方 行，向 丽，屈 静，邱 玲

(中石化西南油气分公司，四川 德阳 618000)

新型延迟自生热增压泡沫压裂液研究

方 行，向 丽，屈 静，邱 玲

(中石化西南油气分公司，四川 德阳 618000)

随着川西地区中浅层气藏采出程度加深，地层能量逐渐降低，压裂液返排率下降，常规压裂技术已不能适应开发需要。为解决该问题，研制了具有低腐蚀低伤害性能、泡沫携砂性好、低滤失、返排速度快的新型延迟自生热增压泡沫压裂液，并进行了现场应用。实验结果表明，该压裂液体系压后返排速度快，见气早，施工工艺成功率为100%。该研究在一定程度上增加了川西中浅层压裂改造的增产有效性。

川西中浅层气藏;低压地层;自生热泡沫压裂液;返排速度;压裂改造

引 言

目前，常规水基压裂液在洛带和新场蓬莱镇组这类低压和水敏性较强地层中应用时，存在的问题主要表现在以下 3个方面［1－3］:难动用储量品位差，储层黏土矿物含量高，易造成严重的储层伤害;浅层井常规压裂液在地层低温状态下破胶困难;地层能量快速衰竭，依靠储层自身能量常规压裂破胶液返排越来越困难。在“十五”期间，研制出了自生热增压类泡沫压裂液。该压裂液突出的优点是具有自动释放热量升温，生成气体增压助排，生成泡沫减少水分与地层黏土矿物接触面和生成微泡沫降低滤失等功能。可降低滤失和地层伤害，并在较低温度下迅速彻底破胶和快速返排，对低温储层、低压(常压)储层、滤失性大的储层及敏感性强的储层等，针对性较强。

1 新型延迟自生热泡沫压裂液的研究

前期研究出的延迟自生热增压类泡沫压裂液体系［4－6］，稠化剂浓度较高，为 0.50%，对地层伤害较大。另外，其添加剂对设备、液罐、地面管线和井内管柱存在腐蚀问题。为克服不足之处，对泡沫压裂液整体性能进行优化。首先，将原有稠化剂加量百分比由0.50%降_到0.43%，有效降低了稠化剂的使用量。另外，通过室内实验优选出了1种酸性催化剂C，该催化剂不会对设备造成腐蚀损害，现场配置工作液时可以不添加缓蚀剂，按一定比例现配现用即能满足防腐的要求。最终确定新型延迟自生热增压泡沫压裂液的基本配方组成为:

基液:清水+0.03%Na2CO3+生热剂(6.60%A+8.50%B)+0.48%胍胶+0.50%黏稳剂+0.30%杀菌剂+0.50%助排剂

酸性液:清水 ∶C=2 ∶1，pH=2～3，催化剂加量浓度为2.5%～3.0%。

现场使用时，基液与酸性液分开配制。施工时按基液∶酸性液=(10～20)∶1的比例在高压管汇混合，混合后开始起泡，液体呈弱酸性，可像常规压裂液一样使用。现场可以根据储层温度、施工时间的要求，通过催化剂浓度和生热体系浓度的调节有效地控制生热反应时间和增压速度，从而有利于维持压裂液高黏阶段，延长泡沫稳定时间。

2 新型压裂液性能评价

2.1 膨胀性能

新型延迟自生热增压泡沫压裂液通过生热反应，产生大量的微泡沫，体积急剧膨胀，可起到升压作用。分别在室温40、50℃条件下，评价新型自生热增压类泡沫压裂液的膨胀性能(表1)。从表1可以看出，新型延迟自生热增压泡沫压裂液体积膨胀倍数最高可达9倍以上，其体系密度随着体积的增长而变低。

表1 不同温度条件下膨胀能力实验结果

现场施工中，压裂液处于高压密闭状态，压裂液体积膨胀能力越大，对地层的升压能力越高。压裂结束时，由于井底压力下降，压裂液体积迅速膨胀，推动地层中压裂液进入井筒，同时压裂液密度下降，有效地降低了井筒返排液液柱压力，从而有利于提高压裂液的返排。

2.2 增压性能

增压作用是该套压裂液的最重要特征之一。增压原因在于生热反应生成大量气体，气泡受体积限制压力升高，从而对外形成高压状态［5］。该压裂液配方在60 min内增压能力可达到8.2 MPa，具有良好的增能助排作用。实验结果表明，该压裂液在最初时间内增压幅度最显著，使用该压裂技术时应注意充分利用好该时间段的增能助排作用，促进压裂液快速、高效返排。

2.3 流变性

压裂液流变性评价不仅可以较直观、准确地反映压裂液黏度变化情况，从黏度变化也可以推测其携砂性及摩阻性能。实验结果显示，该压裂液在60℃下剪切1 h时，前40 min黏度约保持为40 mPa·s，随着时间延长，黏度缓慢降低。在45℃下剪切2 h，黏度可一直保持在约60 mPa·s，具有较好流变性能，满足施工中携砂要求。

2.4 悬砂性能

与常规压裂液不同，新型压裂液不具备挑挂性能，主要靠稳定的泡沫结构和黏度来携砂。采用常规携砂实验方法对液体进行悬砂性能评价。将体密度、视密度分别为1.75、3.38 g/cm3的陶粒按25%的砂比放入刚混合好的泡沫压裂液中，搅拌后放入量筒中。观察到陶粒随着压裂液体积的膨胀而不断上升，悬浮在量筒内，未发生沉降。测定陶粒此时沉降速度约为0.34 cm/min，表明该自生热泡沫压裂液具有良好悬砂性能。

