低渗透高温气藏清洁压裂液研究与应用——以吐哈盆地K22气井为例

摘 要

摘要：吐哈盆地K22气井储层埋藏深度3720m，地层温度110℃，压力系数1.01，具有低孔隙度、低渗透率特性。邻井岩心流动实验为强水敏、强-极强水锁；所在区域平均应力梯度为0.025 7MPa/m
摘要：吐哈盆地K22气井储层埋藏深度3720m，地层温度110℃，压力系数1.01，具有低孔隙度、低渗透率特性。邻井岩心流动实验为强水敏、强-极强水锁；所在区域平均应力梯度为0.025 7MPa/m。因此，基于新型表面活性剂研究了一种新型清洁压裂液，并做了有关的测试分析。RS600流变仪评价测试结果表明，该压裂液黏温性能稳定、黏度可达60mPa·s；采用控制应力流变仪测试的该压裂液弹性模量远大于黏性模量，因而具有优良的黏弹性、流变性和携砂性能；Fann35黏度计测试结果表明，在辅剂作用下易于破胶，对储层伤害小；环路实验装置测试结果表明，该压裂液流动摩阻低。现场应用表明：摩阻仅为清水摩阻的1/3，成功加砂44.1m3，平均砂比20.6%；施工过程液体性能稳定，压后破胶彻底、返排率达到79.26%；能够满足中等加砂规模的要求。该清洁压裂液成本相对较低且配制简单，有效地解决了在高温气井难以破胶的问题，对低渗透高温气藏压裂改造提供了技术支持。
关键词：低渗透率；高温气藏；气井；水力压裂；清洁压裂液；敏感性；黏弹性；成本；吐哈盆地
1 K22井概况
   K22井储层为灰色粗砂岩，埋藏深度3710～3730m，地层温度110℃，压力系数1.01。测井孔隙度主要分布在6%～10%，渗透率0.14～4mD；岩心分析孔隙度小于8%，渗透率0.07～1.1mD。核磁分析孔隙度平均值为4.91%；自由流体的流动渗透率为0.12mD；薄片分析孔隙度平均值为5.03%，渗透率基本小于0.05mD。测井综合解释为差气层。
   该井没有全岩分析和黏土矿物分析资料，邻井黏土矿物一般含量5%～8%，不含蒙脱石，伊利石含量高达90%；岩心流动分析均为强水敏，强-极强水锁。采用胍胶压裂液体系易伤害储层。
   邻井三轴应力岩石杨氏模量32.98～34.61GPa，泊松比0.27～0.31，孔隙弹性系数0.50～0.74。所在区块各井施工压力较高，最小水平主应力梯度平均0.0257MPa/m，普遍高于测井解释结果。个别井因施工压力高而无法加砂。例如，K20预探井3488.0～3505.0m层段为灰色细砂岩含水气层。第一、二次酸化基本不进酸，随后小型压裂排量0.9～1m3/min时泵压达到83.1MPa，入井液量仅7.5m3。
2 高温清洁压裂液配方优化
    自20世纪90年代Schlumberger推出黏弹性表面活性剂(VES)压裂液以来，因其独特的清洁性能而得到广泛研究应用[1～4]。研究最多的VES压裂液主要由长链烷基季铵盐和长链烷基卤化吡啶与卤化物、硝酸盐及有机盐(如水杨酸钠、对甲基苯磺酸盐)等按一定比例混合形成；BJ SERVICES公司开发的AquaClear和ElastraFrac黏弹性表面活性剂压裂液耐温最高可达121℃。国内基本上沿用国外的思路，研制开发多种清洁压裂液(如FRAC-1、VES-Ⅰ、VES-Ⅱ、VES-70、VES-80、VES-SL、NTX-100等)，主要在低-中温油井获得成功应用[5～9]；但压裂加砂规模小、用于气井难以彻底破胶、压裂液成本高[10～11]。西南石油大学根据高分子溶液流变学理论、高分子溶液黏弹性理论、结构流体流变学理论，研制出具有特殊流变特性的结构流体[12～13]，有效解决了高温、气井压裂的适应性问题。
    针对K22井储层强水敏和水锁伤害、高应力、高温的特点，基于新型表面活性剂[12]研究了清洁压裂液配方，采用有机物、水稀释、氧化等多种破胶机理，确保该压裂液体系在复杂条件下的破胶性能。有效解决了在高温、气井条件下的成胶、破胶与伤害等问题。该体系与其他清洁压裂液不同，在低温下(只要不结冻)仍然具有良好的水合溶解性能，既可以连续混合也可以批配，配制工艺比较简单可靠，不会产生鱼眼和稠化剂颗粒下沉，可用胍胶压裂液配制流程在井场配制。其配方为：GRF-1H主剂0.6%(w/v)+GRF-2辅剂(A：B-1：1)0.5%～0.6%(v/v)+1%KCl(w/v)。
2.1 增稠性能与流变性
    采用RS600流变仪实验评价表明，该压裂液体系浓度在0.3%～1.0%就可形成黏弹性良好的凝胶，使用浓度低，压裂液在110℃下具有良好的流变性能(图1)。
 

