壓裂返排技術(shù)優(yōu)化

李小龍，肖雯，劉曉強(qiáng)，周麗萍，許華儒，曲占慶

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266580；2.中國(guó)石化勝利油田分公司采油工藝研究院，山東 東營(yíng) 257000）

壓裂返排技術(shù)優(yōu)化

李小龍1，肖雯2，劉曉強(qiáng)1，周麗萍1，許華儒1，曲占慶1

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266580；2.中國(guó)石化勝利油田分公司采油工藝研究院，山東 東營(yíng) 257000）

壓裂后排液過(guò)程中，壓裂液的返排速度、破膠黏度對(duì)支撐劑總回流量的影響很大。通過(guò)研究壓裂液返排速度、破膠黏度對(duì)支撐劑總回流的影響，確定了壓裂液的最佳返排速度及時(shí)機(jī)，建立了不同井口壓力下的放噴制度，形成了完善的壓裂助排技術(shù)。該技術(shù)主要包括超低界面張力助排技術(shù)、ADC自生氮化合物助排技術(shù)以及預(yù)制、伴注氣體助排技術(shù)。

壓裂；返排；助排；支撐劑回流；放噴

壓裂結(jié)束后需要排液，返排過(guò)程中支撐劑懸浮在裂縫內(nèi)，在壓裂液攜帶和自由沉降的共同作用下運(yùn)動(dòng)［1］。壓裂液的返排速度、破膠黏度對(duì)支撐劑總回流量的影響很大［2］。返排速度過(guò)快，容易導(dǎo)致出砂、沉砂堆積或出砂沖蝕等，影響油氣正常開(kāi)采工作［3］。

1　壓裂返排對(duì)支撐劑總回流量的影響

設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)時(shí)，以現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)按比例縮小，實(shí)驗(yàn)排量為1 mL/min時(shí)相當(dāng)于實(shí)際排量250 mL/min，即比例系數(shù)為1∶250。

1.1壓裂液返排速度

支撐劑總回流量與壓裂液返排速度的關(guān)系見(jiàn)圖1?？梢钥闯觯簤毫岩悍蹬潘俣仍龃?，支撐劑總回流量也逐漸增大；當(dāng)返排速度為50 mL/min時(shí)，總回流量為2.20 g，當(dāng)返排速度增大到1 000 mL/min時(shí)，總回流量達(dá)到62.41 g，是前者的28.3倍；當(dāng)返排速度由300 mL/ min增大至400 mL/min時(shí)，曲線在此發(fā)生了躍變。返排速度越大，壓裂液對(duì)支撐劑的拖曳力作用越強(qiáng)，導(dǎo)致總回流量越大［4-7］。

圖1　支撐劑總回流量與壓裂液返排速度的關(guān)系

1.2壓裂液破膠黏度

支撐劑總回流量與壓裂液破膠黏度的關(guān)系見(jiàn)圖2?？梢钥闯觯弘S著壓裂液返排黏度的增大，支撐劑總回流量增大；當(dāng)破膠黏度在5 mPa·s以內(nèi)時(shí)，總回流量隨黏度增大而近似呈線性增大，當(dāng)破膠黏度大于5 mPa·s時(shí)，其影響程度增強(qiáng)，曲線的斜率增大，總回流量隨破膠黏度的增大而迅速增多［8］；破膠黏度5 mPa·s時(shí)總回流量為19.88 g，破膠黏度10 mPa·s時(shí)總回流量為39.98 g，增加了20.10 g，是前者的2.01倍。破膠黏度從5 mPa·s增大到10 mPa·s時(shí)，曲線在此發(fā)生了躍變，因此，將5 mPa·s破膠黏度定為控制支撐劑回流的臨界值，返排時(shí)黏度需控制在5 mPa·s以下為宜。

