當(dāng)使用ADC作為自生氮?dú)庠瞿軇r，根據(jù)施工要求可添加有機(jī)酸或乙醇胺作為活化劑，以降低ADC分解溫度。對于HPG壓裂液體系，由于其基液一般為堿性，可考慮添加乙醇胺或二乙醇胺作為活化劑。而對于VES壓裂液體系，其基液為酸性，可考慮添加乙二酸作為pH調(diào)節(jié)劑或活化劑。對于合成聚合物壓裂液體系可參照HPG壓裂液［12］。

3.3預(yù)制、伴注氣體助排技術(shù)

液氮輔助增能壓裂是將液氮用泵車泵入井筒［13］。液氮注入地層后由攜砂液和頂替液沿裂縫推入地層中，以達(dá)到提高儲層能量的目的。同時當(dāng)壓后放噴時，液氮?dú)饣杆倥蛎?，與壓裂液達(dá)到氣液兩相混合，從而降低了井筒液柱壓力，使兩相一起噴出井口，達(dá)到助排的目的。

液氮增能壓裂液的主要作用［14-16］包括混氮降濾，混氮助排，協(xié)助攜砂、懸砂，使地層損害最小。

伴注液氮技術(shù)目前在直斜井中大量應(yīng)用，技術(shù)成熟，可以考慮在水平井中進(jìn)行應(yīng)用嘗試。

3.3.2二氧化碳助排

二氧化碳壓裂助排有3種主要方式［17］：全程伴注二氧化碳；二氧化碳段塞，隨后注入隔離液和壓裂液；預(yù)注二氧化碳，關(guān)井，再進(jìn)行壓裂施工。

二氧化碳溶于水中時所生成的碳酸能溶解某些膠結(jié)物，改善地層滲透率，抑制儲層的黏土膨脹。實(shí)驗表明，上述作用可提高砂巖滲透率5%～15%。液態(tài)或超臨界態(tài)二氧化碳溶劑的注入，能溶解、返排出有機(jī)垢，由于酸化作用能解除無機(jī)垢堵塞，從而解除近井地帶（含人造裂縫）污染，疏通油流通道，提高單井產(chǎn)能。

二氧化碳的相態(tài)變化，特別是向固態(tài)的變化，是造成二氧化碳壓裂安全隱患的主要原因。壓裂過程中，二氧化碳在地面作為液體泵送，在井筒中當(dāng)?shù)竭_(dá)它的臨界溫度（31℃）后會氣化，形成泡沫，液柱壓力降低，施工摩阻增加，對深井壓裂施工造成了較高的施工壓力。

二氧化碳壓裂相對于常規(guī)壓裂施工的不同之處是危險性大，對泵注設(shè)備性能要求高，施工成本高。

4　結(jié)論

1）綜合研究表明：支撐劑總回流量隨著壓裂液返排速度的增大而增大，確定了100 L/min為最佳返排速度；支撐劑總回流量隨著破膠黏度的增大而增大，當(dāng)破膠黏度小于5 mPa·s時兩者呈線性關(guān)系，確定壓裂液破膠黏度為5 mPa·s時為最佳返排時機(jī)。

2）形成了完善的壓裂助排技術(shù)，主要包括超低界面張力助排技術(shù)、ADC自生氮化合物助排技術(shù)以及預(yù)制、伴注氣體助排技術(shù)。

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（編輯朱麗）

Fracturing flowback technology optimization

Li Xiaolong1，Xiao Wen2，Liu Xiaoqiang1，Zhou Liping1，Xu Huaru1，Qu Zhanqing1
（1.College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Qingdao 266580，China；2.Research Institute of Oil Production Technology，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying 257000，China）

Flowback is required after fracturing for regular production.The quantity and distribution of proppant are influenced a lot by the flowback speed and fluid viscosity.Having studied the influence of flowback speed and gel-breaking viscosity on the flowback of the proppant，the best time and speed of flowback are determined.A blowout system of different pressure of wellhead is established.A series of supporting techniques are formed，such as ultra low interfacial tension cleanup technique，ADC technique，accompanying gas cleanup technique.

fracturing；flowback；cleanup；proppant flowback；blowout

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”（2011ZX05051）

TE357.1

A

10.6056/dkyqt201503029

2014-12-15；改回日期：2015-03-10。

李小龍，男，1990年生，在讀博士研究生，主要從事壓裂工藝方面的研究。E-mail：ixiaolong199041@foxmail.com。

引用格式：李小龍，肖雯，劉曉強(qiáng)，等.壓裂返排技術(shù)優(yōu)化［J］.斷塊油氣田，2015，22（3）：402-404.

Li Xiaolong，Xiao Wen，Liu Xiaoqiang，et al.Fracturing flowback technology optimization［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22 （3）：402-404.