VF-8清洁二氧化碳泡沫前置液压裂工艺在延长气井的应用

VF-8清洁二氧化碳泡沫前置液压裂工艺在延长气井的应用
杨洪;李彦林;郭庆;白方林;张锋三;高志亮;王瑛
【摘要】延长油田致密砂岩气藏水基加砂压裂会产生黏土矿物膨胀、水不溶物及
残渣伤害等。

针对延长气田储层的这些难点，在保证压裂效果的前提下，进一步降低成本，探索性地开发了清洁二氧化碳泡沫前置液压裂工艺。

在压裂的前置液阶段复配高效低表界面张力的表面活性剂、阳离子与无机防膨剂及液体二氧化碳，形成清洁泡沫液前置液体系。

室内实验评价表明该压裂液体系受1％～2％KCl稳定剂
的影响不大，黏度差值不到10mPa·s。

耐酸性能良好，在pH值为3时，黏度仍
可保持在69mPa·s。

破胶液的防膨高度不到3cm，远优于清水。

耐温、耐剪切性
能较好。

现场施工采取了恒定井底排量的工艺技术，最高泡沫质量达到66．2％。

压后初期日产量超过5×104m3，最终稳产在日产8×104m3以上，同等规模节省资金超过10％。

工艺效果良好．值得进一步推广应用。

【期刊名称】《非常规油气》
【年(卷),期】2015(002)004
【总页数】5页(P53-57)
【关键词】前置液;清洁二氧化碳泡沫;压裂工艺;气井;应用
【作者】杨洪;李彦林;郭庆;白方林;张锋三;高志亮;王瑛
【作者单位】陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院,陕西西安710075;;;;;;;【正文语种】中文
【中图分类】TE375
前置压裂液是传递压力、压裂地层的一种主要工作液［1］。

前置液的用量直接影响着裂缝形态、压裂改造效果，甚至决定压裂施工的成败［2］。

因此前置液对于压裂施工的成功、伤害大小、返排率等影响极为关键。

中国石化中原油田分公司采油工程技术研究院曾研究过预前置液技术，认为预前置液能够防止或减少压裂液对地层的伤害，对提高压裂增产效果具有重要意义。

但其预前置液主要属于多效功能性液体，用量较少，对于油层压裂区域不能提供全面的保护作用。

陕西延长石油 (集团)有限责任公司研究院针对延长油田多数气层泥质含量比较高、外来流体伤害严重的特点，成功开发研制了新型VF－8清洁二氧化碳泡沫前置液体系，对地层具有防黏土膨胀和运移、破乳、降低入井液表面张力与界面张力、起泡携砂及提高返排效率等特点，对防止或减少压裂液对地层伤害，增强施工效果都将起到重要作用。

在实际运用中，将VF－8清洁前置液与二氧化碳复合使用，形成新型VF－8清洁二氧化碳泡沫压裂液体系。

该体系技术同传统的瓜尔胶压裂液伴注液氮相比较，有效解决了三低气井压裂液返排慢、返排率低、排液周期长的问题。

该体系目前在YY2井实施了施工，取得了较理想的效果，目前该井日产气
8×104m3。

1 储层概况
延长油田气田上古生界本溪组的暗色泥页岩厚度大、有机碳含量 (TOC)高，具有较好的勘探开发潜力，突出特点是黏土矿物含量高，即:石英+长石平均含量为14.2%，黏土矿物平均含量为69.4%，碳酸盐岩及其他矿物平均含量为16.4%。

