生物酶压裂体系说明书

生物酶压裂体系
说明书
东营盛世石油科技有限责任公司SUN PETROLEUM TECHNOLOGY SERVICE INC.（USA）
目录
一、生物酶压裂体系介绍 (3)
1、技术背景 (3)
1.1 传统的压裂液基液组成： (3)
1.2 传统破胶技术存在的问题： (3)
2、生物酶压裂体系 (4)
2.1生物酶压裂体系组成 (4)
2.2 生物酶压裂体系的作用机理 (4)
2.2.1生物酶破胶机理 (4)
2.2.2生物酶解堵机理 (5)
2.3 生物酶压裂体系优势 (5)
3、生物酶压裂体系的使用工艺 (6)
二、生物酶压裂体系室内评价试验 (7)
1、SUN- B2生物酶解堵剂的综合性能评价 (7)
1.1 SUN -B2生物酶解堵剂助排性能 (7)
1.2 SUN- B2生物酶解堵剂破乳性能 (7)
1.3 SUN-B2生物酶解堵剂杀菌性能 (8)
1.4 SUN-B2生物酶解堵剂降粘性测定 (8)
1.5 SUN-B2生物酶解堵剂剥离原油效果 (10)
2、生物酶破胶体系室内评价 (11)
2.1生物酶破胶剂体系破胶能力评价 (11)
2.2残渣含量测试 (12)
2.3流变性能评价 (12)
2.4压裂液伤害性能评价 (13)
三、生物酶压裂体系的现场应用 (14)
1、南泥湾采油厂 (14)
2、王家川采油厂 (15)
3、青化砭采油厂 (16)
4、川口采油厂 (17)
5、总结 (18)
一、生物酶压裂体系介绍
1、技术背景
现阶段对于低渗特低渗油田，压裂工艺已经成为油井增产，水井增注的最常用最有效的改造措施之一。

而水基压裂因其工艺简单，成本低廉的优势占据了压裂市场90%以上的份额。

但是多年来的现场试验及室内实验论证表明，水基压裂存在三大伤害问题：冷伤害、水伤害和残渣伤害。

大量的冷水随着压裂施工注入地层，会对裂缝周围的地层产生很多伤害，如水敏，水锁，速敏等，同时压力和温度的变化会使原油析出大量的无机盐和蜡质，在压后，油井正常生产过程中，这些无机盐和蜡质会慢慢聚集，形成堵塞，另外过氧化物破胶不彻底滞留在地层的聚合物残渣也会堵塞渗流孔道，使油井迅速减产，最终导致压裂效果不明显，有效期短。

这些都制约了压裂增产效率。

（1）使用冷水进行压裂，会产生冷伤害。

由于原油含有蜡等成分，存在遇冷水结垢的可能性；
（2）水伤害-水锁，有机无机垢。

压裂过程破胶后，产生的界面渗析影响，水锁，结垢等问题产生，影响反排；
（3）残渣伤害：瓜胶破胶速度慢，不彻底，残渣多；
传统的压裂破胶体系是过硫酸铵，过硫酸钾等，添加剂有助排剂、破乳剂、活性剂和杀菌剂等。

存在的问题有：速度慢、不环保、残渣多、伤害大、药剂种类多、协同性差等。

1.1 传统的压裂液基液组成：
稠化剂[0.25%-0.5%的羟丙基瓜胶（或香豆胶）]，加入一定量的杀菌剂、pH调节剂、粘土稳定剂、助排剂、破乳剂。

压裂液交联剂：硼砂（或有机硼交联剂）
交联比：100：5（或100：0.25）
支撑剂：陶粒砂
破胶剂：氧化破胶剂（过硫酸钾、过硫酸铵等）
1.2 传统破胶技术存在的问题：
（1）速度慢，反应时间及其活性主要依赖于温度（温度低于50℃，反应很慢）；
（2）不环保，它属于非特殊性反应物，能和遇到的任何反应物如管材、地层基质和烃类等发生反应，生成与地层不配伍的污染物，造成地层伤害；
（3）破胶持续时间短，氧化破胶剂很可能在到达目的裂缝前就消耗尽了，因而达不到破胶的目的；
（4）残渣多，氧化破胶具有随机性，造成瓜胶链不能完全降解，约20%的分子量大于2.0×106聚合物基本上未降解。

