D1-1-113井CO2增能压裂施工分析

科技情报开发与经济　ＳＣＩ—ＴＥＣＨ　ＩＮＦＯＲＭＡＴＩＯＮ　ＤＥＶＥＬＯＰＭＥＮＴ＆ＥＣＯＮＯＭＹ　２００８年第ｌ８卷第２４期　文章编号：１００５—６０３３（２ｏｏ８）２４—０ｌ３８一Ｏ２　收稿日期：２００８—０６—０４　Ｄ　１一ｌ—ｌｌ　３井Ｃ　Ｏ２增能压裂施工分析　

李宝林　（中石化华北分公司＿Ｔ程监督中心，河南郑州，４５０００６）　摘要：介绍了ＣＯ　酸性环境交联压裂液体系、工艺特点及压裂施工情况，并通过时压　裂后产量的分析，总结了该工艺成功的经验和存在的不足。　关键词：压裂施工；碱敏地层；交联压裂液　中图分类号：ＴＥ３５　文献标识码：Ａ　

针对大牛地气田具有“三低两高”特征、非均质性强的碎屑岩气藏：　低压、低渗、低孑Ｌ，有效应力高、基块毛管压力高，不进行压裂改造就不能　获得工业气流。以往进行的压裂改造取得了一定成效，但一些井层未能　达到预期的效果，实际产能与预测值存在一定差距。华北分公司与美国　ＢＪ公司合作，对该地区碱敏易水锁储层进行深入研究，发现高ｐＨ值压　裂液进入该类储层会引起地层的碱敏和水锁损害，从而影响压裂效果。　该井采用ＣＯ　酸性环境交联压裂液体系，成功地施Ｔ了该井，为华北分　公司第二个“十亿方”产能建设打下了技术基础，通过试验先进的＿Ｔ艺、　技术，探索压裂增产的新途径。本文重点介绍了ＣＯ　酸性环境交联压裂　液体系、工艺特点及压裂施工情况，并通过对压裂后产量的分析，总结了　该工艺成功的经验和存在的不足，为今后进一步推广应用打下了基础。　１　酸性环境交联压裂液体系　大牛地气田通过对目的层岩性、岩芯的深入研究，发现目的层普遍　以微细孔道为主．伊利石、高岭石含量高，属泥质含量高的储层，水锁伤　害大；对目的层岩芯敏感性的研究发现，各套储层对氢氟酸和碱性溶液　具有中等敏感性，由于氢氟酸极少入井，因此，储层的敏感性伤害主要表　现为碱敏性。由于华北分公司一直采用的是碱性环境交联压裂液体系，　配方要求配好的原胶液ｐＨ值大于９，一般在ｌ０～ｌ１之间，只有这样才能　达到交联效果，但高ｐＨ值压裂液进入目的层会引起储层的碱敏和水锁　损害，从而影响压裂效果。华北分公司与美国ＢＪ公司合作，大胆采用ＣＯ：　酸性环境交联压裂液体系，尽可能减少碱敏和水锁损害，提高单井的产　量。　ＣＯ　酸性环境交联压裂液体系（ＢＪ公司提供）：“ＭｅｄａｌｌｉｏｎＦｒａｃ　４０００　ｗｉｌｈ　ＣＯ２／１０％甲醇”压裂液体系。属低ｐＨ、清洁压裂液体系，温度适用范　围广，一般为１５．６℃～ｌ３５　ｏｃ，具有良好的剪切稳定性、支撑剂传输能力和　温度稳定性。该液体使用低残渣的ＣＭＨＰＧ瓜胶，在泵注过程巾同时加　入氧化和酶两种破胶剂，可以最大限度地降低液体残渣。交联剂为锆基　延迟交联体系，可进一步降低泵注过程中的摩阻。考虑到大牛地气田容　易出现水锁的地层情况，将此液体体系与甲醇和ＣＯ：联合使用。加入甲　醇可以减少进入地层中水的用量，降低表面张力，利于助排和降低水锁　现象的发生。加入ＣＯ：可以形成泡沫流体、降低液体滤失，减少地层伤　害，起到增能助排的作用。　