黏土矿物相对含量以伊利石 (26.6%)和高岭石 (48%)为主，伊利石和高岭石中的微孔隙非常发育。

气测录井显示，储层段2464～2469m具有较好的含气性，气测基值为0.167%，
峰值为0.533%，平均为0.336%。

2485.5～2489.5m层段也具有较好的含气性，气测基值为 0.128%，峰值为0.510%，平均为0.321%。

储层特征要求压裂液具
有高防膨能力、偏低pH值、低表界面张力及高返排能力。

通过筛选及室内研究认为，清洁二氧化碳泡沫前置液压裂工艺较适合该类储层压裂改造增产的目的［2］。

2 压裂液体系性能
压裂液残渣的存在对储层基质、支撑裂缝导流能力造成极大的伤害［3］。

清洁压裂液具有对地层伤害低、破胶彻底、无残渣、携砂能力较好、配制简单、破胶液具有低表界面张力，有利于压裂液返排，被油田广为采用。

目前现场应用的清洁压裂液通常适用于温度在85℃以下的陆地油田，且都为淡水配制，原料成本较高［4
－6］。

清洁压裂液受温度、pH值、水的矿化度、油气接触、盐类等的影响较大，可作为二氧化碳酸性泡沫压裂液基液的清洁体系更是少之又少。

为此，针对被改造储层特点研制了一种耐盐、耐酸 (pH值为4～6)、抗温性等较好的清洁压裂液体系，并对其相关性能进行了测试评价。

2.1 耐盐性
清洁压裂液基本成分为直链烷基季铵盐表面活性剂，通常需要加入一定比例的氯化钾作为胶束结构的稳定剂，用量远小于5%。

但有些地层中含有高矿化度地层水，特别是CaCl2型或型或CaSO4型水，若清洁压裂液与其接触易引起压裂液迅速破胶，影响施工;因此清洁压裂液还必须具有一定的耐盐性。

从图1可知，分别加入1.0%、2.0%的KCl和CaCl2对液体黏度影响不大［7］。

图1 VF－8清洁压裂液耐盐性能图Figure 1 Salt resistance of VF－8 clean fracturing fluid
2.2 耐酸性
当清洁压裂液混入二氧化碳液体时，由于二氧化碳在水中的轻度水解作用，会导致压裂液pH值下降至3～5;因此VF－8清洁压裂液还必须具有一定的抗酸性［8］。

实验测定了VF－8清洁压裂液在室温、不同pH值下的黏度变化情况 (表1)。

结
果表明，该清洁压裂液黏度受pH值影响非常小，可以与二氧化碳复配使用。

表1 VF-8清洁压裂液室温不同pH值下的黏度表Table 1 VF-8 clean fracturing fluid viscosity with different pH at room temperaturepH值黏度(mPa·s)3.0 69 3.5 69 4.0 72 5.0 72 5.5 75 6.0 78 6.5 78
2.3 抗温性
经过室内配方筛选，确定VF－8清洁压裂液配方:0.45%BCG－1H+0.3%B－
14+0.30%B－55+1%KCl。

使用HAK6000型旋转黏度计，在170s－1、室温至80℃下连续剪切1.5小时。

测定压裂液的黏度，结果表明，该配方压裂液具有较
好的耐剪切能力，黏度最终保持在50mPa·s左右，完全可以满足施工要求(图2)。

另外，发现在剪切十几分钟后黏度有一定的下降，但在剪切速率下降的过程中黏度又上升到初始值。

这种现象表明，黏弹性表面活性剂压裂液中存在棒状胶束相互缠结形成的网络结构。

受剪切时网络结构处于破坏和重新形成的平衡中，在高剪切作用下棒状胶束缠结解开，网络结构破坏，当剪切作用下降时，黏度有所下降;消失
后的棒状胶束重新缠结自动恢复网络结构。

这种现象有利于压裂液在裂缝中提高悬砂能力［9－10］。

图2 清洁压裂液80℃的流变曲线图Fig.2 at clean fracturing fluid at Rheological curves of at 80℃
2.4 防膨性
VF－8清洁压裂液主要配方成分为直链烷基季铵盐和氯化钾。

直链烷基季铵盐通
过吸附作用成为黏土矿物的长效防膨剂，而氯化钾通过钾离子的镶嵌作用，对黏土矿物具有暂时的防膨作用。

另外，液体二氧化碳的水解作用会使泡沫压裂液具有较低的pH值 (为3～4)，酸性条件一定程度抑制了黏土矿物的膨胀［11］。

因此，
二氧化碳泡沫压裂液总体上对储层的伤害较低。

而在瓜尔胶压裂液中一般只含有
1%～2%氯化钾;相比较而言，VF－8清洁压裂液具有更好的防膨能力。

分别在含
有25mL清水、瓜尔胶破胶液与VF－8清洁液破胶液的比色管中，加入2g钠膨
润土并充分摇匀，然后静置4小时，观察钠膨润土膨胀的高度 (图3)。

结果表明，使用VF－8清洁压裂液可以获得更好的防膨效果。

图3 3种液体防膨性能对比图Fig.3 Anti－swelling performance contrast of three types of liquid
2.5 泡沫质量和排量
液态二氧化碳在泵注过程中会吸热升温而汽化，与压裂液混合形成泡沫，因此地面排量要小于井底排量。