圖2　支撐劑總回流量與壓裂液破膠黏度的關(guān)系

2　壓后放噴制度的優(yōu)化

通過(guò)研究壓裂液返排對(duì)支撐劑回流量以及對(duì)縫內(nèi)支撐劑分布的影響，確定了壓裂液破膠黏度為5 mPa·s時(shí)為最佳返排時(shí)機(jī)，100 L/min（實(shí)驗(yàn)返排速度400 mL/ min）為壓裂液最佳返排速度。通過(guò)計(jì)算，建立了不同井口壓力下的放噴制度（見(jiàn)表1）［9］。

表1　壓后放噴制度

3　壓裂助排技術(shù)

3.1超低界面張力助排技術(shù)

在壓裂過(guò)程及施工后的排液過(guò)程中，由于儲(chǔ)層埋藏深、異常致密等因素，影響了破膠液的返排及增產(chǎn)效果［10］。其中壓裂液與儲(chǔ)層巖石、儲(chǔ)層流體的配伍性是最關(guān)鍵因素。壓裂液與儲(chǔ)層巖石不配伍，會(huì)改變地層中原始含油飽和度，并增加流動(dòng)阻力，使得壓裂后返排困難。毛細(xì)管壓力增大使地層壓力無(wú)法克服則會(huì)出現(xiàn)嚴(yán)重且持久的水鎖。由Laplace-Young方程可知，毛細(xì)管壓力與表面張力、界面張力成正比，壓裂液破膠后表面張力越大，毛細(xì)管壓力越大，返排越困難。國(guó)外先后開(kāi)發(fā)了助排劑、防水鎖劑和破乳劑，在壓裂中獲得了較好的應(yīng)用效果［11］。

在壓裂液中加入醇類可以降低破膠液與地層液體間的界面張力，并增加壓裂液的閃蒸壓力，促進(jìn)壓裂液返排。表2列舉了國(guó)內(nèi)外常用壓裂酸化助排劑產(chǎn)品的組成和技術(shù)指標(biāo)。

表2　常用助排劑性能

3.2ADC自生氮化合物助排技術(shù)

適生范圍及氣候：適生海拔1 700～2 400 m，適合種植范圍較廣，適生于溫暖濕潤(rùn)氣候，年平均氣溫15 ℃左右，1月份平均氣溫0～11 ℃，7月份平均氣溫20～28 ℃，極端最高氣溫低于30 ℃，極端最低氣溫高于-7 ℃；年均日照1 200～2 200 h；年均降水量800～1 400 mm。

ADC自生氮化合物就是常溫下與催化劑不反應(yīng)，同壓裂液混合后注入到井底后，在一定的啟動(dòng)反應(yīng)溫度下釋放氮?dú)獾幕衔铩? t的ADC化合物能生成氮?dú)?20 m3。

該化合物具有以下優(yōu)點(diǎn)：與泵注液氮相似，生成的氮?dú)饽軌蛟龃髢?chǔ)層壓力，提高壓裂液的返排效率；生成的氮?dú)饬坎皇苁┕づ帕亢褪┕毫ο拗啤?/p>

油藏壓力40 MPa，施工排量5.0 m3/min，不同泵壓條件下，采用泵注液氮和ADC自生氮化合物助排技術(shù)生成的氮?dú)怏w積見(jiàn)圖3。

圖3　泵壓對(duì)氮?dú)怏w積的影響

由圖3可以看出：隨著泵壓升高，泵注液氮助排生成的氮?dú)怏w積降低；而采用ADC自生氮化合物助排技術(shù)生成的氮?dú)怏w積沒(méi)有因?yàn)楸脡荷叨档汀?/p>

自生氮?dú)饣衔锱c壓裂液體系的配伍性良好，由于合成的3種自生氮?dú)饣衔铮―NPT，ADC，OBSH）均為有機(jī)固體粉末，不溶于水，因而，在應(yīng)用時(shí)可以添加到混砂罐中使用。在初期壓裂過(guò)程中，由于溫度達(dá)不到其分解溫度，所以不會(huì)對(duì)壓裂液的攜砂性能及耐溫性能產(chǎn)生影響。在后期壓裂液破膠返排時(shí)，溫度升高導(dǎo)致自生氣化合物分解，釋放出氮?dú)猓纯砂l(fā)揮其作用。