2.2 黏弹性与抗剪切稳定性
采用控制应力流变仪测试该清洁压裂液的弹性模量(G′)、黏性模量(G″)及复合模量(G*)情况如图2所示，具有频率敏感性。当剪切速率和温度恒定时，压裂液的G′、G″、G*以及表观黏度均保持恒定；在不同的频率下，体系的储能模量始终大于损耗模量，属弹体流体。可见该体系具有良好黏弹性、抗剪切稳定性、携砂性能。
 

2.3 破胶性能
采用Fann50黏度计测试破胶液性能如表1所示，该清洁压裂液在90℃、2～4h内破胶彻底。
 
2.4 对支撑裂缝伤害评价
    采用岩心流动实验装置评价该压裂液对岩心的伤害，其状况如图3所示。胍胶压裂液破胶液在通过API导流槽时，由于破胶液中存在残渣，使累计体积随时间的增长越来越慢，最后渐渐地趋向于零，伤害严重。而所研制的VES压裂液破胶液通过API导流槽时，表现出了与2%KCl溶液相似的流动特性，该压裂液对支撑裂缝带的伤害非常小。

2.5 低摩阻性能
    这种新型的溶液的结构具有良好的可逆性，当高剪切时，结构解体；剪切速率降低后，结构又重新恢复。采用自研环路实验装置测定的流动摩阻如图4所示：在同等条件下VES压裂液摩阻系数比胍胶压裂液低，有利于降低施工摩阻减小施工压力。
 

3 现场施工分析
   为确保压裂液质量，分别取配液站配制和现场配制压裂液采用HAAKE-VT550流变仪进行实验评价(图5、6)。由图可见，采用配液站罐内水配制的清洁压裂液黏度比配液站清水配制的清洁压裂液黏度低50%(从60mPa·s下降至30mPa·s)，说明水质对清洁压裂液黏度影响很大，但仍能满足压裂要求。
 

3.1 测试压裂分析
    考虑该地区压裂施工压力普遍较高，故首先进行测试压裂。测试压裂实际入井液量55m3。测试压裂G函数分析曲线见图7。对测试压力分别进行停泵压力分析、压降G函数分析和压降双对数分析以及平方根分析，井底闭合应力梯度14.3kPa/m，闭合时间25.6min，净压力4.6MPa。施工排量5.Om3/min时清洁压裂液体系摩阻仅为清水摩阻的1/3，说明清洁压裂体系摩阻比常规胍胶体系要小。
 

3.2 主压裂分析
    主压裂实际入井液量385.0m3，加入粉陶4.4m3、30～50目陶粒30.4m3、20～40目陶粒9.3m3，最高砂比35%，平均砂比20.6%。主压裂G函数分析曲线如图8所示。
 

    对主压裂分别进行停泵压力分析、压降G函数分析和压降双对数分析以及平方根分析，井底闭合应力梯度为16.9kPa/m，地面闭合压力为26.2MPa，闭合时间为6.5min(表2)。
 

    由主压裂施工净压力拟合分析可得：①施工初期净压力不高，随后一直较平稳增大，裂缝基本正常延伸，测试压裂与主压裂解释的闭合压力、裂缝闭合时间有较大差异，说明储层具有非均质性；②停泵后压降慢，压后基本无流体产出，反映该地层物性条件不好；③动态缝长144.5m，动态缝高57.61m，平均缝宽1.773cm，支撑缝长143.2m，支撑缝高57.2m，平均支撑缝宽0.347cm，平均裂缝导流能力128.8mD·m。
    压后破胶好，压裂液返排顺畅。自喷返排48.06%，累积排液达到了79.26%。
4 结论与认识
    1) 室内实验表明：清洁压裂液弹性性能好、携砂性能和破胶性能优良，具有低摩阻和低伤害、易返排的特点。
    2) 现场试验表明：清洁压裂液在施工过程中液体性能稳定，施工顺利，能满足中等加砂规模的要求；在水敏水锁地层且没有地层水和烃类物质条件下，压后返排率高达79.26%，表明清洁压裂液破胶彻底、易于返排。有效解决了中高温气井的清洁压裂液破胶问题。
    3) 新型清洁压裂液在高温气井成功应用，对于低渗透高温气藏压裂改造具有重大意义。
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(本文作者：胡永全1 刘通义1 杨俊年2 赵金洲1 庄维礼2 1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学；2.中国石油吐哈油田公司勘探事业部)