超细低伤害加重压裂液在元坝地区的应用

第37卷第2期2015年3月石油钻采工艺OILDRILLING&PRODUCTIONTECHNOLOGYVol.37No.2Mar.2015文章编号：1000–7393（2015）02–0082–03　　　doi:10.13639/j.odpt.2015.02.022超细低伤害加重压裂液在元坝地区的应用唐　瑞　江（中石化勘探分公司，四川成都　610041）引用格式：唐瑞江.超细低伤害加重压裂液在元坝地区的应用［J］.石油钻采工艺，2015，37（2）：82-84.摘要：为解决元坝地区致密砂岩气藏水力压裂破裂压力高、施工难度大的问题，研制出新型超细低伤害加重压裂液。该加重压裂液使用了采用混合溶剂法制备的粒度分布在20~40nm范围的固体颗粒加重剂，在100g基液中添加70g纳米粒子加重剂后，密度达到1.50g/cm3，与胍胶体系完全相容，配伍性好；在120℃、170s-1剪切2h黏度仍有77.5mPa·s；对岩心基质伤害率小于30%，具有低伤害性质。元坝气田陆相致密储层现场试验取得良好效果，在破裂压力高的致密储层具有良好的推广应用前景。关键词：元坝气藏；加重压裂液；纳米加重剂；现场应用中图分类号：TE357.1　　　文献标识码：BApplicationofsuperfineandlowdamageweightingfracturefluidinYuanbaTANGRuijiang（ExplorationBranchCompanyofSINOPEC,Chengdu610041,China）Abstract:InordertoaddresstheproblemsofhighfracturingpressureandconstructiondifficultiesinhydraulicfracturingoftightsandstonegaspoolsinYuanbaarea,anewsuperfine,lowdamageweightingfracturefluidwasdevelopedspecially.Inthisfluid,themixedsolventmethodwasmainlyusedtopreparesolidweightingagentwiththeparticlesizebetween20nmand40nm,thenadding70gofnanometerparticleweightingagentto100gbasefluid,thefluiddensitywasupto1.50g/cm3,whichwasfullycompatiblewithguarsystem;after2hoursshearingat120℃and170s-1,itsviscositywasstillashighas77.5mPa·s;itsdamageratetocorematrixwaslessthan30%,soitwasoflowdamageproperty.Itissimpleintechnology,lowcost,goodcompatibilityandeasytobackflow,anditsresistancereducingratewasuptoabout70%.FieldtestoncontinentaltightreservoirinYuanbawasfruitfulandenjoyedafavorableapplicationprospectfortightreservoirswithhighfracturingpressures.Keywords:Yuanbagaspool;weightedfracturingfluid;nanometerweightingagent;fieldapplication作者简介：唐瑞江，1985年毕业于西南石油大学，主要从事油气田试气作业、储层改造工作，高级工程师。电话：[phone]。