苏里格气田东区上古砂岩储层气藏物性差、孔喉小, 因此外来流体易因为吸附作用堵塞孔喉; 储层的压力系数低、排驱压力高, 因此压裂液返排困难, 容易滞留在地层造成伤害; 岩屑和粘土矿物含量高, 易发生膨胀运移堵塞孔喉, 降低岩石的有效渗透率[1, 2]。长庆油田目前多采用水基压裂液, 它的增稠剂主要是胍胶及其改性产品, 储层伤害大, 岩心伤害率一般在30%左右。因此以降低储层伤害为目的, 开发新型的低伤害、低吸附、低滤失、易返排和防膨性好的压裂液体系是非常必要的。
目前国内外使用的表面活性剂压裂液体系以阳离子型或与阳离子型复配为主。长庆油田自2000年以来应用阳离子表面活性剂压裂液体系进行了多口井的现场试验, 增产效果均不明显。这主要是因为砂岩岩石表面都带有负电性, 阳离子表面活性剂压裂液易被岩芯表面吸附形成薄膜, 阻止原油的流动, 也会造成岩芯润湿性的改变, 据文献报道, 水湿地层转为油湿地层后, 可使油相渗透率降低40%[3]。
与阳离子表面活性剂相反, 阴离子表面活性剂与砂岩表面的负电性相斥, 不易在砂岩表面吸附, 很难进入砂岩及其填隙物的孔喉。开发新型的阴离子粘弹性表面活性剂压裂液, 以消除对储层的润湿性影响, 是解决阳离子表面活性剂在长庆储层的不适应性的对策。
从天然油脂中提取的脂肪酸中油酸A的含量仅为40%, 其他大部分为亚油酸C, 为进一步降低成本, 通过反应将亚油酸C大部分转化为油酸A。反应条件:温度200℃, 压力0.6 MPa, 反应时间1 h, 催化剂浓度0.6%。
A与小分子醇D进行共聚反应可将A转化为B[3], 最终制备成阴离子表面活性剂。反应条件为:温度150℃, 压力1.0 MPa。
通过室内实验研制出了耐温和抗盐性能优良的阴离子表面活性剂D3F-05, 其碳链长度已达到C22, 国内外性能较好的表面活性剂碳链长度为C12~C18, 大于C20几乎不溶于水[4, 5]。
为了进一步降低Ca2+、Mg2+、Fe3+对阴离子表面活性剂压裂液的影响, 采用添加EDTA和KOH来防止金属皂盐沉淀的生成[6]。通过室内试验, 确定了该压裂液的配方组成(表 1)。
采用RS600流变仪将3.5%的D3F-05阴离子表面活性剂压裂液在剪切速率为170 s-1下升温剪切, 实验结果见图 1。
由图 1可以看出:阴离子表面活性剂压裂液体系的最高耐温可达135℃。
压裂施工液体刚进入裂缝时, 地层温度最高, 随着施工的进行地层温度降低。根据苏里格东部气藏的地层温度, 采用RS6000流变仪将3.5%的D3F-05阴离子表面活性剂压裂液在剪切速率为170 s-1、80℃下恒温剪切, 实验结果见图 2。
由图 2可以看出:阴离子表面活性剂压裂液抗剪切性能强, 粘度随时间的增加基本不降低, 并且还有所增加, 这是由于阴离子表面活性剂压裂液本身为活性剂类产品, 在长时间动态剪切过程中产生泡沫而使粘度上升。
通过粘弹性试验分析了该压裂液的携砂能力, 采用RS6000流变仪, 实验温度100℃, 应力0. 3 Pa, 频率为0.1 Hz~10 Hz, 实验结果见表 2。
从表 2可以看出, 阴离子表面活性剂压裂液明显具有低粘高弹的特点。压裂液的携砂能力与压裂液的粘弹性(G'/G"比值)成正比。
按SY 5107-2005标准规定的压裂液静态滤失测定方法, 用地层天然岩心, 采用高温高压滤失仪, 滤失压差3.5 MPa, 对阴离子表面活性剂压裂液和常规胍胶压裂液的滤失性能进行了测定, 测定结果见表 3。
从表 3可以看出:阴离子表面活性剂压裂液的滤失量低于常规胍胶压裂液, 这说明阴离子表面活性剂压裂液更有利于携砂, 对储层伤害更低。
压裂施工时, 施工摩阻对施工质量有很大的影响, 因此对交联胍胶压裂液摩阻和交联阴离子表面活性剂压裂液摩阻进行对比, 其中羟丙级胍胶的浓度为0.6%, 基液粘度为84 mPa·s。结果见图 3。
从图 3可以看出:阴离子表面活性剂压裂液的施工摩阻较低, 有利于压裂施工的顺利进行。
阴离子表面活性剂压裂液的破胶可通过地层水、淡水稀释方法破胶, 也可以通过与天然气的气体接触破胶。为了提高压裂液的返排, 降低对储层的伤害, 要求压裂液在施工结束时实现快速彻底破胶, 又要求压裂液破胶时间和裂缝闭合时间相匹配。根据这些施工要求, 模拟现场施工加量对压裂液体系进行破胶实验, 实验结果见表 4。
由实验得知:针对不同的井深, 通过调整破胶剂的加量, 可满足不同规模的压裂施工要求。
使用苏东上古砂岩气层段岩心模拟压裂液的岩心流动试验对阴离子表面活性剂压裂液进行了评价。实验结果见表 5。
由表 5可以看出, 所研制的阴离子表面活性剂压裂液岩芯平均渗透率伤害率仅为19.9%, 表现出良好的储层适应性。
提高裂缝导流能力是保证高产稳产的重要条件, 本试验选用刚玉20目~40目支撑剂, 10 kg/m2铺砂浓度, 分别加入250 mL 0.5%的胍胶压裂液、4.0%阳离子表面活性剂压裂液以及4%阴离子表面活性剂压裂液, 不考虑嵌入情况, 采用美国Core-Lab公司按照API标准设计生产的FCES-100型导流仪测试支撑剂的导流能力, 实验结果如图 4。
由图 4可以看出:相同条件下, 阴离子表面活性剂压裂可以获得更高的支撑裂缝导流能力, 有利于压裂后的长期稳产。
2008年在室内试验的基础上, 在苏里格东部进行了现场试验, 压裂了1口探井和5口井开发井13个层位, 气层厚度与邻近对比井相当, 物性略差于邻近对比井, 试验结果见表 6。
由表 6可以看出:用阴离子表面活性剂压裂液压裂改造后井的无阻流量明显高于临近对比井, 取得了较好的改造效果, 说明阴离子表面活性剂压裂液适合用于对气田砂岩储层进行改造。
(1) 针对长庆油田岩屑砂岩气藏, 开发了低伤害的新型阴离子表面活性剂压裂液体系, 现场实施6口井, 平均无阻流量12.29×104 m3/d, 取得了显著的增产效果。
(2) 所开发的耐温和抗盐性优良的阴离子表面活性剂不但具有阳离子表面活性剂压裂液防膨性好、滤失小、易破胶返排的特点, 还改善了阳离子表面活性剂对储层岩石吸附伤害大的缺点。
(3) 阴离子表面活性剂压裂液体系配制简便, 在施工中表现出稳定的携砂性能和较低的施工摩阻, 压后破胶彻底, 易返排, 表现出良好的工艺适应性。
2010, Vol. 39 Issue (4): 316-319
2010, Vol. 39 Issue (4): 316-319