用泡沫质量表示气体在泡沫中所占的比例，其公式为:
式中 FQ——泡沫质量;
k——二氧化碳的体积系数;
QCO2——二氧化碳排量;
Ql——清洁压裂液排量。

本次采用恒定内相，保持井底总排量，气相不变，支撑剂增加，二氧化碳排量不变。

经模拟设计地面二氧化碳的排量为1.8m3/min，清洁压裂液的排量为1.7m3/min。

根据井温和井底压力计算井底泡沫质量可达55.8%，平均裂缝宽度为9.9mm［12－13］。

3 现场实验
3.1 设计思路
YY2井为一口直井，本溪组2450.8～2495.3m(厚度为44.5m)层段岩性组合为黑
色含气页岩、深灰色含气细砂岩和深灰色泥岩，总体表现为3层泥页岩夹两套细—粉砂岩。

其中，2464.0～2469.0m井段为深灰色含气细砂岩，2485.5～2489.5m井段为深灰色细砂岩;分析认为，该井本溪组发育的薄砂层为天然气富集
区。

压裂设计思路为:
(1)砂泥岩互层，高角度充填缝，不利控缝高，施工难度大。

(2)页岩层理发育，尽量提高排量和缝内净压力，并加大前置液用量，弥补液体滤失，沟通与开启更多的天然裂缝。

(3)采用清洁二氧化碳泡沫压裂液，液态二氧化碳汽化提高压裂液返排能力，能够降低液体表面张力，有助于压裂液的迅速返排;二氧化碳泡沫压裂液能有效降低液体滤失，提高压裂液效率;减少了水基压裂液的用液量;降低了液体pH值，减小了压裂液对基质的伤害。

(4)考虑到储层微裂缝较为发育，争取形成复杂裂缝，扩大裂缝有效改造体积;适当提高施工排量。

本井采用光套管压裂施工。

(5)为降低破裂压力和解除近井伤害，设计10m3酸液对储层进行压裂前预处理。

(6)支撑剂主体类型选用低密度陶粒，选择3种支撑剂组合，考虑到泥页岩储层微裂缝较为发育，前置液阶段采用70～100目陶粒段塞处理技术，打磨裂缝壁面消除弯曲效应，同时其有利于桥塞和充填开启的次生微裂缝的作用。

其中，40～70目陶粒支撑主裂缝，20～40目陶粒用于封口，以提高近井裂缝导流能力。

3.2 压裂施工
YY2井采取前置泡沫压裂工艺和光套管注入方式进行现场施工。

施工最高压力为28.6MPa，破裂压力为15.3MPa，停泵压力为18.6MPa;二氧化碳施工排量为1.5～1.85m3/min，清洁压裂液施工排量为1.5～5.3m3/min;共计注入地层清洁压裂液672m3、二氧化碳172m3，加砂量为80m3。

泡沫质量最高为66%，施工曲线见图4。

加入70～100目陶粒10m3、40～70目陶粒54m3、20～40目陶粒16m3。

图4 压裂施工曲线图Fig.4 Fracturing operation curves
3.3 压裂施工及压裂后效果
尝试使用清洁二氧化碳泡沫压裂液只作为前置液的压裂工艺对气储层进行改造，因此只在前置液阶段使用泡沫进行施工。

YY2井恒定井底排量为5.0～5.4m3/min，泡沫阶段最高摩阻为13MPa。

停泵压力高于初始破裂压力约为13MPa，最高砂
比为24%，平均砂比为17.6%。

按经验公式计算，泡沫压裂液的泡沫质量为
34.3%～66.2%，加砂率为100%，表明清洁二氧化碳泡沫压裂液性能优良，虽然只在前置液阶段使用二氧化碳泡沫，依然能够满足该类地层压裂携砂和返排的要求。

压裂后两周，该井共返排压裂液106.5m3，用8mm油嘴放喷，日产水量为
1.2m3，日产气量为56476m3。

一个月后产量达到日产气8×104m3，油压稳定
在13.08MPa。

二氧化碳泡沫压裂液可减少压裂液中水的用量50%～80%［13］，按此计算可减少超过10%的费用。

前置二氧化碳泡沫压裂工艺在保证压裂效果的
前提下，可以节省携砂液部分大量的气体。

同时，因携砂液部分不用泡沫，施工摩阻降低，可减少设备消耗。

4 结束语
(1)YY2井的成功实施为以后前置清洁二氧化碳泡沫压裂工艺的应用提供了有效的
借鉴作用和宝贵经验。

(2)应进一步提高泡沫质量和最高砂比进行施工。

(3)采用VF－8清洁二氧化碳泡沫前置液压裂工艺技术可以在保证增产效果前提下，大量节省施工成本。

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