當(dāng)使用ADC作為自生氮?dú)庠瞿軇r(shí)，根據(jù)施工要求可添加有機(jī)酸或乙醇胺作為活化劑，以降低ADC分解溫度。對(duì)于HPG壓裂液體系，由于其基液一般為堿性，可考慮添加乙醇胺或二乙醇胺作為活化劑。而對(duì)于VES壓裂液體系，其基液為酸性，可考慮添加乙二酸作為pH調(diào)節(jié)劑或活化劑。對(duì)于合成聚合物壓裂液體系可參照HPG壓裂液［12］。

3.3預(yù)制、伴注氣體助排技術(shù)

液氮輔助增能壓裂是將液氮用泵車泵入井筒［13］。液氮注入地層后由攜砂液和頂替液沿裂縫推入地層中，以達(dá)到提高儲(chǔ)層能量的目的。同時(shí)當(dāng)壓后放噴時(shí)，液氮?dú)饣杆倥蛎?，與壓裂液達(dá)到氣液兩相混合，從而降低了井筒液柱壓力，使兩相一起噴出井口，達(dá)到助排的目的。

液氮增能壓裂液的主要作用［14-16］包括混氮降濾，混氮助排，協(xié)助攜砂、懸砂，使地層損害最小。

伴注液氮技術(shù)目前在直斜井中大量應(yīng)用，技術(shù)成熟，可以考慮在水平井中進(jìn)行應(yīng)用嘗試。

3.3.2二氧化碳助排

二氧化碳?jí)毫阎庞?種主要方式［17］：全程伴注二氧化碳；二氧化碳段塞，隨后注入隔離液和壓裂液；預(yù)注二氧化碳，關(guān)井，再進(jìn)行壓裂施工。

二氧化碳溶于水中時(shí)所生成的碳酸能溶解某些膠結(jié)物，改善地層滲透率，抑制儲(chǔ)層的黏土膨脹。實(shí)驗(yàn)表明，上述作用可提高砂巖滲透率5%～15%。液態(tài)或超臨界態(tài)二氧化碳溶劑的注入，能溶解、返排出有機(jī)垢，由于酸化作用能解除無(wú)機(jī)垢堵塞，從而解除近井地帶（含人造裂縫）污染，疏通油流通道，提高單井產(chǎn)能。

二氧化碳的相態(tài)變化，特別是向固態(tài)的變化，是造成二氧化碳?jí)毫寻踩[患的主要原因。壓裂過(guò)程中，二氧化碳在地面作為液體泵送，在井筒中當(dāng)?shù)竭_(dá)它的臨界溫度（31℃）后會(huì)氣化，形成泡沫，液柱壓力降低，施工摩阻增加，對(duì)深井壓裂施工造成了較高的施工壓力。

二氧化碳?jí)毫严鄬?duì)于常規(guī)壓裂施工的不同之處是危險(xiǎn)性大，對(duì)泵注設(shè)備性能要求高，施工成本高。

4　結(jié)論

1）綜合研究表明：支撐劑總回流量隨著壓裂液返排速度的增大而增大，確定了100 L/min為最佳返排速度；支撐劑總回流量隨著破膠黏度的增大而增大，當(dāng)破膠黏度小于5 mPa·s時(shí)兩者呈線性關(guān)系，確定壓裂液破膠黏度為5 mPa·s時(shí)為最佳返排時(shí)機(jī)。

2）形成了完善的壓裂助排技術(shù)，主要包括超低界面張力助排技術(shù)、ADC自生氮化合物助排技術(shù)以及預(yù)制、伴注氣體助排技術(shù)。

［1］邵立民.低滲透油氣藏壓裂返排一體化工藝技術(shù)［J］.天然氣與石油，2013，31（3）：59-60.

［2］胡學(xué)軍，馮建華，齊梅，等.砂巖氣藏基質(zhì)酸化殘液返排影響因素研究［J］.石油鉆采工藝，2011，33（2）：94-97.

［3］許成元，康毅力，游利軍，等.裂縫性儲(chǔ)層滲透率返排恢復(fù)率的影響因素［J］.石油鉆探技術(shù)，2012，40（6）：17-21.