2.5 滤失性能

压裂液的滤失性是影响压裂液有效率和造缝能力的重要因素，也是对地层造成伤害的原因之一。新型延迟自生热增压泡沫压裂液反应生成的泡沫微观结构和低表面张力具有类似粉陶的降滤失效果，但不会造成裂缝壁面伤害和裂缝导流能力伤害。

表2为新型压裂液滤失特征参数。从实验结果来看，该压裂液体系滤失系数较小，平均滤失系数为4.72×10－4m/，压裂液抗滤失性强，能有效降低压裂液对地层的滤失伤害。同时，该泡沫压裂液的增压、气体携液特性，能降低静液柱压力，克服毛细管水锁效应，有利于液体的自喷返排，能起到比液氮伴注更好的增能助排效果。

表2 新型压裂液滤失特征参数

2.6 破胶性能

2.6.1 残渣含量

残渣含量反映压裂液破胶的彻底程度和对压裂裂缝产生的伤害［7－8］。实验结果表明，该压裂液破胶残渣含量平均为277.7 mg/L，远低于常规压裂液残渣含量的标准。可见，新型延迟自生热增压泡沫压裂液破胶比较彻底，对储层孔喉和裂缝通道的伤害小。

2.6.2 破胶液表面张力

破胶液表面张力可以较为准确地反映压裂液进入地层后，在相同条件下的返排程度。表面张力越低，液体越容易从地层中返排出来。在压裂液中分别加入不同含量破胶剂，采用界面张力测试仪测试破胶液表面张力。实验结果表明，多次测量表面张力值均约为26.825 44 mN/m，略低于常规压裂液破胶后表面张力。

2.7 伤害性能

压裂液对储层的伤害程度也是影响压后效果的关键因素［9－10］。新型延迟自生热增压泡沫压裂液岩心伤害数据见表3。从实验结果可以看出，新型延迟自生热增压泡沫压裂液对储层的伤害率明显低于常规配方压裂液伤害率，平均伤害率仅为14.57%。

表3 压裂液对岩心伤害实验数据

2.8 腐蚀性能

模拟施工过程，将基液、酸性催化液按比例混合后，立即放入准备好的标准N80钢片，然后置于60℃的恒温水浴锅进行腐蚀实验。基液与酸性催化液混合形成的新型自生热泡沫压裂液在2 h内平均腐蚀速率仅为 0.182 37 g·m－2·h－1，6 h 内的平均腐蚀速率仅为 0.202 17 g·m－2·h－1，腐蚀后钢片表面光亮平滑，无点蚀或坑蚀现象(表4)。实验结果表明，该压裂液腐蚀性低，现场应用不需担心腐蚀问题。

表4 模拟施工过程评价泡沫压裂液腐蚀性(60℃)

3 现场应用

2009年6月22 日，在HP16井进行新型延迟自生热增压泡沫压裂液现场试验。为了让压裂液在酸性环境下充分反应，压裂后关井40 min，之后开井排液。先后采用 3.3、4.2、5.2、7.5、9.0 mm的油嘴进行排液，共排液105 m3，返排率为53%，压后见气时间为7 h，火焰高1 m。该井射孔后预计产量为0.3×104m3/d，通过压裂改造后在油压为8.2 MPa、套压为8.9 MPa条件下获得测试产量1.136×104m3/d，增产效果显著。

4 结论

(1)新型延迟自生热泡沫压裂液具有膨胀性能好、增压能力强的特点，能显著增加低压地层的返排能量，提高液体返排速度。

(2)新型压裂液泡沫质量明显提高，发泡反应速度慢，持续发泡时间长，破胶过程中泡沫携砂能力强，体现出良好的降滤失性能和泡沫携砂性能。

(3)新型压裂液具有低腐蚀性的特点，现场使用不会对井内管柱、施工管线、地面排液流程等造成腐蚀，同时具有低伤害的特点，推广应用前景良好。

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Development of a new delayed self－thermogenic pressurizing foam fracturing fluid

FANG Xing，XIANG Li，QU Jing，QIU Ling
(Southwest Oil＆Gas Company，SINOPEC，Deyang，Sichuan618000，China)

As the growing degree of reserve recovery from the mid－shallow gas reservoirs in western Sichuan，reservoir energy declines gradually，the flowback rate of fracturing fluid decreases，and conventional fracturing technology can not satisfy the need of reservoir development．Therefore，a new delayed self－ thermogenic pressurizing foam fracturing fluid has been developed with characteristics of low corrosive damage，good sand carrying property，low fluid loss and fast flowback speed and has been applied in the field．The test results indicate quick flowback of fracturing fluid and early gas breakthrough after fracturing，the success ratio of fracturing operations is 100%．This study has certainly increased the effectiveness of fracturing treatment for the mid－shallow reservoirs in western Sichuan．

mid－shallow gas reservoirs in western Sichuan;low pressure formation;self－thermogenic foam fracturing fluid;flowback speed;fracturing treatment

TE357.3

A

1006－6535(2011)05－0108－03

20101201;改回日期20110224

国家科技重大攻关专项“大型油气田及煤层气开发”(2008ZX050)子课题“四川盆地低渗气藏储层改造工艺技术研究”(2008ZX05002－004－004)部分研究内容

方行(1975－)，女，工程师，2005年毕业于西南石油学院技术经济及管理专业，现从事压裂酸化设计与研究工作。

编辑 周丹妮