低温压裂液及其破胶技术研究与应用

第16卷第2期2009年4月

文章编号:1006-6535(2009) 02-0072-04

特种油气藏

Special O il and Gas Reservoirs Vol 116No 12Ap r 12009

低温压裂液及其破胶技术研究与应用

李健萍, 王稳桃, 王俊英, 张晓英, 赵保才

(中石化中原油田分公司, 河南　濮阳　457001)

摘要:白音查干油田断块小、储层埋藏浅、井温低, 在压裂改造过程中采用常规压裂液破胶难, 返排不彻底, 导致压裂液在地层滞留时间长, 易造成对地层的二次伤害。针对以上问题, 开展了低温压裂液添加剂优选和低温破胶剂的研究, 并对低温压裂液配方进行了优化, 行了评价, 形成了适用于白音查干油田的低温压裂液技术, 产效果。

关键词:低温油气层; 压裂液; 破胶剂; 返排; 中图分类号:TE357　　文献标识码:A

前　言

、彻底地破胶返排是决定压裂成功与否的一个关键环节。中原油田对中

深井已形成比较完善的配套技术, 但对于低温(25～50℃) 、浅层(400～1000m ) 油气井采用常规压裂液破胶技术, 会存在破胶时间长、破胶不彻底、返排时间长、返排不彻底等问题对地层伤害较大。通常压裂液中使用的破胶剂主要有氧化剂和酶

[1]

温度、施工泵注速度、规模、砂比等因素。选择适宜的成胶剂用量既能满足储层和施工工艺要求, 又能达到降低成本和顺利破胶排液的目的。

以羟丙基胍胶为成胶剂, 对不同浓度水基溶液

的粘度进行评价(图1) 。结果表明, 随着浓度的增加原胶液粘度大幅度上升。针对白音查干油田储层温度和施工要求, 确定成胶剂用量范围在0130%～0145%之间, 在该浓度下, 原胶液粘度为2515～4810mPa ・s

。

。

氧化剂如过硫酸铵、过硫酸钾等, 在温度高于50℃时分解为高反应活性的自由基, 能迅速有效地使聚合物主链断裂破胶, 温度越高, 其反应活性越强, 破胶越迅速、彻底

[2]

。但在温度低于50℃时, 破胶性

能就明显降低。因此, 在低温油气层压裂过程中很难达到破胶的目的。常规酶破胶剂虽然在低温下是一种较好的压裂液破胶剂, 但要求较低的pH 值

[3]

(315～715) , 高温、高pH 值会使酶失去活性。而目前常用的压裂液体系的pH 值都要求在715以上, 二者之间存在严重的矛盾。为了解决低温油气层压裂液破胶问题, 开展了相应技术的研究, 包括低温压裂液体系、低温快速破胶技术。

图1　成胶剂浓度与粘度的关系曲线

112　交联比对压裂液剪切稳定性的影响

实验用RV -2粘度计在170s 和一定的交联剂体系组成配比条件下, 评价了交联比对低温压裂液稳定性的影响。实验结果证实, 在40～70℃的条件下, 其交联比范围在100∶4～100∶8

-1

1　低温压裂液体系

111　成胶剂使用浓度优选

成胶剂的使用浓度取决于地层埋藏深度、储层之间形成的冻胶具有良好的剪切稳定性; 交联比

　　收稿日期:2008-03-17; 改回日期:2009-02-24　　作者简介:李健萍(1970-) , 女, 工程师, 1991年毕业于西北大学石油地质专业, 现从事压裂液研究。

　第2期李健萍等:低温压裂液及其破胶技术研究与应用

　　73

低于100∶4时, 交联冻胶粘度偏低, 高于100∶8时, 冻胶粘弹性变差, 高速剪切情况下网络结

温度/℃

交联比

100∶4

40

100∶6100∶8100∶4

50

100∶6100∶8100∶4

60

100∶6100∶8100∶4

70

100∶6100∶8

构破坏严重, 使得冻胶呈非连续的碎块状(表

1) 。

表1　不同交联比下压裂液剪切粘度

不同时间下压裂液粘度/mPa・s

10m in [***********][***********]

