低渗储层改造低伤害压裂液体系研究

曾东初, 陈超峰, 毛新军, 袁峰, 李雪彬

（1. 长江大学 石油工程学院, 湖北 武汉 430100; 2. 新疆油田公司勘探事业部, 新疆 克拉玛依 834000）

石油化工

低渗储层改造低伤害压裂液体系研究

曾东初1, 陈超峰2, 毛新军2, 袁峰2, 李雪彬2

（1. 长江大学 石油工程学院, 湖北 武汉 430100; 2. 新疆油田公司勘探事业部, 新疆 克拉玛依 834000）

为了有效控制和降低压裂液对储层的伤害，提高压裂液体系的增油效果，降低压裂成本，在玛湖凹陷风城组低孔、低渗及非均质储层的压裂改造中，针对胍胶类压裂液残渣含量较多，容易对储层造成伤害，同时胍胶压裂液在碱性条件下交联，高矿化度对压裂液性能影响较大等原因，开展了低伤害压裂液体系改性黄原胶的研究。通过现场研究结果表明，改性黄原胶可以克服碱性环境、高矿化度以及硼离子的影响，破胶后残渣含量为90 mg/L，比HPG的残渣含量少56.5%，有效的减少了破胶液残渣对地层的伤害。在玛湖凹陷斜坡区进行了13井次的储层改造，10口井次获得工业油流，获油率55.6%，取得了较好的改造效果。

储层改造；低伤害压裂液；改性黄原胶；破胶；低渗

Abstract:In order to effectively control and reduce the damage of fracturing fluid to reservoir, further improve the effect of fracturing fluid and reduce the cost of fracturing, in the fracturing process of low porosity and low permeability heterogeneous reservoir of Fengcheng group of Mahu depression, because high concentration of guanidine fracturing fluid is easy to cause damage to the reservoir, meanwhile, the cross-linking of guanidine gum fracturing fluid under alkaline conditions easy happens, and the influence of high salinity on the performance of fracturing fluid is easy, modification of xanthan gum for low damage fracturing fluid has been carried out. The results of research show that modified xanthan gum can overcome the influence of alkaline environment, high salinity and boron ion; after gel breaking, the residue content is 90 mg/L, less than 56.5% of the residue content of HPG, which effectively reduces the damage to the formation caused by the broken gel liquid residue. 13 times of reservoir reformation have been carried out in the slope area, 10 wells have obtained industrial oil flow, the oil recovery rate is 55.6%, and better reconstruction results have been achieved.

Key words:Reservoir reformation;Low damage fracturing fluid; Modification of xanthan gum;Gel breaking;Low permeable

玛湖凹陷是新疆油田重点勘探领域，为了保证油气勘探开发的效益，提高油气开发的动用效果。针对该区块低孔低渗的储层特征，开展了相关的储层压裂改造工艺技术的攻关研究。

目前针对储层的压裂改造，普遍采用 0.35%～0.45%的胍胶压裂液体系，较高的稠化剂浓度虽然保障了压裂液的耐温性能，但稠化剂用量越大导致压裂液残渣量越大，地层伤害程度也越大[1]，从而影响措施效果。

在低孔、低渗及非均质储层的压裂改造中，胍胶类压裂液残渣含量较多，容易对储层造成伤害。同时胍胶压裂液主要在碱性条件下交联，高矿化度对压裂液性能影响较大[2]；若储层中存在硼离子等重金属离子，则胍胶压裂液会出现反胶的现象，造成压裂液不破胶、或破胶不彻底而堵塞地层的情况。因此，在碱敏或者高矿化度的储层中胍胶压裂液的应用就会受到限制。如果压裂液体系应用不当，残渣含量过高将会对储层造成损害，严重时会导致油气减产[3]。因此，基于降低储层伤害，提高油气产量，耐高温、低伤害、低成本压裂液体系成为研究的重要方向[4]。低伤害压裂液改性黄原胶可以克服碱性环境、高矿化度以及硼离子的影响，可以有效降低增稠剂及交联剂的用量，并且改性黄原胶破胶后残渣含量小，可以减小破胶液残渣对地层的伤害。

1 储层改造难点分析

1.1 储层物性差

风城组储层为裂缝—孔隙双重介质，储层为以基质孔隙为主裂缝为辅的双重介质，基质孔隙主要为晶间孔、晶内溶孔及溶蚀孔，裂缝以微裂缝为主。白云岩储层的孔隙度较差，孔隙度小于 5%的储层占 78%，孔隙度大于 8%的储层不到 10%；70%以上的样品渗透率小于0.1 mD。在微裂缝较发育的部位有效孔隙度值可达12%～18%，渗透率值也出现异常偏高。目的层为低孔特低孔、低渗特低渗储层，物性差，压裂规模小增产效果不明显，客观上需要较长的支撑裂缝，并进行大规模储层改造。