［4］溫慶志，翟學(xué)寧，羅明良，等.頁(yè)巖氣藏壓裂返排參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)［J］.特種油氣藏，2013，20（5）：137-140.

［5］王雷，張士誠(chéng).壓裂液返排速度對(duì)支撐劑回流量及其在裂縫內(nèi)分布的影響［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2008，15（1）：101-102.

［6］汪翔.裂縫閉合過(guò)程中壓裂液返排機(jī)理研究與返排控制［D］.北京：中國(guó)科學(xué)院研究生院（滲流流體力學(xué)研究所），2004.

［7］吳順林，李憲文，張礦生，等.一種實(shí)現(xiàn)裂縫高導(dǎo)流能力的脈沖加砂壓裂新方法［J］.斷塊油氣田，2014，21（1）：110-113.

［8］朱寬亮，盧淑芹，徐同臺(tái)，等.巖心封堵率與返排解堵率影響因素的試驗(yàn)研究［J］.石油鉆探技術(shù)，2009，37（4）：61-64.

［9］胡景宏.壓裂液返排模型及應(yīng)用研究［D］.成都：西南石油大學(xué)，2007.

［10］姜城.復(fù)合調(diào)驅(qū)助排技術(shù)在超稠油水平井中的應(yīng)用［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2012，38（9）：103-104.

［11］林永茂，刁素，向麗，等.壓裂井高效返排技術(shù)的完善及應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2008，30（5）：85-88.

［12］薛成國(guó)，陳付虎，李國(guó)峰，等.大牛地氣田液氮伴注效果分析及優(yōu)化［J］.斷塊油氣田，2014，21（2）：236-238.

［13］黃青松，馮興武，徐波翔，等.液氮助排技術(shù)研究與應(yīng)用［J］.河南石油，1994，8（3）：35-39.

［14］羅小軍，潘春，郭建偉，等.蘇里格氣田液氮助排工藝技術(shù)［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)，2012，34（9）：291-293.

［15］李登偉，張烈輝，易建國(guó)，等.注N2開(kāi)發(fā)有水氣藏的敏感性因素研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（3）：343-345，385.

［16］孫德浩.油井注氮?dú)庠霎a(chǎn)技術(shù)的研究與應(yīng)用［J］.斷塊油氣田，2003，10（5）：61-62.

［17］呂蓬勃，朱明立，劉紅.CO2助排技術(shù)在低壓低滲油層酸化中的應(yīng)用［J］.油氣井測(cè)試，2001，10（6）：56-59.

（編輯朱麗）

Fracturing flowback technology optimization

Li Xiaolong1，Xiao Wen2，Liu Xiaoqiang1，Zhou Liping1，Xu Huaru1，Qu Zhanqing1
（1.College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Qingdao 266580，China；2.Research Institute of Oil Production Technology，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying 257000，China）

Flowback is required after fracturing for regular production.The quantity and distribution of proppant are influenced a lot by the flowback speed and fluid viscosity.Having studied the influence of flowback speed and gel-breaking viscosity on the flowback of the proppant，the best time and speed of flowback are determined.A blowout system of different pressure of wellhead is established.A series of supporting techniques are formed，such as ultra low interfacial tension cleanup technique，ADC technique，accompanying gas cleanup technique.

fracturing；flowback；cleanup；proppant flowback；blowout

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開(kāi)發(fā)”（2011ZX05051）

TE357.1

A

10.6056/dkyqt201503029

2014-12-15；改回日期：2015-03-10。

李小龍，男，1990年生，在讀博士研究生，主要從事壓裂工藝方面的研究。E-mail：ixiaolong199041@foxmail.com。

引用格式：李小龍，肖雯，劉曉強(qiáng)，等.壓裂返排技術(shù)優(yōu)化［J］.斷塊油氣田，2015，22（3）：402-404.

Li Xiaolong，Xiao Wen，Liu Xiaoqiang，et al.Fracturing flowback technology optimization［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22 （3）：402-404.