针对以上问题，我们研发了一种新型的生物酶压裂体系，并得以大力推广。

2、生物酶压裂体系
2.1生物酶压裂体系组成
前置液：0.5%SUN-B2生物酶解堵剂热水溶液（80℃）
基液组成：稠化剂[0.25%-0.5%的羟丙基瓜胶]+0.5%SUN-B2生物酶解堵剂（取代助排剂、破乳剂、杀菌剂等）
交联剂：硼砂（或有机硼交联剂）
交联比：100：5（或100：0.25）
支撑剂：石英砂或陶粒砂
破胶剂：SUN-Y100生物酶压裂破胶剂+APS，单独使用SUN-Y100生物酶破胶剂也可以破胶，但是鉴于现场一般要求破胶速度快，两者配合可以达到更好的效果。

根据现场地质情况，也可在基液中选择性加入防膨剂。

2.2 生物酶压裂体系的作用机理
2.2.1生物酶破胶机理
瓜尔胶分子是由甘露糖通过β（1-4）糖苷键连成的甘露聚糖，生物酶的破胶原理就是通过催化瓜尔胶分子表面的β（1-4）糖苷键，使其裂解, 最终将瓜尔胶分子的聚糖形式裂解为不可还原的单糖或二糖，粘度变稀，使得压裂液残液能从支撑剂充填中更稳定地返排出来，减少聚合物伤害，以提高采油采气的增产效率。

生物酶破胶剂反应图：
2.2.2生物酶解堵机理
SUN-B2生物酶解堵剂是由东营盛世石油科技有限责任公司同国内外多家生物工程研究所、公司及油田专家合作开发的一种新型、高效的生物酶高科技制剂，其主要成份是酶主导的多种天然提取物质，其技术完全针对油田开发中出现的油水井生产层系堵塞、产能降低、采收率低等问题而设计开发。

产品根据不同区块油藏构造条件进行调整，从而形成了一套完整的产品技术系列。

解堵技术思想具有前瞻性和革命性，提供了解决油层堵塞、油井生产期短、区块采收率低等难题的技术方案。

作为绿色环保型产品，SUN生物酶解堵增产技术应用具有良好的安全、稳定、环保特征，符合油田开采中HSE工作环境的要求。

生物酶解堵机理：
（1）通过诱导和自发渗吸作用进入微观孔道，清洗、剥落油膜，洁净油砂；
（2）降低油水界面张力，加强扩散作用，提高水分子活化能；
（3）降低原油粘度，改善粘度比，让油滴在地层中聚集，连成片成为稀释油墙；
（4）提高原油流动能力，提高流速，提高开采压力梯度、提高油压；
（5）吸附在岩心表层，岩石润湿性改变，稳定油藏，改善孔吼，提高渗流效率；
（6）自破乳效果明显，回收药剂可以二次应用。

2.3 生物酶压裂体系优势
在体系中用绿色环保、高效的生物酶破胶剂取代强腐蚀性的过硫酸铵（或者减少过硫
酸铵使用量），使破胶更彻底、返排率更高、减少了对地层的伤害。

在体系中，生物酶解
堵剂完全替代常规的助排剂，表面活性剂，杀菌剂，引发剂，破乳剂等常规压裂添加剂，利用环保清洁的生物酶解堵剂来一剂多效，产生多种功能及其解堵的协同效果。

在整个施工过程中加入生物酶解堵剂，可以对底层进行一次小型的解堵，特别是在低渗透油田，近井地带周围在钻井过程中或长期的生产过程中，都会产生一些泥浆伤害或有机垢质、蜡质、沥青质等堵塞，加入SUN-B2生物酶解堵剂的前置液可以解除堵塞，并在压裂基液的推动下，延伸到地层深部，对地层进行处理。

相当于解堵加压裂一起作用。

SUN生物酶压裂液体系，是利用加入适量生物酶破胶剂和SUN-B2生物酶解堵剂，联做使用，发挥破胶和解堵增产的协同作用。

能够有效起到预防冷伤害，预防结蜡，降低表面张力，产生消除水锁，洁净油砂，降粘解堵，诱导油流，容易反排的效果所以生物酶压裂液体系是一个具有清洁环保，油藏保护，提高压裂效果的新工艺新方向。

（1）解除水伤害：全程加入SUN-B2生物酶解堵剂，具有降低油水界面张力，洁净油砂，消除水锁，降粘解堵，诱导油流，容易反排，提高近井地带渗透率。

（2）降低残渣伤害：使用SUN-Y100生物酶破胶技术，破胶速度快，破胶彻底，残渣少，极大的提高裂缝的渗透性。

（3）环境保护：对油田生产环境和人畜无伤害，无污染；
（4）适用范围广：低温破胶好，对油田管道和井下设备无腐蚀；
（5）兼容性强：可与化学破胶剂搭配使用，优势互补，提高效能；
（6）破胶彻底：低残渣，长效、速效、高效；
（7）操作简单：不改变现有压裂模式，只是进行现有工艺的优化；
（8）性价比高：增产幅度大，预计提高10-20%以上压裂效率。