1.2 储层埋藏深，压力高

风城组储层埋藏深、地层压力高，压力系数一般大于1.5，且闭合应力高，造成压裂施工泵压高，排量受限、加砂困难，地面及井下管柱的安全风险大。

1.3 缝高难控制

储层厚度大，主要油气层位于储层上部，而地应力差异小，裂缝高度易于向下延展，主力油层得不到有效改造。而且储层上部发育大段泥岩隔层，应力、岩性遮挡作用强，造成压裂裂缝下缝高延伸较大，不能充分改造储层上部。目的储层天然裂缝发育，缝高控制难度大。

1.4 储层富含重金属离子

储层温度高，矿化度高，pH值在8～9之间呈中强碱性，风城组云质岩储层富含硼等重金属离子可溶性盐，地层矿化度达2.189×105mg/L，岩矿分析含硼、钛最高达0.055%，对入井流体敏感。破胶液容易返胶，堵塞地层渗流孔道。

2 低伤害压裂液体系的研究

目前胍胶压裂液主要在碱性条件下交联，高矿化度对压裂液性能影响较大。针对目前胍胶类压裂液存在的问题，开发了一种黏弹性非交联压裂液体系改性黄原胶，该体系具有优越的携砂性能、剪切恢复能力好、耐温耐盐能力强、低残渣、低伤害的性能。同时克服了胍胶压裂液高残渣对储层的伤害，适用于高矿化度的储层，可在酸敏或碱敏条件下使用。

2.1 稠化剂增粘性能

稠化剂是压裂液体系中主要的添加剂之一，在压裂增产过程中，为了提高稠化剂的性能要求，其增粘性能要好，交联能力要强[5,6]。HPG为大分子聚糖植物胶，在水中不易分散，易形成鱼眼，配液后需要长时间溶胀，影响压裂效率。改性黄原胶稠化剂为分子量较小的多糖植物胶，室温条件下稠化时间小于2 min，现场压裂过程中能够实现连续混配。作为一种非交联植物胶，改性黄原胶压裂液粘度与增稠剂浓度关系如图1所示。随着改性黄原胶浓度的增加，液体的粘度也随之增大，两者之间呈正比例关系。

图1 改性黄原胶浓度与液体粘度关系实验曲线Fig.1 Experimental curve of relationship between modified xanthan gum concentration and liquid viscosity

2.2 耐温耐剪切性能

增稠剂浓度为0.5%时，用HAAKE RS150流变仪，统一剪切速率170 s-1，在不同温度条件下，对改性黄原胶压裂液进行剪切实验。压裂液剪切 1 h后粘度随温度变化曲线，如图2所示。随着温度的升高粘度逐渐下降，但下降的幅度保持在相对稳定的状态；实验结果表明，改性黄原胶压裂液具有较好的耐温性能。且改性黄原胶压裂液在较低粘度条件下仍具有较高的携砂性能，能够满足压裂施工的要求。

图2 改性黄原胶压裂液耐温性能实验曲线Fig.2 Experimental curve of temperature resistance of modified xanthan gum fracturing fluid

增稠剂浓度为0.5%时，分别在60和100oC的条件下进行改性黄原胶压裂液的耐温耐剪切实验。如图3所示，在剪切速率为170 s-1条件下持续剪切1 h，60和100oC条件下压裂液的粘度保持在一个相对稳定的状态，表明改性黄原胶压裂液体系具有较好的耐剪切性能。

图3 改性黄原胶压裂液耐剪切实验曲线Fig.3 Experimental curves of shear resistance of modified xanthan gum fracturing fluid

2.3 酸碱度以及矿化度的影响

为了研究酸碱性对压裂液粘度的影响，在改性黄原胶压裂液中分别加入不同浓度的稀盐酸或氢氧化钠来改变压裂液的pH值。当pH值发生改变时，压裂液的粘度变化都比较小，且改性黄原胶压裂液仍能保持较高的粘度。说明该压裂液体系对酸敏或碱敏都具有较强的适应性，能够有效的降低压裂液与储层的不配伍性所造成的伤害。

图4 氯化钾与氯化钙对改性黄原胶压裂液粘度的影响Fig.4 Effect of potassium chloride and calcium chloride on viscosity of modified xanthan gum fracturing fluid

氯化钾作为粘土稳定剂在压裂液体系中得到了广泛的应用，高矿化度储层对压裂液的使用效果具有重要影响[6]。如图4所示，在改性黄原胶压裂液体系中分别加入不同浓度的氯化钾和氯化钙，随着氯化钾以及氯化钙浓度的增加，改性黄原胶压裂液体系的粘度基本保持稳定。综上可知，矿化度对改性黄原胶压裂液的影响比较小，适用于高矿化度储层。

