國外高密度壓裂液技術(shù)新進(jìn)展

段志英 (吐哈油田公司工程技術(shù)研究院)

國外高密度壓裂液技術(shù)新進(jìn)展

段志英 (吐哈油田公司工程技術(shù)研究院)

隨著世界石油工業(yè)形勢日趨嚴(yán)峻,各類高壓、超深或致密的油氣藏亟待改造。由于施工時井口壓力較高,這些儲層的壓裂措施受到挑戰(zhàn)。常規(guī)壓裂液的密度較低,不能滿足施工的需要,通過加重壓裂液的方式降低井口施工壓力,成功地解決了難題。使用溴化鈉作加重劑的高密度壓裂液適于149℃以下儲層,羧甲基-羥丙基瓜爾膠體系可應(yīng)用于149℃以上儲層,根據(jù)不同儲層特征適當(dāng)調(diào)整壓裂液性能,就能滿足高壓、深井致密油藏的壓裂工藝要求。

高壓油藏 超深油藏 加重壓裂液

高壓深井儲層改造時,由于施工時井口壓力較高,無法保證施工安全和措施效果,甚至利用目前的技術(shù)與裝備根本無法進(jìn)行施工作業(yè)。為了解決這一難題,提出加重壓裂液的思路。

地面最大井口壓力[1]由下面公式計算:

式中PW——井口壓力,MPa;

PB——井底破裂壓力,MPa;

PF——摩阻損失 (包括孔眼、管柱沿程), MPa;

PH——井筒液柱壓力,MPa。

這個公式表明增加液柱壓力,井口壓力會降低。因此,通過增加壓裂液的密度,即增加液柱壓力,可以降低井口施工壓力。

常規(guī)壓裂液的密度較低,一般為1.0×103～1.04×103kg/m3。近年來國內(nèi)外研究表明:采用鹽水加重壓裂液的方式可形成不同密度 (最大可達(dá)到1.70×103kg/m3)的配方[2-3],結(jié)合具體儲層特征適當(dāng)調(diào)整加重壓裂液的性能,就能滿足高壓、深井壓裂施工的工藝要求。

1 硼酸鹽交聯(lián)體系

墨西哥灣深度超過6 096 m的井?dāng)?shù)日益增多,由于壓力梯度和摩阻高,使用常規(guī)相對密度的壓裂液,井口壓力會超過裝備承壓上限,因此研制了使用溴化鈉作加重劑的硼酸鹽交聯(lián)體系,可獲得相對密度1.38的高密度壓裂液。該壓裂液曾用于溫度低于149℃的近海工作平臺的壓裂增產(chǎn)措施中[4]。

1.1 性能測試

圖1[4]例舉了用型號50的范氏黏度計模擬測試的剪切過程、溫度剖面和巖心滲透率恢復(fù)測試結(jié)果。實驗表明,該壓裂液具有良好的耐溫、耐剪切性能,對儲層的傷害較低。動態(tài)分析表明該壓裂液長期滯留在地層也不會引起附加的傷害。

圖1 相對密度1.38硼酸鹽交聯(lián)體系的剪切測試和滲透率恢復(fù)測試結(jié)果

1.2 應(yīng)用情況

截至2008年7月,已有17次作業(yè)采用了該壓裂液體系,水深1 219～2 103 m,射孔段的測量深度7 620～8 534 m,實際垂深7 010～8 534 m,井底壓力131.0～136.5 MPa,井底溫度109～113℃,施工排量2.39～7.16 m3/min,一次泵注的支撐劑總量2.27×104～2.22×105kg。

高密度壓裂液實質(zhì)上就是減少了井口壓力,能降低 22%～39%,實際井口壓力 39.3～74.5 MPa。該壓裂液的摩阻相當(dāng)于1.04×103kg/m3壓裂液產(chǎn)生的摩阻[4]。

1.3 適應(yīng)性

該壓裂液在27℃下儲存3個月也能保持物理特性,不受損害或降解,作業(yè)后剩余的壓裂液可在下次施工時使用。

該壓裂液體系的質(zhì)量和穩(wěn)定性很大程度上取決于制備鹽水基液的鹽和水的質(zhì)量,混合過程要進(jìn)行嚴(yán)格的質(zhì)量控制。壓裂液體系適宜于149℃以下,對于溫度高于149℃的情況,體系不穩(wěn)定[4-5]。

2 羧甲基-羥丙基瓜爾膠體系

沙特阿拉伯國家石油公司和其他國際公司最近開始在致密砂巖氣藏進(jìn)行積極的油氣勘探活動。在大多數(shù)情況下,預(yù)期發(fā)現(xiàn)的致密天然氣產(chǎn)區(qū)深度都在6 096 m以下,極端的壓力和溫度條件實際上是此類儲層改造施工時遇到的主要挑戰(zhàn)之一,因此要求壓裂液在高溫條件下必須穩(wěn)定,產(chǎn)生的傷害最小,對支撐劑具有良好的輸送能力。

作為2008年第一季度參考的油氣勘探活動的一部分,沙特阿拉伯國家石油公司在深的、陸上致密砂巖天然氣儲層進(jìn)行的一次壓裂增產(chǎn)措施遭到質(zhì)議。其儲層溫度和壓力條件 (191℃和 0.025 MPa/m,6 096 m)超過了現(xiàn)有設(shè)備能承受的工作壓力和壓裂液的應(yīng)用范圍。高密度鹽水已成功應(yīng)用在墨西哥灣深井壓裂填充中,然而還未曾應(yīng)用在致密氣藏。為了解決這個難題,提出研制一種新型高密度壓裂液。