E-mail：[e-mail]。元坝地区三叠系上统须家河组、侏罗系下统自流井组等陆相地层，储气层岩性非常致密，主要致密砂岩储层埋深主要分布4350~4960m，地层压力系数普遍1.78~2.1，孔隙度主要分布在3.17%~10.53%，渗透率主要分布在0.01~0.1mD。珍珠冲段储层埋深主要分布3700~4560m，地层压力系数普遍1.84~2.09，孔隙度主要分布在0.31%~9.52%，渗透率主要分布在0.001~0.105mD。由于致密砂岩储层破裂压力高，难以压开储层，改造效果差［1］。部分井在限压99MPa条件下压不开储层，无法实现储层改造；而在限压120MPa条件下进行超高压压裂，井口、地面管汇、井口油管承压高，安全风险大，设备损坏严重，施工更换易损配件费用高。因此，开展了加重压裂液研究及现场试验。目前常见中高密度压裂液［2］主要采用CaCl2、CaBr2等可溶性无机盐加重，对较高密度处理液存在配制成本高、盐析伤害大［3］、返排困难、产量影响大等问题，不适用元坝地区。因此，需要研制一种低伤害加重压裂液［4］用于提高压裂效果。研制了一种纳83唐瑞江等：超细低伤害加重压裂液在元坝地区的应用米粒子加重剂，因非水溶，不会产生盐析伤害，同时可实现较好的返排。为解决固相颗粒进入堵塞喉道的难题，主要开展超细粒径选择、表面涂层修饰等工作。当固体颗粒直径相当于岩石孔喉直径的1/3~1/5时，既不会堵塞孔喉，又不会进入岩石基质深部，在较高压差作用下，易于返排，减少储层伤害。该地区岩心样品压汞试验分析中值孔隙直径在120~150nm，选用固体颗粒直径为20~40nm较为合适，其纳米级的粒子尺寸更是远小于压裂裂缝闭合后支撑剂粒子间的孔隙尺寸，可以实现入井液顺利返排。1　纳米硫酸钡加重压裂液的研制采用混合溶剂法制备纳米硫酸钡：在烧杯中加入一定量的乙二醇，随后在搅拌下加入称量好的氯化钡，加热使其溶解，停止加热，剧烈搅拌下迅速加入一定量的硫酸钠水溶液，调节pH值至中性或微碱性，搅拌l0min后，移入分馏装置中，分馏出水分，停止加热，得到一定浓度的纳米硫酸钡乙二醇溶胶。经过不同配方实验发现，采用混合溶剂的方法，即向一定浓度的氯化钡的乙二醇溶液中加入等当量的不同浓度的稀硫酸钠，然后将胶体加热分馏除去其中的水分和氯化钠，可以得到较为理想的结果，制备出了颗粒度在40nm以下的硫酸钡悬浮液。1.1　硫酸钠浓度对粒度的影响硫酸钠的浓度对硫酸钡粒度的影响较为明显，硫酸钠浓度过高，达到1.8mol/L以上时，颗粒度加大，且粒径分布范围较宽；若硫酸钠浓度过低．虽然颗粒分布均匀，但是在后续分离步骤中工作量较大。由表1实验结果得出，选择硫酸钠的浓度1.5mol/L是比较适宜的。表1　沉淀剂浓度对粒度的影响浓度/mol·L-1粒径/nm浓度/mol·L-1粒径/nm0.2520~401.518~350.520~401.870~2001.018~352.0100~2001.2　氯化钡的乙二醇溶液质量分数的选择氯化钡乙二醇溶液的质量分数过高，则加热溶解的温度要升高，溶解时间要加长，当质量分数超过25%时，溶解完后的乙二醇溶液颜色发黄，过滤后不是澄清透明的；若质量分数过低．虽可减少溶解时间，但是制备的硫酸钡悬浮液质量分数过低，也不利于节能减耗。所以，在保证粒度在100nm以下的前提下，选择最高质量分数不超过25%。1.3　修饰实验方法纳米颗粒由于粒径较小，易发生团聚，导致其粘连，分散性变差，因此需在其表面进行修饰。采用油酸作为修饰剂，用乙醇-水溶液作为反应体系，采用一步合成法制得了油酸修饰的纳米硫酸钡［5］。A溶液：Na2SO4（0.01~0.1mol/L）-乙醇水溶液（V乙醇∶V水=1∶1）；B溶液：含有油酸的BaCl2（0.01~0.10mol/L）-乙醇水溶液（V乙醇∶V水=1∶1），调节pH值至8~9，把A溶液加入到B溶液中，搅拌30min，将所得溶液离心分离并用二次蒸馏水和无水乙醇洗涤数次，所得白色沉淀放在红外干燥器中干燥，待测。