2.4 携砂性能

压裂液的携砂性能对压裂施工的成功率至关重要，压裂液只有具备较好的携砂性能才能将支撑剂带到裂缝的指定位置，在裂缝闭合后形成高导流通道[7，8]。通过室内静态悬砂实验配置不同浓度的改性黄原胶压裂液，观察支撑剂的沉降速度。查阅相关文献[9]，在静态悬砂试验中，当支撑剂的沉降速度小于0.18 mm/s时，压裂液的悬砂性能较好。如表1所示，改性黄原胶压裂液的浓度在0.35%～0.45%范围内，具有较好的悬砂性能，能够满足现场压裂的施工要求。

表1 改性黄原胶压裂液的悬砂性能Table 1 Suspended sand properties of modified xanthan gum fracturing fluid

2.5 破胶液残渣含量

压裂施工结束后压裂液能否彻底破胶直接影响到压裂液的返排率和对储层的伤害程度。在改性黄原胶压裂液中加入对应量的过硫酸钠进行破胶实验，以胍胶压裂液作为对比观察破胶液的残渣含量，实验结果如表2所示。改性黄原胶压裂液破胶较彻底，残渣含量的数据表明，改性黄原胶压裂液的残渣含量明显低于胍胶压裂液，从而能够有效的降低压裂液对储层的二次伤害。

表2 改性黄原胶与胍胶压裂液残渣实验Table 2 Experiment of modified xanthan gum and guanidine gum fracturing fluid residue

3 现场应用效果

玛湖凹陷多层系主要以二次加砂技术为主导，研究应用了组合压裂技术，开发了低伤害的低浓度压裂液体系，研究探索了套管完井水平井、裸眼封隔器完井两种不同完井方式下的水平井储层改造，在13口井进行储层改造18层，10层获工业油气流，压裂获油率 55.6%。风南地区风城组储层存在硼等金属离子，参考区块粘土矿物X衍射分析结果，该区风城组储层水敏性较弱，风南14井储层有白云质泥岩互层，液体配方中加入 2%氯化钾，降低储层潜在水敏性。在进行主压裂前，使用改性黄原胶压裂液对风南14井4 446～4 458 m地层进行测试压裂，以获得地层应力、液体滤失特性和了解近井效应的强弱等地层相关参数，为主压裂提供依据。

风南14井完成了三级压裂施工。第一层压裂共泵注改性黄原胶压裂液541 m3，累计加入30/50目陶粒48.3 m3；第二层压裂共泵注改性黄原胶压裂液627 m3，累计加入30/50目陶粒39 m3；第三层压裂共泵注改性黄原胶压裂液 786 m3，累计加入 30/50目陶粒50 m3，总计用压裂液量1 954 m3，累计加入30/50目陶粒137.3 m3，风南14井压后初期日产液60 m3，日产油40 m3；试油90 d，累计产油1 192.79 m3，取得了显著的改造效果。

4 结 论

（1）低伤害压裂液体系改性黄原胶具有耐温、耐盐、对硼等重金属离子不敏感、不受地层重金属离子（硼、锆）的影响，可以保证压后完全破胶，破胶液残渣含量低，可以减小对地层的伤害，保证改造效果。

（2）该压裂液体系适用于埋藏深、厚度大、跨度大、地层压力高，闭合应力高，需要进行大规模压裂的储层；特别是储层流体呈碱性，矿化度高，富含重金属离子硼、锆等，造成硼交联类压裂液不能完全破胶的储层，采用低伤害压裂液体系改性黄原胶比常规的胍胶压裂液体系压裂效果更加好。

（3）不同浓度的交联剂和不同浓度的碱可以调节压裂液的交联时间与交联强度。通过实验发现，碱的加入量对压裂液体系的耐温耐剪切性能影响不明显，但能够有效延迟交联时间及控制交联性能，碱性越强有机硼亲和力越强。

（4）现场应用结果表明，采用低伤害压裂液体系改性黄原胶使压裂液成本大大降低，在压裂过程中减少了对储层的伤害，且压裂液返排与增油效果明显。其中风南14井压后日产油40 m3，试油90 d，累计产油1 192.79 m3。

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Study on Low Damage Fracturing Fluid System for Low Permeability Reservoir Reconstruction

ZENG Dong-chu1,CHEN Chao-feng2,MAO Xin-jun2,YUAN Feng2,LI Xue-bin2

（1. School of Petroleum Engineering, Yangtze University, Hubei Wuhan 430100, China;2. Xinjiang Oilfield Company, Xinjiang Karamay 834000, China）

TE 122

A

1671-0460（2017）09-1841-04

中石油股份公司重点科研项目“超深高温高压含硫化氢储层及复杂岩性低渗储层试油（含储层改造）配套技术研究”。

2017-06-28

曾东初（1990-），男，湖北省黄冈市人，在读硕士研究生，2014年毕业于长江大学工程技术学院石油工程专业，研究方向：从事钻井工艺与技术方面的研究。E-mail：819339906@qq.com。