20m in [***********][***********]

40m in [***********][**************]60m in [***********][1**********]580m in [***********][1**********]m in [***********]139118

120m in [***********][1**********]6

113　, 压裂液能够彻底、快速破胶是关键技术。一般中高温条件下常用的破胶剂有过硫酸铵、酶、有机酸等。过硫酸铵适用的pH 值范围为8～10, 温度为70℃以上, 在低温下破胶效率低。酶作为破胶剂, 适用于低温破胶, 但必须在低pH 值

(3～5) 范围使用, 若pH 值低于3或者高于8, 破胶效率将会大大降低剂。

211　过氧化合物破胶剂

[5]

, , 为交联冻胶提供更多的水合硼酸盐离子的作用

[4]

, 另一方面能够有效地

调节交联反应进程, 适当延缓交联速度的功能。因此, 交联活化剂的最佳用量对保证冻胶质量起着重要的作用。实验在交联比为100∶6的条件下评价了交联活化剂对压裂液交联时间的影响。结果表明:低温压裂液不同配方的交联时间与实验温度及活化剂的用量有关, 在30℃以下与合适的浓度下, 活化剂具有良好的延缓交联性能; 随着实验温度的升高和活化剂用量的降低, 延缓交联性能明显变差

(表2) , 因此应根据环境气候的变化, 合理控制活化剂的用量。

表2　交联活化剂的延缓交联性能实验数据

压裂液体系

40℃配方

, 因此需优选出适合的破胶

常用的破胶剂有过硫酸盐, 如过硫酸钾和过硫

酸铵(APS ) 。过硫酸盐破胶是过硫酸根分解产生游离基, 攻击聚合物的主链使之破胶成小分子而破胶。因此, 破胶速度取决于过硫酸盐的分解速度。过硫酸盐的分解为一级反应, 其半衰期t 1/2与速率常数K 关系如下

[6]

:

(1)

实验温度

/℃

20304020

不同浓度交联活化剂下的交联时间/s 0103%0105%0108%0110%

[***********]

[***********]

[***********]

[***********]2

t 1/2=ln2/K =016932/K

式中:t 1/2为半衰期, h; K 为速率常数。

理论计算结果:70℃时过硫酸铵的半衰期大于8h, 适合于作压裂液的破胶剂, 当温度在70℃以

50℃配方304020

下, 半衰期为152h, 分解太慢, 因此需要加入活化剂、破胶助剂, 提高破胶速度。优选破胶助剂与APS 破胶剂配合使用, 可有效提高破胶速度并且彻

60℃配方3040

底破胶水化。212　低温破胶原理

2　低温压裂液快速破胶技术

白音查干油田的储层温度为4510～8115℃,

植物胶压裂液常用的过硫酸铵破胶剂破胶过程是, 过氧化物水溶液中在温度作用下, 同时产生游离

　74　

氧和酸, 降低冻胶pH 值, 共同破坏冻胶结构冻胶降解破胶, 达到规定的指标。反应式如下:

2(NH 4) 2S 2O 8+2H 2O 2(NH 4) 2S O 4

+2H 2S O 4+O2

2Na B (OH ) 4+H 2S O 4

+B2O 3・5H 2O

Na 2S O 4

特种油气藏

[7]

第16卷, 使

白音查干浅层气储层低温压裂液主要采用改性胍胶作主剂, 添加剂有:粘土稳定剂+复合降阻助排剂+pH 值调节剂+硼交联剂+过硫酸铵+破

(2) (3)

胶助剂。根据白音查干地层特点, 对压裂液体系的低温破胶指标作了规定, 不同的低温地层要根据实际情况进行低温压裂液设计。213　压裂液剪切稳定性能及破胶

在低温下, 少量过硫酸铵, 再加入破胶助剂

[8]

