郑克祥 怡宝安 袁文义 王 佳

(1.中国石油新疆油田公司西部钻探固井压裂工程公司 2.中国石油新疆油田公司采油工艺研究院)

新疆油田乌夏断裂带压裂液返胶原因与对策
——以凤城1井为例

郑克祥1怡宝安2袁文义2王 佳2

(1.中国石油新疆油田公司西部钻探固井压裂工程公司 2.中国石油新疆油田公司采油工艺研究院)

以凤城1井为例，针对新疆油田乌夏断裂带风南断壁佳木河组断层在压裂作业中出现的压裂液返胶现象进行了分析，并提出了解决方案。对乌夏断裂带佳木河组断层储层岩石中所含矿物进行分析发现，硼、钛、锆等金属离子含量过高是造成压裂液破胶不彻底及返胶现象的主要原因，并由此提出了采用非植物胶压裂液体系及生物酶与过硫酸盐复配的压裂液破胶体系的解决方案。图5表1参5

压裂液 返胶 破胶 压裂改造

1 压裂施工现状

新疆油田准噶尔盆地西部隆起乌夏断裂带风南断壁佳木河组断层，储层岩性主要为凝灰质砂砾岩、安山岩，凝灰岩，属于低孔特低渗的差储集层。压裂施工时采用有机硼延迟交联胍胶压裂液体系，该压裂液体系已在新疆准噶尔盆地油田各区块的压裂改造中使用1000余井次，压裂液和压裂施工工艺技术相对成熟。对乌夏断裂带储层改造，采用大排量、大砂量的作业方法，对深层致密储层造长缝。但在施工后发现，压裂液出现返胶现象。

1.1 胍胶压裂液体系的交联性、抗温耐剪切性及其

破胶性能

压裂液组成为:0.55%HPG+0.04%KNF+X%KCl+1.0%PR－1+0.006%NaOH+1.0%YGB+1.0%HT+Y%APS。该压裂液采用的是缓交联技术，3min成胶;用哈克流变仪测其抗温耐剪切性2h，最低粘度100mPa·s，满足行业标准《(SY/T 5107—2005)水基压裂液性能评价方法》的要求(＞50mPa·s);1h彻底破胶，用毛细管法测破胶液粘度＜5 mPa·s。

1.2 凤城1井施工压裂作业概况

风城1井构造位置位于新疆准噶尔盆地西部隆起乌夏断裂带风南1井西二叠系佳木禾组火山岩岩性圈闭，钻探目的是了解乌夏断裂带风南1井西二叠系佳木禾组火山岩体的含油气性，发现二叠系新的勘探领域。

风城1井压裂作业目的层段P1f1:4307.0m～4319.0m;地层温度:100℃;作业采用有机硼延迟交联胍胶压裂液体系。

作业结束1h后开井返排，开井24h后排液体积不足20m3，返排过程中出现破胶液粘度高，呈现未破胶状态(图1)，取样测返排液粘度153mPa·s，高于胍胶压裂液体系破胶后其粘度应小于5 mPa·s的要求。

2 原因分析

风城1井P1f14307.0m～4319.0m层段使用的机硼延迟交联胍胶压裂液体系是新疆油田较为成熟的水基压裂液体系，该压裂液体系在之前其他区块作业未出现压裂液破胶不彻底或返胶状况，故分析过程中排除压裂液自身不破胶的情况，主要分析该压裂液体系与风城1井油样及P1f14307.0m～4319.0m层段岩芯的配伍性能。

2.1 压裂液破乳性能

将风城1井油样与所应用的胍胶压裂液破胶液按3:1，1:3，1:1的体积比混合，装入容器置于水浴锅中加热至95℃，将加热后的混合液体放入吴茵混调器搅拌10min，倒入比色管，然后放置于95℃水溶锅中恒温24h，实验结果见图2。

从图2可知，压裂液破胶液未与风城1井油样发生乳化现象，因此可以排除乳化造成风城1井的返排液粘度高的原因。

图1 风城1井压裂液返排液样

图2 压裂液破胶液与风城1井原油破乳实验

2.2 压裂液与岩屑的配伍性能

(1)基液与岩屑的配伍性分析

将压裂液基液中的胍胶分别与其他四种添加剂(KNF、KCl、PR －1、NaOH)中的一种组合成 5 种混合液，并与风城1井P1f14307.0m～4319.0m层段岩屑混合，观察现象，结果发现都能形成粘弹性冻胶。表明风城1井P1f14307.0m～4319.0m层段岩石中含有与压裂液基液交联的成分。

(2)压裂液破胶液与岩屑配伍性分析

将压裂液破胶液与风城1井P1f14307.0m～4319.0m层段岩屑混合后，放置3h后观察，其结果见图3。

从图3可知，压裂液破胶液与岩屑发生了胶联。进一步证实该施工层段岩石含有能使基液及破胶液发生交联作用的矿物组分。

图3 压裂液破胶液与岩屑配伍实验

2.3 岩屑组分分析

将风城1井P1f14307.0m～－4319.0m层段岩块采用双道原子荧光光度计、x－射线荧光光谱仪检测，检测结果表明:风城1井岩石中含有大量硼、钛、锆、铝等金属离子如:硼含量达 400μg/g;钛含量达6000μg/g。而根据压裂液交联机理，硼酸盐、氯化锆等盐类能够导致植物胶及其衍生物快速交联，是良好的交联剂［1，2］。可见，储层岩石中含有的硼、钛、锆、铝等金属离子是导致压裂液的返胶的根本原因。