在進(jìn)行了大量的實驗評價后,選擇相對密度1.48(1.47×103kg/m3NaBr)的濃鹽水作基液,用羧甲基-羥丙基瓜爾膠 (CMHPG)作稠化劑,加入酸性緩沖液促進(jìn)凝膠水化,完全水化后在基膠中加入高p H值調(diào)節(jié)劑。為了提高壓裂液的返排,要在基膠中加入非離子型表面活性劑,壓裂作業(yè)中為了高溫穩(wěn)定性還要加入穩(wěn)定劑。當(dāng)流體注入井下時再加入鋯交聯(lián)劑,如果還要延長交聯(lián)時間,就需加入一種延遲劑。這種新型壓裂液體系在現(xiàn)場成功混合和泵注,通過降低地面井口壓力,使常規(guī)

103.4 MPa的設(shè)備在較低的功率下即可安全施工[5]。

2.1 性能測試

對制備的CMHPG壓裂液進(jìn)行了耐溫、耐剪切性能測試[5](圖2),結(jié)果表明性能良好。

圖2 相對密度1.48 CMHPG壓裂液的耐溫、耐剪切性能測試

表1[5]是該高密度壓裂液使用延遲劑時交聯(lián)時間的測試結(jié)果,增加延遲劑的用量會延長交聯(lián)時間。

表1 CMHPG高密度壓裂液在27～77℃升溫下的交聯(lián)時間測試

2.2 應(yīng)用情況

探井SA-1是2008年第一季度完鉆的井,是使用CMHPG高密度壓裂液體系的最初候選井。Mid Qusaiba(Rhuddanian頁巖)是第二個目標(biāo),為了確定氣產(chǎn)量開展了三次測試。從應(yīng)力剖面能推斷:射孔段顯示的平均應(yīng)力值是0.025 MPa/m,對應(yīng)的預(yù)測值是0.021 MPa/m。

考慮到6%KCl的普通壓裂液和特定的完井管柱 (內(nèi)徑3.92 in,1 in=25.4 mm,單孔完井)用于沙特阿拉伯致密砂巖,預(yù)期井口壓力將超過

89.6 MPa。對相同井筒結(jié)構(gòu)用1.47×103kg/m3NaBr加重的CMHPG壓裂液以1.59～4.77 m3/ min的排量泵注,會使井口工作壓力降至65.5～

79.3 MPa的范圍。圖3[5]比較了混合6%KCl的普通壓裂液和1.47×103kg/m3NaBr的CMHPG壓裂液的井口壓力。

圖3 6%KCl普通壓裂液和1.47×103kg/m3NaBr的CMHPG壓裂液井口壓力比較

在沙特阿拉伯,用常規(guī)6%KCl硼酸鹽交聯(lián)的壓裂液沒有可利用的壓裂設(shè)備。壓力限制排除了常規(guī)的壓裂液,證明使用高密度CMHPG壓裂液體系是正確的。

表2[5]表明這種新型壓裂液體系的摩阻壓力與常規(guī)壓裂液體系對應(yīng)的極為相似。

表2 摩阻壓力比較 (5 765.3 m單孔、內(nèi)徑3.92 in)

2.3 適應(yīng)性

該壓裂液體系的最終成膠質(zhì)量和穩(wěn)定性依賴于溴化鈉鹽的質(zhì)量和來源。為了確保壓裂液的質(zhì)量須制備鹽水溶液的鹽和水以及在混合過程中進(jìn)行嚴(yán)格的質(zhì)量控制。

利用溴化鈉的充足來源,該體系可以用淡水和油田水混合成不同密度值的液體,但不會影響最終的液體性能。

該體系應(yīng)用于149℃以上的高溫是穩(wěn)定的,但室內(nèi)試驗表明:177℃以上的穩(wěn)定性需要增加稠化劑的用量來獲得,甚至可獲得更長的穩(wěn)定性[5]。

3 結(jié)論

多井次的現(xiàn)場施工證實,對于超深、高壓、致密等特殊儲層改造施工時井口壓力高的難題,壓裂液加重技術(shù)是目前行之有效的方法。壓裂液密度由溴化鈉鹽水提供,形成的硼酸鹽交聯(lián)體系適宜于149℃以下儲層;CMHPG體系可應(yīng)用于149℃以上的儲層?，F(xiàn)場應(yīng)用表明在地面和井下加重壓裂液體系性能良好。

[1]萬仁溥,羅英俊.采油技術(shù)手冊(第九分冊)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1998:161-165.

[2]中國石油油氣藏改造重點實驗室.2004油氣藏改造技術(shù)新進(jìn)展[M].北京:石油工業(yè)出版社,2004:534-603.

[3]周福建,練以鋒,楊賢友,等.中高密度黏彈性表面活性劑壓裂液的研制與應(yīng)用[J].油田化學(xué),2005,22(2):136 -139.

[4]Rivas,L,et al.Development and use of a high density fracturing fluid in deep water gulf of Mexico frac and packs[J].SPE 116007.presented atthe 2008 SPE Annual Technical Conference and Exhibition,Denver, Colorado,2008.

[5]Kirk M,Bartko,et al.First application of high density fracturing fluid to stimulate a high-pressure and high temperature tight gas producer sandstone formation ofSaudi Arabia[J].SaudiAramco Journal of Technology,SPRING,2009:17-23.

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.6.008

2009-06-18)