, 通过引发过氧化物使其在低温下释放游离

[9]

氧, 即构成低温破胶剂, 以破坏冻胶压裂液结构, 使大分子降解

:

2-

在筛选了多种破胶助剂基础上, 通过压裂液性能实验优选了一种破胶助剂、不、, 不同破胶助剂加

[O3S —O —O —S O 3]

[—O —S O 3]

-

+2(—APS )

(4)

+(APS ) 2S O 4

-2仪器, 在170s 、胍胶、破胶助剂为013%时, 观察压裂液视

(表3) 。

破胶时间/h

[1**********]5

-1

破胶助排剂是由主剂加适当助剂复合而成。主要成分为还原性物质, 应, APS 浓度/%

01050107

3604060

不同时间压裂液粘度/mPa・s

1m in [1**********]6

30m in [1**********]0

60m in [1**********]4

90m in 189982772

破胶后粘度

/mPa・s

[1**********]6

　　结果表明, 由过硫酸铵与破胶助剂组成的液体的破胶速度随用量的增大而加快, 随温度的升高而加快。破胶时间可由加入量调整, 破胶助剂有延缓释放功能, 确定温度和破胶剂的浓度, 即可控制破胶时间。通过实验优选的破胶助剂使用浓度在0105%～0130%范围内, 可激发破胶剂的活性, 通

有效期最长135d (继续有效) 。压裂费用按20×10元/井次, 原油价格按4000元/t 计算, 创经济

4

效益504192×10元, 投入产出比为1∶2152, 取得了较好的经济效益。9口探井通过优化设计参数、优选压裂液配方体系后, 提高了液体返排效率, 降低了地层伤害。其中锡4、锡6、锡9、达51等井压裂试油后获工业油流, 锡4井压后日增油达914t/d, 累计增油226t, 新增控制石油地质储量640×10t 。这些井的成功压裂不仅取得了良好的增产效果, 同时证实了锡林好来地区是岩性油气藏勘探的主要战场, 为下步勘探目标确定了方向, 也为中原油田后续能源接替做出了贡献。

4

4

过反应速度来控制压裂液的破胶时间, 使该体系具有一定的延缓释放特性, 同时在低温下可激发破胶剂的活性快速破胶。

3　应用情况及效益分析

2007年以来, 在白音查干油田进行压裂优化

设计施工19口井。其中开发井实施10口井, 探井压裂优化设计施工9口井。压裂施工井段为593～2100m , 平均井深为1458～1473m , 施工泵压为25～50MPa, 单井平均砂比为22%～34%, 施工排量为212～314m /min, 压裂成功率为100%, 工艺有效率为100%。压裂后液体返排率均在70%以上, 平均返排率为8615%。

10口开发井经优化设计施工后, 至2007年11

3

4　结　论

(1) 研制形成了浅层低温油气藏压裂液配方

体系。

(2) 应用浅层低温破胶助剂, 加快破胶速度, 解决了在低温条件下压裂液破胶的难题。

参考文献:

