低濃度胍膠壓裂液體系在致密砂巖氣藏的研究與應用

楊 發 ，盧 震 ，張海峰

（1.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司工程技術研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，陜西西安 710018）

致密砂巖氣是指覆壓基質滲透率小于或等于0.1 mD的砂巖氣層，我國的致密砂巖氣藏主要分布于含煤系地層的盆地中，截止2015年，探明地質儲量超過15×1013m3，資源潛力巨大。但是由于其儲層物性差，單井一般無自然產能或自然產能低于工業氣流下限，必須經過水力壓裂改造方可獲得工業天然氣產量。近年來，隨著大型壓裂改造技術的進步和規?；瘧?，實現了單井產量提高和開發成本降低，致密砂巖氣資源的大規模開發取得了重大進展[1-3]。

YC-1區塊位于鄂爾多斯盆地東北部伊陜斜坡東北段、晉西撓褶帶西北緣，區塊面積746 km2，儲層埋藏深度1 400 m～2 400 m，儲層溫度50℃～70℃，主力產層為山西組和石盒子組。巖心實驗表明，該區塊儲層具有低孔、低滲、低壓力系數、強水鎖特點，儲層平均水鎖損害率達到73.9%；同時在同一平面上表現出一定的非均質性，壓裂改造難度大。室內從降低壓裂液殘渣和水鎖傷害、提高裂縫導流能力出發，通過系統研究開發出新型復合交聯劑、水鎖處理劑、高效黏土穩定劑和助排劑，形成一套低濃度胍膠壓裂液體系。在保證體系良好耐溫耐剪切性能基礎上，通過降低稠化劑濃度、提高返排效果，開發了低濃度胍膠壓裂液體系，與壓裂工藝相結合，獲得了較好的應用效果[4-10]。

1 低濃度壓裂液體系開發與評價

1.1 主要實驗儀器

RS6000模塊化旋轉流變儀（德國賽默飛世爾科技有限公司）、ACFDS-800-10000高溫高壓巖心流動實驗儀（美國Temco公司）、K100表/界面張力儀（德國Kruss公司）、IFT-820P高溫高壓表界面張力儀（美國Temco公司）、高溫高壓失水儀（江蘇海安縣石油科研儀器有限公司）、六速旋轉黏度計（山東青島海通達公司）、高溫高壓膨脹儀（山東青島海通達公司）、高速攪拌器、秒表等。

1.2 壓裂液體系建立

在保證壓裂液體系良好耐溫耐剪切性能的基礎上，通過降低稠化劑濃度和開發新的交聯劑，對低濃度壓裂液體系進行了開發。首先，在其他添加劑濃度不變的情況下，考察了不同稠化劑濃度下體系的基液黏度和交聯性能（見表1）。從實驗結果可以看出，稠化劑濃度越高，基液黏度越大，越有利于形成良好的交聯效果，當改性胍膠的濃度高于0.25%時可以取得較好的交聯效果。

表1 不同稠化劑濃度下的交聯性能

從胍膠壓裂液體系的交聯原理看，胍膠的濃度越低，溶液中聚合物提供作為交聯基團的順式鄰位羥基越少，基團間的空間間距越大。為了使這些有限的交聯基團間能夠形成有效交聯，需要增大交聯劑離子的體積半徑，同時使體系保持在適度的pH環境下，以形成穩定的網狀結構[11，12]。研發的新型有機硼交聯劑采取新的絡合體，增大了交聯離子的體積半徑，在pH值為8的環境下可以與低濃度條件下的胍膠分子形成有效的交聯作用，最終形成了如下壓裂液配方：0.25%～0.30%胍膠+0.5%黏土防膨劑+0.3%助排劑+0.5%降水鎖處理劑+0.1%pH 調節劑，交聯比（體積比）：100：0.3，破膠劑加量：0.015%～0.04%APS。

1.3 壓裂液體系性能綜合評價

依據石油天然氣行業標準SY/T5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》對低濃度胍膠壓裂液體系進行了系統的性能評價。

1.3.1 耐溫耐剪切性能 室內使用RS6000流變儀，在170 s-1條件下考察了壓裂液體系的耐溫耐剪切性能。實驗結果顯示，不同稠化劑濃度下，壓裂液體系分別在50℃、70℃下經過90 min剪切黏度均保持在50 mPa·s以上，體系能夠滿足70℃以內儲層加砂壓裂改造的需求。