3 解决方案

上述分析结果表明，由于施工井目的层岩石中所含储层矿物的特殊性导致了返胶现象的出现。针对这类含植物胶与地层岩石发生交联的作业井的压裂施工，笔者建议从以下几方面调整压裂液体系配方以满足施工需要。

3.1 采用非植物胶压裂液体系

酸性压裂液，可与该类岩石中的钛、锆、铝等离子交联;而现有的碱性压裂液体系可与硼、钛、锆等离子交联;都不能避免反胶现象。而非植物胶压裂液体系则不会和这些金属离子交联［3，4］。

非植物胶压裂液体系交联机理不同于植物胶压裂液体系。例如无聚合物压裂液，表面活性剂浓度在达到临界胶束浓度(即CMC浓度)后即形成胶束溶液，当浓度大大超过临界胶束浓度后，表面活性剂分子在短棒状胶束上不断插入而使胶束扩展，最终形成管状或层状胶束结构，这种结构由于表面活性剂分子间的强分子力使胶束溶液表现出高粘弹性。将表面活性剂按一定比例不断加入到特种盐类的溶液里循环搅拌，使表面活性剂的CMC浓度大幅度降低，就加速实现了表活剂溶液的胶束形态的变化，进而阻止液体流动，这种作用的结果增加了压裂液的粘度，从而达到携砂功能;而植物胶压裂液体系则是键与键之间发生反应，通过化学键力来达到压裂液增粘，完成携砂功能。所以，非植物胶压裂液体系的成胶不受岩石中各种金属离子的影响。在实验室也证实，采用非植物胶压裂液体系可以完全避免这种返胶现象(图4)。

图4 非植物胶压裂液体系与该区块岩石不发生返胶现象

3.2 采用生物酶和过氧化物复合破胶体系

新疆油田现有的碱性压裂液破胶体系不能满足该类目的层的压裂需求，使用生物酶及过氧化物破胶体系［5］进行实验，基液配方为:0.55%HPG+X%KCl+0.04%KNF+1.0%PR －1+0.006%NaOH，并与风城1井P1f14307.0m～4319.0m层段岩屑混合后破胶并观察现象，实验结果见表1。

从表1可知，采用生物酶及过硫酸盐复合破胶体系能使胍胶压裂液体系彻底破胶且不与风城1井P1f14307.0m～4319.0m层段岩石发生返胶现象(图5)，故生物酶及过硫酸盐复合破胶体可以满足此类地层的压裂施工需要。

表1 复合破胶体系压裂液破胶性能实验

图5 生物酶及过硫酸盐复合破胶体系岩石不发生返胶现象

4 结论

(1)胍胶压裂液在乌夏断裂带风南断壁佳木河组断层使用时，破胶液有返胶现象。

(2)有机硼交联的胍胶压裂液破胶液与风城1井原油无乳化现象。

(3)风南断壁佳木河组断层岩石含有与HPG等植物胶发生自交联的硼、钛、锆、铝等金属离子是造成压裂液返排粘度高的根本原因。

(4)非植物胶压裂液体系由于不受岩石中各种金属离子的影响，可代替植物胶压裂液体系解决凤南断壁佳木河组压裂液返胶问题。

(5)采用生物酶及过氧化物复合破胶体系，也能有效解决压裂液返胶问题。

1 米卡尔J.埃克诺米德斯.油藏增产措施［M］.北京:石油工业出版社，2002:248－250.

2 万仁溥.采油技术手册第九分册［M］.北京:石油工业出版社，2002:312－341.

3 赵梦云，赵忠扬，赵青，等.中高温VES压裂液用表面活性剂 NTX_100［J］. 油田化学，2004，21(3):224－226.

4 李爱山，杨彪，马利成，等.VES－SL粘弹性表面活性剂压裂液的研究及现场应用［J］.油气地质与采收率，2006，13(6):97－100.

5 李军，王潜，齐海鹰，等.新型生物酶破胶剂的研究与应用［J］.石油矿场机械，2008，37(10):90－92.

CAUSE FOR VISCOSITY RE－INCREASING OF FRACTURING FLUID AND ITS COUNTERMEASURE，WUXIA FAULT ZONE:AN EXAMPLE FROM FENGCHENG 1 WELLOF XINJIANG OILFIELD

ZHENG Kexiang1，YI Baoan2，YUAN Wenyi2and WANG Jia2(1．Engineering Company of Cementing and Fracturing，CNPC Xibu Drilling Engineering Company Limited;2．Research Institute of Oil Production Technology，PetroChina Xinjiang Oilfield Company)．

Taking Fengcheng 1 well as an example，this paper analyzes viscosity re－increasing of fracturing fluid for fault of Jiamuhe Formation，Wuxia fault zone，Xinjiang oilfield，and then advances its solution．According to the analysis on minerals within reservoir rocks of the fault，it is found that significantly high content of metal ions including boron，titanium and zirconium is the major cause of viscosity re－increasing．Therefore，a solution to adopt both plant－free gel fracturing fluid system and fracturing fluid gelbreaking system made by bio－enzyme and persulfate is put forward．

fracturing fluid，viscosity re－increasing，gel breaking，fracturing reconstruction

郑克祥，男，1978年出生，2004年毕业于大庆石油学院应用化学专业，工程师;主要从事油气田压裂工艺研究。地址:(834000)新疆克拉玛依中国石油新疆油田公司西钻固井压裂工程公司实验中心。电话:13999316392。E－mail:zhengkexiang@petrochina.com.cn

NATURALGAS EXPLORATION＆DEVELOPMENT．v．34，no．3，pp．49 －51，7/25/2011

(修改回稿日期 2011－01－11 编辑 景岷雪)