[1]万仁溥, 等1采油工程技术手册・压裂酸化工艺技术

月底累计增油126213t, 平均单井累计增油12612t,

　第2期李健萍等:低温压裂液及其破胶技术研究与应用

改造[J ]1钻采工艺, 2000, 23(5) :79～811

　　75

[M]1北京:石油工业出版社, 1998:345～3511[2][美]埃克诺米德斯, 等1油藏增产措施[M]1北京:石

[7]韩俊华, 等1新型压裂液低温破胶活化剂[J ]1石油钻

油工业出版社, 2002:252～2531

[3]李军, 等1新型低温压裂液体系的实验研究及应用

[J ].特种油气藏, 2002, 9(2) :61～631

[4][美]吉德利J L, 等1水力压裂技术新发展[M]1北

采工艺, 2001, 23(4) :821

[8]王满学, 等1不同助剂对羟丙基胍胶压裂液低温破胶

性能的影响[J ]1西安石油大学学报, 2006, 21(6) :69～721

[9]吴金桥, 等1低温浅层油气井压裂液破胶技术研究进

京:石油工业出版社, 1995:4291

[5]胡凯, 等1生物酶破胶剂的现状与展望[J ]1科技咨询

展[J ]1西安石油学院学报, 2003, 18(6) :63～661

编辑　方　赟

导报, 2007, (21) :1591

[6]吴锦平, 等1低温压裂液破胶技术对浅气层增产技术

(上接第71页)

, 起泡剂的最佳浓度为0随着起泡剂浓度的增加, 3力都逐渐增强, UT -1-UT -11C 015%

参考文献:

[1]杨川东1采气工程[M]1北京:石油工业出版社,

1997:121～1221

[2]杨继盛1采气工艺基础[M]1北京:石油工业出版社,

1994:335～3421

[3]费海虹1盐城气田泡沫排水采气用起泡剂的室内实验

时出现拐点, , 当浓度大于015%时, 3种起泡剂的起泡性能相近。

UT -16的稳定性好于其他3种起泡剂, 但UT -16的浓度不宜过高, 当浓度大于4%时, 其起泡

能力和稳定性都大幅度降低。3种起泡剂的携液能力相近。

综合3种起泡剂的起泡能力、稳定性、携液量分析, 遂宁组气井泡排剂类型的选择, UT -16的起泡能力和稳定性最好, 但其浓度不宜过高。该层位药剂优选次序依次为UT -16、UT -11C, 遂宁组气藏推荐使用药剂UT -16、UT -11C, UT -1的起泡性较差, 不适合作该层的起泡剂。起泡剂浓度控制在015%较为合适。

筛选[J ]1油田化学, 2006, 23(4) ::329～3331

[4]郭辉, 等1泡沫排水起泡剂的研制与应用[J ]1特种油

气藏, 2002, 9(4) :74～761

[5]尹忠1泡沫评价及发泡剂复配的实验研究[J ]1西南

石油学院学报, 2004, 26(4) :56～581

[6]梅海燕1起泡剂稳定性能评价实验[J ]1新疆石油地

质, 2004, 25(6) :644～6461

[7]胡世强, 等1一种新型高效泡排剂LH 的泡沫性能研

究[J ]1天然气工业, 2007, 27(1) :102～1041

[8]尹忠1泡排剂CZP 的泡沫性能研究[J ]1天然气工业,

1995, 15(2) :561

[9]杨燕, 等1新型起泡剂P AS 的合成与性能测试[J ]1特

5　结　论

(1) 洛带遂宁组气藏泡沫排水适宜的起泡剂

为UT -16和UT -11C, UT -1的起泡性较差, 不适合作该气藏泡沫排水的起泡剂。

(2) 当起泡剂浓度低于015%时, 随着浓度的增加, 起泡能力增强, 当浓度大于015%时, 浓度的

种油气藏, 2005, 12(2) :88～901

[10]张书平, 等1低压低产气井排水采气工艺技术[J ]1

天然气工业, 2005, 25(4) :106～1091

编辑　方　赟

t o describe the changes of gas -fluid t w o -phase fl ow pattern in horizontal p i pe or well t o guide oil and gas well p r oducti on and als o p r ovides i m portant theoretical basis f or future study .