1.3.2 助排性能 對于致密砂巖氣藏，孔隙結構復雜、吼道細微，儲層中流體受毛管阻力影響大，并且大多儲層壓裂系數較低，因此要求壓裂液具有較高的返排效率，以減少對儲層的傷害。采用德國Kruss公司K100型表界面張力儀考察了低濃度壓裂液體系破膠液在不同溫度下的表面張力和界面張力（見表2）。實驗結果表明，該壓裂液體系具有較低的表面張力和界面張力，從而有利于壓后返排液的快速返排，降低對儲層的傷害。

表2 助排性能測試結果

1.3.3 破膠性能 室內考察了不同稠化劑濃度下，壓裂液體系分別在50℃、70℃下的破膠性能（見表3、表4）。實驗結果顯示，通過添加不同加量的破膠劑，可以實現低濃度壓裂液體系在不同時間內的破膠。

表3 破膠性能測試結果（0.25%HPG，50℃）

表4 破膠性能測試結果（0.30%HPG，70℃）

1.3.4 黏土防膨性能 黏土穩定劑含有的離子基團可以有效防止黏土內 Ca2+、Mg2+、K+、Na+等離子的運移，低濃度壓裂液體系在不同溫度下的黏土防膨率均達到90%以上，說明體系具有良好的黏土防膨性能，可以有效預防改造后儲層的黏土膨脹和運移（見表5）。

表5 黏土防膨性能測試結果

1.3.5 殘渣含量測定 分別對不同稠化劑濃度下的低濃度壓裂液體系的殘渣含量進行了測定，0.25%稠化劑濃度下體系的殘渣含量平均為190 mg/L，0.30%稠化劑濃度下體系的殘渣含量平均為220 mg/L，均遠低于常規胍膠壓裂液體系的殘渣（300 mg/L～560 mg/L），有利于降低體系對裂縫導流能力的傷害（見表6）。

表6 殘渣含量測定結果

1.3.6 濾失性能 使用GGS71-A型高溫高壓濾失儀考察了低濃度壓裂液體系在不同溫度下的靜態濾失性能（見表7）。實驗結果表明，體系的靜態濾失系數低于行業標準值 1.0×10-3m/min1/2。

表7 靜態濾失性能測試結果

1.3.7 巖心基質滲透率損害率 采用美國Temco公司的“酸化多功能巖心驅替模擬實驗系統”和現場取巖心，考察了低濃度壓裂液體系的巖心基質滲透率損害率（見表8）。實驗結果表明，體系的巖心基質滲透率損害率較低，平均為11.3%。

2 現場應用效果

低濃度胍膠壓裂液體系在YC-1區塊致密砂巖氣藏共計應用42口探井、120層段，入井液量共計40 000 m3，施工排量 1.8 m3/min～2.6 m3/min，單層最大加砂量50 m3，最高砂比42%，施工壓力平穩（以YC-27井為例），施工成功率100%。應用效果表明，低濃度胍膠壓裂液體系在較低排量施工條件下能夠滿足70℃以內儲層的加砂壓裂改造需求，該壓裂液體系具有良好的耐溫耐剪切性能和攜砂造縫能力。試驗井投產3個月后，選取同一井網單元的鄰井進行對比，試驗井平均產量為7.0×103m3/d，為對比井的1.4倍。開發的低濃度胍膠壓裂液體系實現了低殘渣、低傷害和有效改造儲層的目的，增產效果明顯。

表8 巖心基質滲透率損害率實驗結果

3 結論

（1）通過開發新型交聯劑，增大交聯離子體積半徑，并保持適度的pH環境，在降低稠化劑濃度的同時保證了體系良好的耐溫耐剪切性能，從而開發出低濃度改性胍膠壓裂液體系，稠化劑的濃度為0.25%～0.30%。

（2）該低濃度壓裂液體系具有良好的耐溫耐剪切性能，破膠徹底，殘渣含量低，破膠液表/界面張力低，黏土防膨性能良好，對儲層的傷害小，能夠滿足70℃以內儲層的施工要求。

（3）現場應用效果表明，開發的低濃度胍膠壓裂液體系實現了低殘渣、低傷害和有效改造儲層的目的，試驗井投產3個月后，平均產量為同一井網單元鄰井的1.4倍，增產效果明顯。同時，通過降低稠化劑濃度還實現了施工成本的降低，為致密砂巖氣藏的高效開發提供了一條有效途徑。