一种低伤害清洁压裂液性能评价及现场试验

刘 骁，张盼盼，杨开利，李志涛，孙 宇

（陕西延长石油（集团）有限责任公司1.油气勘探公司，陕西 延安 716000；
2.延长气田采气二厂，陕西 榆林 718500）

压裂液是压裂施工的工作液，压裂液性能好坏直接影响压裂增产效果[1]。清洁压裂液因具有良好的携砂、破胶、低伤害、施工简单等优点而备受关注。自1974年斯伦贝谢研制出清洁压裂液并成功应用以来，国内外学者做了大量研究，清洁压裂液的耐温性能、组成体系、应用范围趋于丰富[2,3,4]。

延安气田地处鄂尔多斯盆地东南部，构造上属于伊陕南坡，是典型的“低孔、低渗、低含气”气藏。延安气田上古储层普遍采用改性胍胶压裂液体系，该体系存在现场施工工序复杂、配方体系复杂、对储层伤害较大、耐高温性能差、废液处理困难等问题。为降低储层伤害、提高储层改造效果，2019年公司在各采气厂陆续开展清洁压裂液技术试验，经过两年多实践，Slick-Wo在线清洁压裂液在上古储层改造中得到一致认可。

1.1 体系组成和技术原理

Slick-Wo 在线清洁压裂液是一种高性能的液体生物接枝聚合物和活性剂形成的在线清洁压裂液，由A剂和B剂组成，A剂是一种甲壳素接枝丙烯酰胺聚合物，B剂是活性剂。推荐配方比例：1.5%A剂+0.2%B剂，A剂使用浓度为0.5-1.5%。

当A 剂和B 剂遇水快速膨胀，在水中形成棒状结构的胶束，胶束之间高度“缠结”，形成类似于一种分子网状结构，使其具有很高的粘弹效应和有效粘度，从而具备很好的悬砂性和携带性能。

1.2 技术优势

与胍胶压裂液相比，该清洁压裂液的优势在于：

1.2.1 操作简便。与胍胶压裂液相比，其药剂数量少；
能够将配制、携砂一体化，施工设备少，作业工序简化。

1.2.2 节约环保。通过在线添加、随用随配的方式，可避免因特殊情况无法施工造成的压裂液浪费现象；
因液体聚合物为中性生物制剂，对人对设备无伤害；
因液体聚合物具有遇水自我溶解扩散释放增粘，可被水任意比稀释，对气藏伤害低。

1.2.3 增产增效。压裂液中特殊的生物表面活性药剂，具有很好改变润湿性、助排效果；
低摩阻，降阻率在60%以上，有效降低施工压力，提高造缝能力；
相比常规压裂液技术可提高压裂效率10-25%。

2.1 溶解性能

在温度30℃下，按1.5%A 剂+0.2%B 剂配制Slick-Wo 在线清洁压裂液10mL，均匀搅拌后观察其溶胀情况，用秒表记录溶胀时间，用六速粘度计测定溶解后表观粘度，用PH 试条测定PH，测定结果见表1。从表1 可以看出，在线清洁压裂液呈中性、起粘快、流动性好、摩阻小。

表1 溶胀时间和表观粘度实验数据

2.2 抗剪切性能

在剪切温度120℃、170s-1剪切速率的测定环境下，采用哈克流变仪，测试了剪切120min后压裂液的粘度，如图1。图1表明，剪切后粘度保持在40mPa·s左右，能够满足现场粘度要求25mPa·s以上。

图1 清洁压裂液120℃剪切曲线

2.3 携砂性能

在室内25℃，把配制好的压裂液放置于500mL的量筒中，在匀速搅拌的情况下，按照砂比40%加入40-60目的陶粒砂，搅拌均匀后，静置40s、10min、20min、30min，如图2。将此量筒放置于设定温度90℃的恒温台上，静置40s、10min、20min、30min 观察液体悬砂情况，如图3。试验表明，25℃（模拟井口温度）和90℃（模拟产层中部温度）下Slick-Wo在线清洁压裂液悬砂时间均在30min 以上，能够满足压裂施工携砂需要。

图2 25℃条件下静置40S、10min、20min、30min的悬砂情况

图3 90℃条件下静置40S、10min、20min、30min的悬砂情况

2.4 防膨性能

称取0.50g 膨润土置于10mL 离心管中，加入50ppm 的10mL 破胶液，充分混合均匀，静置2h 后，1500r/min 转速下离心15min，读取膨润土膨胀后膨胀体积，同时用水和煤油代替破胶剂，测定膨胀体积[6]，计算防膨率80%。结果表明，破胶液本身具有很好的防膨效果，对气藏保护性好。

