包敏新，殷玉平，張 裕

（1.江蘇油田分公司工程院，江蘇揚州 225009；2.江蘇油田分公司工程技術(shù)服務(wù)中心，江蘇江都 225265）

JS油田壓裂井深度主要在1 000 m～3 500 m，根據(jù)儲層特點目前的壓裂液體系為羥丙基瓜爾膠和硼交聯(lián)體系，破膠劑是過硫酸銨。在實際施工中一些低溫儲層的油井出現(xiàn)了壓后破膠不徹底的情況，影響油井正常生產(chǎn)。針對上述問題開展了JS油田低溫儲層生物酶破膠工藝研究。

1 生物酶破膠機(jī)理

瓜爾膠其化學(xué)本質(zhì)為半乳甘露聚糖，其結(jié)構(gòu)主鏈?zhǔn)且驭?1，4-糖苷鍵連接而成的甘露聚糖，側(cè)鏈?zhǔn)且驭?1，6-糖苷鍵連接而成的半乳甘露聚糖，分子中甘露糖與半乳糖的比例為2：1（見圖1）。生物酶分子結(jié)合于主鏈上的β-1，4-糖苷鍵，酶分子與糖苷鍵構(gòu)象互補(bǔ)，酶分子結(jié)合上去降低該鍵的活化能，使之更易斷裂，斷裂后酶分子從主鏈上脫離，以同樣的方式結(jié)合下一個鍵，如此往復(fù)直至將底物降解為單分子物質(zhì)，其作用機(jī)理（見圖 2）[2，3]。

2 生物酶與壓裂液配伍性能評價

通過生物酶與壓裂液體系中的每種添加劑進(jìn)行混合，觀察壓裂添加劑與生物酶有沒有沉淀出現(xiàn)或有渾濁的現(xiàn)象發(fā)生，通過實驗發(fā)現(xiàn)生物酶與目前的添加劑沒有發(fā)生任何反應(yīng)，配伍性好，且壓裂液均能正常交聯(lián)（見表1）。

3 不同因素對生物酶破膠效果的影響

3.1 pH值對生物酶破膠的影響

不同pH值下生物酶破膠情況（見表2），由表2可見生物酶活性受pH值影響較大，pH值大于10后，生物酶破膠能力下降，生物酶的pH值使用范圍在7～9，現(xiàn)場配液時要嚴(yán)格控制堿的用量，確保基液的pH值在8～9，保證壓裂液攜砂性能的同時滿足生物酶破膠要求。

圖1 瓜爾膠分子結(jié)構(gòu)

圖2 生物酶作用機(jī)理

表1 生物酶與常用壓裂液添加劑配伍性能評價表

表2 不同pH值下生物酶破膠情況表

3.2 不同酶用量對破膠效果的影響

取不同量酶液加入50 mL凍膠中，評價酶量對破膠效果的影響，結(jié)果（見表3）。加入酶量不同，破膠速度會受到影響，但酶量大于1 mg/L后均能實現(xiàn)3 h內(nèi)破膠。

表3 不同酶量對破膠效果的影響

3.3 溫度對生物酶破膠的影響

10℃～70℃水浴，檢測3 h內(nèi)的破膠效果，結(jié)果（見表4），溫度在20℃～60℃范圍，酶液均能在3 h內(nèi)破膠，溫度過低或過高會影響酶的活性。

表4 不同溫度下破膠液的黏度變化

表5 底物濃度對酶催化作用的影響

3.4 不同底物濃度對酶催化作用的影響

評價不同底物濃度對破膠效果的影響，結(jié)果（見表5）。高濃度瓜爾膠與交聯(lián)劑交聯(lián)后黏度極高，酶的破膠效果隨著瓜爾膠濃度的增高而減緩，但最終都能破膠。此結(jié)果表明，底物濃度變化不會影響酶的破膠能力，適當(dāng)增加時間，在高濃度瓜爾膠下酶也能達(dá)到行標(biāo)的破膠要求。

3.5 破膠效果評價

在40 °C、50 °C、60 °C 下，檢測壓裂液破膠 3 h后破膠液的表面張力、界面張力及殘渣量。殘渣量的檢測方法：國標(biāo)SY_T 5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》。破膠液的檢測結(jié)果（見表6），結(jié)果表明40℃～60℃范圍，破膠液的表、界面張力以及殘渣量都分別小于國家規(guī)定的標(biāo)準(zhǔn)。即表面張力＜28 mN/m，界面張力＜2 mN/m，殘渣量＜500 mg/L。

表6 破膠液的性質(zhì)檢測結(jié)果

4 現(xiàn)場應(yīng)用情況

生物酶破膠劑在韋莊和楊家壩的8口井深小于1 600 m的井進(jìn)行了現(xiàn)場試驗，使用濃度為0.5 mg/L～1 mg/L，平均單井加砂10 m3，施工過程壓裂液性能穩(wěn)定，壓裂施工順利，現(xiàn)場返排液測試顯示返排液黏度都小于5 mPa·s，說明采取生物酶破膠在低溫條件下能夠?qū)崿F(xiàn)壓裂液的有效破膠。

5 結(jié)論與認(rèn)識

（1）生物酶BBK-100與目前JS油田所用壓裂液體系配伍性好，適用pH值7～9，適用溫度20℃～60℃。

（2）酶量增加會縮短破膠時間；底物濃度變化不會影響酶的破膠能力，延長破膠時間，高濃度瓜爾膠壓裂液也能破膠。

（3）生物酶破膠劑在8口井深小于1 600 m的井進(jìn)行了現(xiàn)場試驗，壓裂施工順利，破膠徹底。

中國頁巖氣開發(fā)取得哪些突破

近年來，我國頁巖氣發(fā)展迅速。2018年，我國頁巖氣產(chǎn)量達(dá)到108億立方米，僅次于美國、加拿大。依靠多年來的技術(shù)創(chuàng)新，我國在四川盆地頁巖氣開發(fā)中總結(jié)出一套效益開發(fā)模式，實現(xiàn)了工業(yè)突破。頁巖氣實現(xiàn)從無效資源到單井有效開發(fā)的技術(shù)跨越，形成了重慶涪陵礁石壩、長寧—威遠(yuǎn)—昭通兩大海相頁巖氣主產(chǎn)區(qū)。

中國石油川慶鉆探公司經(jīng)過十年探索實踐，形成以鉆完井工程設(shè)計、地質(zhì)導(dǎo)向、油基鉆井液等為主體的六大類41項頁巖氣勘探開發(fā)技術(shù)系列。“水平井優(yōu)快鉆完井技術(shù)”“CQ-IGS水平井一體化地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)”“高性能水平段專打水基鉆井液技術(shù)”等，打破了國外技術(shù)壟斷，達(dá)到世界一流水平，使頁巖氣鉆井周期縮短了50%，為頁巖氣效益開發(fā)做出了巨大貢獻(xiàn)。

2018年1月17 日，川慶鉆探在威202H13-6井創(chuàng)造了27.6天中國石油頁巖氣井最快鉆井周期紀(jì)錄，并在YS112H12-1井創(chuàng)造了2 810米的最長水平段紀(jì)錄。川慶鉆探在頁巖氣領(lǐng)域，累計已完成鉆井200余口，總進(jìn)尺突破100萬米；完成壓裂井150井次，共3 000余段。2014年，川慶鉆探在殼牌合作區(qū)塊承鉆的壇202-H2井，以28.92天獲得鉆完井周期全球第二、中國第一。

（摘自中國石油報第7355期）