该井具体配方为：瓜胶（Ｇｗ一３８）４＿８　ｋｇｋｎ　＋甲醇Ｉｏ０　ｕｍ　＋杀菌剂　（ｘ—ｃｉｄｅ）１．０　ｋｇ／ｍ　＋小苏打（ＮａＨＣＯ３）Ｏ．６２　ｋｓ／ｍ　＋富马酸（ＦＥ—ｌ１Ｏ）Ｏ．０３　ｋｇｔｍ　＋黏土稳定剂ｌ（ＣｌａｙＭａｓｔｅｒ　５Ｃ）１．０ｌＪｍ　＋黏土稳定剂２（ＣｌａｙＴｒｅａｔ　３Ｃ）０．７５　Ｌ／ｍ　＋助排剂（　ｎ０一ｌ５０）２．０　Ｌ／ｍ　＋ｐＨ值调节剂（ＢＦ—ｌ０Ｌ）２．０　ｕｍ　＋起泡剂（ＦＡＷ）４．０　Ｌ／ｍ　＋锆基交联剂（ｘＬｗ—６０）Ｏ．８　ｍ　＋氧化破胶　剂（ＧＢＷ－－５）０．２　Ｌ／ｍ　＋酶破胶剂（ＧＢＷ—ｌ２）２．Ｏ　Ｌ／ｎｌ　。　２　ＣＯ：压裂特点及施工方案　从２Ｏ世纪８Ｏ年代开始，ＣＯ：压裂作为一项成熟的］：艺技术在北美　地区得到大量应用，特别是在气藏改造中发挥了重要作用。国内在２０００　年后，吉林、大庆、豇河、巾原、长庆等油田相继开展了ＣＯ！压裂的现场试　ｌ３８　验及应用，ＣＯ：泡沫压裂液由气液两相组成，具有静液柱压力低、滤失量　小、携砂性能好、助排能力强、对地层伤害小等特点；ＣＯ：泡沫压裂特别适　合于低渗透、低压及水敏、碱敏地层的油气藏改造；泵注时为液体，在井　底或地层中气化，形成泡沫，现场施工具有更高的液柱压力，可用于深　层、高压地层的压裂而无需过高的井口压力和水马力；ＣＯ：与水反应生成　碳酸使体系的ｐＨ值降低，减少了对地层的伤害，尤其减少了对碱敏地层　的伤害，也降低了压裂液的表面张力，有助于压后返排。ＣＯ：有３种相态，　即气态、液态、固态，ＣＯ　主要物理特性为：临界压力７．３９１　ＭＰａ，临界温度　３１℃，气态液态体积比为５４６ｍ　ｍ　。压裂过程中，ＣＯ：在地面作为液体泵　送，当进入井筒到达临界温度（３１℃）后会气化，形成泡沫；ＣＯ：压裂液交　联环境：ｐＨ＝５．５—６．５；除像常规压裂设计外，ＣＯ：设计时特别要考虑：温　度、压力对泡沫的影响及ＣＯ　的稀释对裂缝铺砂浓度的影响。　国内目前把ＣＯ：泡沫质量大于５２％，称为泡沫压裂，泡沫质量小于　５２％时，称为增能压裂。该井设汁的泡沫质量在３４．３％一３８．２％，属ＣＯ：增　能压裂，且ＣＯ　量占人井总液量的３２％，远远高于鄂北目前采用全程液　氮伴注比例７％～９％，所以ＣＯ　增能比　增能具有更好的助排能力、降　低压裂液进入地层的滤失能力、携砂能力。该井在施工中应该注意施工　排量区别：地面排量是人为在地面操作控制，井底排量用于软件裂缝模　拟；前置、携砂泡沫液指冻胶压裂液与液态ＣＯ　在井底某处或炮眼处（只　要大于临界温度３ｌ℃，ＣＯ：气化）所需的量；地面平均砂比指砂量与所用　冻胶量之比，井底平均砂比指砂量与所用冻胶量＋ＣＯ　用量之比；ＣＯ：排　量及累计ＣＯ　量，施丁单位设备必须提供准确无误的数据；井底泡沫质　量，根据冻胶排量与ＣＯ　排量的配比关系，应用Ｍｅｙｅｒ２００５软件进行模　拟计算出来的数据，现场无法检测。　该井采　２Ｏ～４０目Ｃａｒｂｏ—Ｌｉｔｅ支撑剂．具有低密度、中强度、高导流　能力等特点，适合加入ＣＯ：的ＦＥ裂泵注及大牛地气田储层闭合应力的需　要，体积密度１．６２　ｇ／ｃｍ　，真密度２．７ｌ　ｍ　，平均粒径０．７３　ａｍ，支撑剂加　