2.5 破胶性能

利用了表面活性剂亲油基的特殊性，通过引入碳氢类物质改变体系平衡的稳定性而破胶[5]。在配制好的在线清洁压裂液中分别加入50ppm、100ppm的破胶剂，在90℃、120℃下观察破胶时间，实验数据见表2。从表2 可以看出，当加入低浓度的破胶剂，温度可显著加速破胶，当加入高浓度的破胶剂，温度对破胶影响缓慢，综合来看，随着温度、破胶剂加量的不同，在线清洁压裂液破胶时间不同，破胶时间可控且破胶彻底。

表2 在90℃和120℃条件下压裂液破胶情况实验数据

2.6 伤害性能

取M 井不同层位的岩心各2 块，测试岩心气相渗透率（K1）和清洁压裂液在岩心破胶后的渗透率（K2）[7]，然后根据K1、K2计算岩心渗透率损害率（ƞd）[8]，如式（1）所示，结果见表3，进而评价岩心的损害程度。从表3 可以看出，岩心渗透性损害率在10%左右，远低于标准中岩心渗透率损害率15%的要求。

表3 岩心渗透率损害率实验数据

2.7 降阻性能

使用的管道循环装置（管道直径约0.8cm，长度2m，流速0.4m3/h）进行降阻率测定时间，实验中在线清洁压裂液浓度分别为0.03%、0.05%、0.1%、1.0%、1.2%、1.5%，通过压差变化计算降阻率[8]，时间与减阻率的关系如图4。可以看出，降阻率在60%以上，有效降低施工压力，有力提高造缝能力。

图4 不同浓度的压裂液下降阻率的变化

3.1 单一在线清洁压裂液技术应用

X-1 井位于陕西省榆林市靖边县三岔渠乡祁家沟村，是一口开发井。该井山2、山1 层（4020-4024m、4050-4055m）的电阻率62-106Ωm，声波时差214-216μs/m，渗透率0.16-0.34mD，孔隙度6.2-7.7%，气测烃值0.5-43%。2021年11月4日，对山2+山1层采用单一在线清洁压裂液技术进行压裂增产，施工曲线如图5所示。从图5可以看出，施工过程平稳，地层破裂明显，加砂完成率100%，最大砂比17.6%。

图5 X-1井山2、山1层压裂施工曲线

与采用常规加砂压裂的Y-1 井山1+盒8 层相比，X-1井试气效果（无阻5.0389万方/天）明显高于Y-1井无阻流量1.2499万方/天。

3.2 在线清洁压裂液与高导流通道压裂技术复合应用

Z 井位于陕西省榆林市靖边县三岔渠乡祁家沟村，井深4283.20m。2021年10月19日，对山1+盒8层采用在线清洁压裂液+高导流通道技术进行压裂增产，施工压力60MPa 左右，加砂完成率100%，最大砂比13.7%，压后一次放通，返排率75.2%，无阻流量10.9157 万方/天，压裂施工曲线如图6。根据施工过程和放喷情况来看，将两种压裂工艺的复合可以优势集中，一方面通过提高裂缝导流能力而增产，另一方面降低储层伤害、增强返排的效果。

图6 Z井山1层、盒8层压裂施工曲线

与同井场Z-1 井对比，Z 井转层压裂改造效果明显，返排效果较单一在线清洁压裂液改造的返排效果差，见表4。

表4 邻井试气效果对比

3.3 在线清洁压裂液与10%前置生物酸技术复合应用

Q-1 井位于陕西省榆林市靖边县席麻湾乡长渠沟村，井深4466.90m。该井本溪+山1 层的渗透率0.48-1.27mD，孔隙度9.4-1.4%。2021年10月，对本溪+山1层应用在线清洁压裂液+10%前置生物酸技术压裂增产，加砂完成率100%，砂比19.45%，无阻流量13733 方/天，本溪层压裂施工曲线如图7。从图7 可以看出，本溪层破裂压力37.3MPa，最高压力75.7MPa，平均压力60.4MPa，表明10%前置生物酸技术明显改善本溪层施工压力。

图7 Q-1井本溪层压裂施工曲线

通过室内性能评价和现场应用，我们得到以下认识：

1.与常规胍胶压裂液性能相比，Slick-Wo 在线清洁压裂液具有溶解快、起粘迅速、携砂好、低摩阻、抗剪切、低伤害等优点。

2.与常规胍胶压裂液提前配制和考虑富余量相比，在线清洁压裂液可在线连续混配，节约材料，液体性能得到保证。

3.在线清洁压裂液现场施工过程平稳，携砂性能好，增产效果明显，能够适应本区块的改造需求。

4.在线清洁压裂液技术与高导流通道压裂技术、10%前置生物酸技术等新技术具有很强的兼容性，能够发挥各自优势，满足施工要求。

5.在线清洁压裂液技术因其携砂好、破胶可控、低伤害、现场可连续混配施工等优点，可以进一步替代胍胶压裂液，在延长气田具有很强的推广价值。

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