3、生物酶压裂体系的使用工艺
（1）、连接地面管线，高压管线试压15分钟，压力达50Mpa，不刺漏为合格；
（2）、以1.0m3/min排量反洗井，循环两周以上；
（3）、启泵压裂待有破压显示，压力平稳后开始加注，加注顺序为，首先注入前置液，然后注入基液，注入基液的同时加入交联剂和支撑剂，SUN-Y100生物酶破胶剂随基液全程点滴加入；
（4）、安装井口关井憋压，观察并记录好井口压力变化，60分钟后，控制压力油管放喷；
（5）、待井口压力扩散后，起出井筒管柱。

二、生物酶压裂体系室内评价试验
1、SUN- B 2生物酶解堵剂的综合性能评价
1.1 SUN -B 2生物酶解堵剂助排性能
表1 不同SUN-B 2加量对表面张力的影响
注：蒸馏水的表面张力74.0mN/m
实验结果表明：在同一浓度下，SUN-B 2生物酶解堵剂的表面张力小于助排剂。

1.2 SUN- B 2生物酶解堵剂破乳性能
实验结果见下图1和表2。

图1 SUN-B 2生物酶解堵剂的破乳性能
表2 不同SUN-B2加量对原油破乳的影响
注：破胶液与原油3：2体积比温度=45℃
实验结果表明：在同一浓度下，SUN-B2生物酶解堵剂的破乳率在5分钟之前略低于破乳剂的破乳率，但是在10分钟之后两种产品的破乳率相当。

1.3 SUN-B
生物酶解堵剂杀菌性能
2
实验结果见下表3。

表3 不同SUN -B2加量对杀菌效果的影响
注：0.5%瓜胶粉，T=30℃放置72小时测粘度损失率
通过实验表明：SUN-B2生物酶解堵剂在72小时的黏度保持率与1227杀菌剂性能相当。

生物酶解堵剂降粘性测定
1.4 SUN-B
2
实验测试了加入不同SUN-B2生物酶解堵剂后对原油的降粘作用。

实验结果见图2和表4。

2004006008001000
12001400粘度/m p a .s
温度/℃
图2 不同温度对原油粘度的影响
表4 不同SUN-B 2加量对原油粘度的影响
实验结果表明：SUN-B 2生物酶解堵剂在中低温下对原油黏度的降粘作用明显好于低温。

1.5 SUN-B 2生物酶解堵剂剥离原油效果
在兰州砂中加入一定量的原油之后，再加入一定量的SUN-B 2生物酶解堵剂，观察在一定时间下的剥油效果。

实验结果见图3-图6。

图3 SUN-B 2生物解堵剂对兰州砂的剥离情况
图4 SUN-B2生物解堵剂对兰州砂的剥离情况
图5 0.5%SUN-B2
解堵剂剥油后砂图6 未加0.5%SUN-B2解堵剂剥油砂
图 7 原砂样
由图初步看出：SUN-B2生物解堵剂对含油的支撑剂具有一定程度的剥离效果，温度和时间对SUN-B2生物解堵剂的剥油率也有一定影响。

2、生物酶破胶体系室内评价
2.1生物酶破胶剂体系破胶能力评价
基液：0.25%瓜胶+0.5%SUN-B2生物酶解堵剂
交联剂：1%交联剂交联比100：10
实验温度：50℃
表5 破胶效果评价
通过以上表格可以看出，生物酶体系破胶和传统的APS破胶相比，破胶更彻底而且残渣含量低。

2.2残渣含量测试
通过以上表格可以看出，无论是使用硼砂交联剂还是有机硼交联剂，生物酶破胶体系中的残渣含量要低于传统的APS破胶。

2.3流变性能评价
基液：0.4%瓜胶+0.5%SUN-B2生物酶解堵剂
交联剂：0.4%硼砂交联剂
剪切速率：170s-1
温度：70℃
表7 流变性测定基液组成
图8 生物酶破胶剂的流变性曲线
从以上图表中可以看出，在恒温70℃条件下,使用生物酶破胶体系破胶，对压裂液的抗剪切性在一定时间内影响不大，即生物酶与APS匹配破胶，不影响携砂效果。