Key words:horizontal well; fl ow pattern; gas -liquid t w o -phase fl ow; fl ow pattern recogniti on

Labora tory exper im en t opti m i za ti on of foam i n g agen t for wa ter d ischarge

Y ANG Xiao -bi

(Southw est O ilfield Co m pany, S I NO PEC, D eyang, S ichuan 618000, China )

Abstract:Foa m de watering is one of the most cost -effective methods f or removing liquid l oading, increasing gas yield, and p r ol on 2ging p r oducti on peri od of gas wells . W ith the decline of gas p r oducti on fr om Luodai Suining gas reservoir, the liquid -carrying ca 2pacity reduces in gas well . The l ow gas p r oducti on is insufficient t o carry all p r oduced liquid t o surface, resulting in liquid l oading, deteri orating p r oducti on conditi ons and finally shutdown due t o watered -out . Theref ore, foa m de operati on is necessary . Foa m ing agents vary with different types of water -containing gas wells . Based the f oa m ing agent with p r oper foa mability, stability and liquid -carrying capacity has been this .

Key words:gas well; foam de watering; f oa m ing agent; op ti m gas reservoir

Study and appli ca ti m i n g flu i d and gel -break i n g techn i que L I J ian p -WANG Jun -ying, Z HANG Xiao -ying, ZHAO Bao -cai

ilfield Co m pany, S I NO PEC, Puyang, Henan 457001, China )

Abstract:Reservoirs O ilfield are in s mall bl ocks, shall ow buried, and at l ow te mperature . Gel -breaking is diffi 2cult with conventi onal fracturing fluid, and the fl owback is not comp lete, resulting in l onger holdup ti m e of the fracturing fluid in the for mati on, which may cause secondary da mage . The f or mula of l ow te mperature fracturing fluid is op ti m ized, the p r operty evaluated, and l ow te mperature gel breaker is studied . The technol ogy of l ow te mperature fracturing fluid has been devel oped for Baiyinchagan O ilfield and achieved notable sti m ulati on result .

Key words:l ow te mperature reservoir; fracturing fluid; gel breaker; fl owback; Baiyinchagan O ilfield

Exper im en t a l study of the i m pact of flu i d flow on low per m eab ility core resisti v ity M I A O Fei -fei , RE N Xiao -juan , L I U J i -zi , L I U Jun -ling , CHU Zhen -m iao

(1. X i ’an Shiyou U niversity, X i ’an, Shanxi 710065, China;

1

1

2

3

4

2. Changqing O ilfield Co m pany, PetroChina, Yulin, Shanxi 718600, China; 3. Zhongyuan O ilfield Co m pany, S I NO PEC, Puyang, Henan 457001, China; 4. L iaohe O ilfield Co m pany, PetroChina, Panjin, L iaoning 124010, China )

Abstract:This paper studies the changes of core resistivity during the p r ocesses of water dis p lace ment by oil and oil dis p lace ment by water with different r ock, wettability and per meability thr ough laborat ory experi m ents, and analyzes the i m pact of fluid fl ow on l ow per meability r ock resistivity and A rchie saturati on exponent as well as for mati on fact ors . The experi m ent result shows that:①the re 2sistivities of water wet core and oil wet core of l ow per meability reservoirs decrease with the increasing of water saturati on . ②The higher the core per meability is, the higher the saturati on exponent is, and the l ower the per meability is, the l ower the saturati on ex 2ponent is; oil wet core has higher resistivity, and water wet core has l ower resistivity . ③The higher the core per meability is, the l ower the core resistivity is, and vice versa . ④Under the sa me rate of dis p lace ment, the resistivity increases with confine ment p res 2sure . ⑤I n l ow per meability reservoirs, the saturati on exponent value of water wet r ock is higher than that of oil wet r ock . Key words:fluid fl ow; l ow per meability core; core resistivity; resistivity index; experi m ental study

Reservo i r sen siti v ity and wett ab ility of North Ⅲblock, M a li n g O ilf i eld Y U Ye , HE W en -xiang , L i J ian -ting , L i J ian -qi , ZHANG Bao -l ong

(1. Yangtze U niversity, J ingzhou, Hubei 434023, China;

1

1

2

2

3

2. Changqing O ilfield Co m pany, PetroChina, Q ingcheng, Gansu 715100, China;