入量３６－８　ｎｌ　。　该井压裂施　结束，严格按设汁控制放喷排液．放喷效果明显，放喷　情况：用ｄ　２　ｍｍ～５　Ｉｎｔｏ油嘴控制放喷，累汁排液ｌ】Ｏ．８５／ｎ　，压裂液返排　率４９．３％，放喷含水量达到设计后，经求静压及流压后，计算该井实际无　阻流量为５．６９ｘ１０４　ｍ　，与设汁预测值（美国ＢＪ公司应用ＰｅｒｆｏｒｍＴＭ软　件进行分析得到无阻流量为１５．０４￣ｌ　０４　ｍ　一１９．３ｌ７×ｌ　ｏ４　ｍ　．华北分公　司研究院采　ＩＰＲ曲线预测求得拟稳定状态下该井无阻流量为１０ｘ１０４　ｍ　ｄ～２０ｘ　１０＂ｍ３／ｄ）相差较大，分析其原因：一是压裂规模偏小是其主要原　

。陔井测井曲线见罔ｌ。有效气层厚（１４．１　ｍ），且连续均匀，射孔段较厚　（１０　ｍ），含气性较好（７７．２％）．孔、渗条件好（孑Ｌ隙度８．８％，渗透率ｌ－３５　ｍ／ｄ），录井　示好（全烃净增值７０％），上下隔层好，根据储层以上特点，　加上大牛地气田设汁的经验，该升加陶粒应在５５　ｍ　～７０　ｍ　左右（现场实　际加陶粒３６．８　ｍ　），才能保证裂缝有足够的缝长及缝高；设汁井底平均砂　比２１．２３％，明　偏低，影响裂缝的铺砂浓度，从而影响裂缝的导流能力，　最终影响该井产量。二是预测的产量是否准确，有待进一步分析。三是现　场施Ｔ巾ＣＯ！排量及ＣＯ！累汁量计量不准，存在着忽高忽低现象，影响　着冻胶排量与ＣＯ！排量的配比关系，从而影响ＣＯ　气化时间及泡沫质　量，必然影响乐裂造缝的效果。四是ＣＯ：酸性环境交联压裂液体系与储　

维普资讯 http://www.cqvip.com 李宝林Ｄ１—１－Ｉ１３升ＣＯ２增能压裂施工分析　本刊Ｅ－ｍａｉｈｂｊｂ＠ｍａｉｌ．ｓｘｉｎｆｏ．１ｌｅｔ　科技研讨　层的配伍性有待进一步深入研究。　｝；　蕊　：　ｉ蠹　●　

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３压裂施工情况　图ｌ测井曲线图　

（１）配液情况。压裂罐及水质达到设计要求后按以下顺序加料：水＋　甲醇＋杀菌剂＋ＮａＨＣＯ３＋ＧＷ一３８＋ＦＥ—ｌ１０＋Ｃｌａｙ　ｔｒｅａｔ　３Ｃ＋Ｃｌａｙ　ｍａｓｔｅｒ　５Ｃ＋　Ｉｎｎｏ—ｌ５０．每一种材料按设计配方加量及循环，所有化学药品加完后，　循环至基液黏度达到规定值（使用Ｆａｒｍ　３５在３００转的读数为４２￣４　ＭＰａ　或Ｆａｎｎ　３５在１７０　剪切速率下基液黏度为８０ＭＰａ・ｓ￣９０ＭＰａ・ｓ）　为合格，测综合压裂液ｐＨ值应在４～６之间，按交联剂（ｘＬｗ一６０）０．８　Ｌ／ｍ　，温度大于３５℃开始交联，而且随着温度的升高，交联效果越来越　好，满足现场施工要求。　（２）其他添加刺为施工时连续添加。由ＢＪ公司添加剂泵注，ｐＨ值调　节剂（ＢＦ—ｌ０Ｌ）、锆基交联剂（ｘＬｗ—６０）、起泡剂（ＦＡＷ）；由施工单位混　砂车添加剂泵注酶破胶剂（ＧＢｗ一１２），现场按ｌ：５００稀释后泵注；氧化　破胶剂（ＧＢｗ—５）人为在混砂车按楔形加入。　（３）２００５年ｌ１月１３　Ｆｔ，按如下设汁的泵注程序进行压裂施＿Ｔ。实际　施工曲线图见图２和表１。　表１　Ｄｌ—ｌ—Ｉ１３井盒３气层压裂泵注程序　Ｏ１一＇一１１３　７　３　ｆ　ｉ—————Ｌ————　．　：　。　ｌ一’：　＿＾　爪－＾　！　Ｉ　１＿　｜，ｒ—　ｉ　『一Ｊｌ　ｌ　Ｉ　Ｉ　ｒ…一　一　一　一　一　—１＿ｖ１　．—，　＾广　￣一十－ｆ　＾　ｔ　一　］　图２实际施工曲线图　（４）施工简况。该井由ＢＪ公司作设计，Ｂｊ公司现场指挥，现场具体施　工参数的调整，交联剂、起泡剂、ｐＨ值调节剂等均由ＢＪ公司人统一指挥　及操作；具体由长庆油田井下处施工，甲方监督。该井基本按泵注程序施　＿Ｔ，但存在以下问题：一是加砂至第二砂比段，压裂队井口法兰出现渗　漏，现场考虑是冻胶和ＣＯ：同时泵注，如果停泵整改，ＣＯ：冷却循环时间　太长，且不安全，现场采取继续施工、多派人观察、及时汇报；二是砂比不　稳，砂比忽高忽低，在施＿Ｔ由线上看得比较明显；三是ＣＯ！排量及ＣＯ　累　计量计量不准，也存在忽高忽低现象。　

４结论及建议　（１）华北分公司通过与美国ＢＪ公司合作，对Ｄｌ—ｌ—ｌ１３井进行ＣＯ：　增能压裂，施工是可行的，ＣＯ：酸性环境交联压裂液体系从理论上能满足　鄂北储层的需要。　（２）虽然压裂后效果不太明显，未达到预期的效果，这主要与国内　ＣＯ　压裂配套设备、压裂规模大小有关，其中ＣＯ　增能压裂对气井规模偏　小，是影响产量的主要问题。