从表2可见，油酸的量对所制BaSO4的粒径有很大的影响。表2　油酸加量对硫酸钡颗粒尺寸的影响油酸加量/%135平均粒径/nm8060402　加重压裂液体系性能评价2.1　加重剂与压裂液基液的配伍性由于HPG是大分子聚合物［6］，其对其他类型表面活性剂及盐类都有很好的相容性，且不会导致纳米颗粒的团聚。实验表明，BaSO4纳米粒子加重剂与HPG体系完全相容。当纳米粒子加入达一定比例后，体系从透明转为均匀的不透明状态。纳米BaSO4加入量占30%时压裂液混合体系。稳定放置1月以上未见有分相或纳米粒子的团聚现象。2.2　不同加重剂加量的压裂液密度表3是不同BaSO4加量下压裂液的密度值，可以看出，在100g基液中添加70g纳米粒子加重剂后，其密度达到1.50g/cm3。表3　不同BaSO4纳米粒子加重剂加量时的压裂液密度加量/g506070含量/%33.337.541.2密度/g·cm-31.391.451.502.3　加重压裂液的流变性图1是对加重压裂体系进行高温流变测试的流变曲线。实验结果表明，超细低伤害加重压裂液体系在120℃，170s-1剪切2h黏度仍有77.5mPa·s，能够满足储层温度120℃的油气井压裂要求。图1　超细低伤害加重压裂液体系流变曲线石油钻采工艺　2015年3月（第37卷）第2期842.4　加重压裂液对储层伤害测试通过测定一级胍胶压裂液、超细加重压裂液对致密砂岩岩心的伤害率，来评价压裂液对油气层的伤害程度。由表4可看出，超细加重压裂液对岩心基质伤害率小于30%，与常规HPG压裂液相比变化较小，具有低伤害性质，可满足改造需要。表4　渗透率伤害率实验结果井号取心层位取心井段/m渗透率伤害率/%一级胍胶压裂液超细加重压裂液元坝104井珍珠冲段4142.35~4146.3625.526.428.326.9元坝6井须二段4523.07~4531.0122.42025.525.2元陆8井须二段4074.54~4081.5827.32529.226.72.5　加重压裂液摩阻测试利用环路摩阻仪对加重压裂液在不同剪切速率下的摩阻进行评价，表5可看出，不同剪切速率下的降阻率平均为70%左右，表现出良好的性能。表5　超细低伤害加重压裂液不同剪切速率下的摩阻评价实验剪切速率/s-1清水摩阻/kPa·m-1压裂液体系摩阻/kPa·m-1降阻率/%5000.690.2366.710002.240.6272.315004.591.5167.23　现场试验选择元陆11井珍珠冲段、元坝6井须家河组二段，压裂前试挤至99MPa压不开储层的2口井进行加重压裂液现场试验。通过采用加强型RTTS封隔器及APR测试工具［7］、前置酸处理、油套环空采用1.45g/cm3钻井液等措施，使井下工具、套管承压达到标准要求，施工顺利进行。超细加重压裂液配制主要采用在配制车间加料循环并检测密度合格后拉运井场的方式；也可在现场配制，按比例加入粉剂稠化剂和加重剂，用搅拌罐充分循环搅拌均匀。施工时，前置超细加重压裂液160~180m3，最高加砂比15%，压开储层泵压平稳后，采用冻胶加砂，最高加砂比30%，施工限压97MPa，全程伴注液氮30m3；压后自喷排液求产，均获得较高产量，压裂液返排率大于90%（表6）。4　结论（1）采用混合溶剂法成功地制备出粒度分布在20~40nm范围的固体颗粒加重剂，该方法合成工艺简单、成本低廉，易于工业化。（2）实验中在100g基液中添加70g纳米粒子加重剂后，其密度达到1.50g/cm3，相当于在井底增压22~24MPa，可有效降低地面施工泵压。表6　现场压裂试验井效果井号射孔段/m储层岩性加砂规模/m3压裂液类型用液量/m3施工排量/m3·min-1最高砂比/%施工泵压/MPa伴注液氮量/m3压裂液返排率/%压裂前自然产量/104m3·d-1压裂后产量/104m3·d-1元陆114187.5~4207.0灰色细砂岩22加重液1605.1~5.41588.7~91.43095.