2.4压裂液伤害性能评价
基液：0.4%瓜胶+0.5%SUN-B2生物酶解堵剂
交联剂：0.4%硼砂交联剂交联比：100:10
实验温度：60℃、80℃
压裂液对岩芯伤害试验研究结果见图9，10
图9 60℃下压裂液对岩芯的伤害
图10 80℃下压裂液对岩芯的伤害
随着岩芯渗透率的增大，压裂液对岩芯的伤害程度逐渐减弱。

因为滤液侵入岩芯，引起粘土伤害，使孔隙半径变小，同时又增加了空隙中的毛管力，使渗透率大幅度降低；随着渗透率增大，孔隙半径较大，滤液的毛管力减弱，所以渗透率下降幅度小。

从以上的两个对比图中可以看出，SUN-Y100生物酶破胶剂对岩芯的伤害程度要小于APS，使用SUN-Y100生物酶破胶剂与APS匹配破胶，压裂液对岩芯的伤害最小。

因此使用生物酶破胶体系对油藏伤害最小。

三、生物酶压裂体系的现场应用
1、南泥湾采油厂
在南泥湾采油厂进行生物酶压裂体系的现场施工。

选择松770、阳377-9、两口生物酶压裂井对应松767-4、松、阳377-2井两口常规瓜胶压裂井进行对比试验。

松770井观察26天，累计产油38.15吨，单日最高产油1.8吨，平均日产油1.46吨。

常规瓜胶压裂的松767-4井，观察31天，共计产油12.45吨，单日最高产量0.66吨，现在稳产在0.14吨。

平均日产油0.4吨。

由此可见使用生物酶压裂体系的井比常规压裂井平均日增油1.02吨，累积增产29吨。

阳377-9井，观察共计9天，累计产油13.27吨，单日最高产油2.04吨，平均日产油1.46吨。

常规瓜胶压裂的阳377-2井，观察8天，共计产油3.59吨，单日最高产量0.82吨，现在稳产在0.22吨。

由此可见使用生物酶压裂体系的井比常规压裂井平均日增油1.24吨。

通过以上现场试验和效果跟踪可看出，用生物酶压裂体系施工后，单井增产效果明显，最高单井单日平均增产2.04吨，且稳产效果显著增。

2、王家川采油厂
6月底，我们在王家川采油厂进行了生物酶压裂体系现场施工，效果良好。

试验选择了两口新井周25-1.，25-2同时与同一平台上的25-3进行对比，两口旧井南丛8-4，丛8-8井同时与同一平台的南丛8-5，丛8-7井进行对比。

通过试验发现，生物酶压裂体系施工的井与常规压裂相比在投产后见油较快，最快的要提前两天见油。

在效果跟踪上，新井两口井试验得出比常规压裂平均日增油0.76吨（自施工到8月22号按55天计）。

旧井比常规压裂日增油0.64吨（自施工到8月22号止按50天计）。

且到现在为止试验井依然保持稳产，增油有效期我们还在进一步跟踪。

3、青化砭采油厂
2009年11月中下旬，我们在青化砭采油厂针对康125-4井，石58-6井进行了生物酶压裂体系增产试验。

康125-4井经过使用生物酶压裂体系施工后平均日增油1.95吨，月增油58.5吨。

截止到2010年3月5号该井仍然保持日产液2.4吨，产油2吨，日增油1.9吨的效果。

有效期达到100天。

共计增油190吨。

石58-6井经过使用生物酶压裂体系施工后平均日增油1.9吨，月增油57吨。

截止到2010年3月5号该井仍然保持日产液2.3吨，产油2.2吨，日增油1.9吨的效果。

有效期达到100天。

共计增油190吨。

4、川口采油厂
我们在川口采油厂，进行的生物酶压裂体系试验，在丛301井组中选择丛301-3、301-7作为生物酶压裂体系压井，丛301-4、丛301-6作为常规压裂井进行对比实验。

经采油厂产量跟踪后得以下结论：丛301-3井（95.5t）与丛301-4井（40t）相比，累积多产油55.5吨，且现在效果仍明显优于常规压裂井，增油效果比较显著；丛301-7井（88.3t）与丛301-6井（39t）相比，累积多产油49.3吨，且现在效果仍明显优于常规压
裂。

5、总结
生物酶压裂体系以其高效环保、绿色节能、二次利用、等优点自2011年投入市场以来，得到了广大石油工作者的好评。

至2011年12月，仅六个多月的时间里，我们就在延长油田，长庆油田，青海油田等国内多家油田已成功改造了600井次，平均单增产43吨以上。

累积为国内油田增产25800吨，已获得全国各大油田的认可。