（长庆油田公司第十采油厂，甘肃 庆阳 745100）

生物胶清洁压裂液在致密油藏水平井的应用效果分析

罗 剑

（长庆油田公司第十采油厂，甘肃 庆阳 745100）

华庆油田属于典型的超低渗油藏,储层致密,层内隔夹层发育,纵向非均质性强,部分水平井钻遇致密隔夹层，物性差;随着油田开发进一步扩大，地层物性逐步变差;声波时差205us/m、渗透率0．1md以下地层，用低浓度胍胶很难压开。本文通过分析新型生物胶清洁压裂液在致密储层水平井的试验效果，认为该压裂液较低浓度胍胶具有低摩阻、可回收、施工方便等优点，符合长庆油田高效、节能、环保的发展理念，益于华庆油田致密储层水平井压裂改造。

生物胶；致密油藏；水平井

1 生物胶清洁压裂液简介

1.1 生物胶来源：新型可回收生物胶清洁压裂液是通过对菌种、有机物经微生物降解、分离和纯化而来的一种新型天然高分子压裂液。

1.2 交联机理：生物胶压裂液在外因给定的适当条件下，遇水在分子主价力、次价力、静电力以及机械作用力等综合作用结果形成良好的胶体，随浓度增大，该物质溶液的粘度和弹性会迅速提高，满足压裂液交联及携砂要求。

2 生物胶液体性能室内试验

2.1 液体PH值显中性；按比例称好的可回收生物胶清洁压裂液浓缩液中，迅速搅拌起粘，形成的生物胶清洁压裂液外观清亮，测得其PH值为中性。

2.2 耐温耐剪切性能良好；4%的生物胶清洁压裂液分别在80℃、170S-1下剪切1h粘度仍>20mPa·s，符合清洁压裂液标准要求。

2.3 破胶速度快

2.4 岩心基质渗透率损害低

2.5 对配液水质要求低;生物胶对配液水质适应性广，不腐败。地表水（包括高矿化度水）、地层水，油田污水、都可以用于可用于生物胶压裂施工，不影响压裂液性能。

3 生物胶压裂液现场应用及效果

3.1 现场交联、破胶及携砂情况。A井现场试验表明，3%浓度生物胶压裂液依靠其粘弹性携砂原理，交联及携砂性能良好；对压裂返排液取样二次交联，再破胶三次交联，显示返排液交联及破胶效果与清水相同。

3.2 施工压力分析

（1）同井喷射压力对比。选取A井试验，该井共11段，前8段为低浓度胍胶，第9段为生物胶与活性水，第10、11段为生物胶。前8段平均喷射压力48.4MPa；第9段先用1.3%生物胶，压力降至25MPa后换活性水压力涨至46MPa，再次换1.3%生物胶，压力降至23MPa喷射至完毕。第10段用1.1 %生物胶，压力32MPa，第11段先用0.8%生物胶压力升至40MPa后改用1.0%生物胶，压力降至36MPa喷射至完毕，对比得1.0%生物胶相比低浓度胍平均喷射压力降低12.4MPa；

（2）同井物性及压裂压力对比。A井

采用油管加砂分段多簇压裂11段，前8段用低浓度胍胶+有机硼交联压裂液，后3段用3%稠化水压裂液，其物性及压裂情况见表1。

表1 井物性及压裂数据统计表

前8段平均声波时差211.43us/m，渗透率0.18md，后3段平均声波时差201.81us/m，渗透率0.12md，后3段物性差于前8段。前8段平均破压、工作压力分别为54.31MPa和39.56MPa，后3段平均破压、工作压力分别为45.37MPa和31.27MPa。对比得生物胶比低浓度胍胶平均破压和工作压力低8.95MPa和8.30MPa；

（3）同区块致密储层物性及压裂压力对比。选取一区整体物性差的B井试验，与该区块低浓度胍胶一次性未压开的7口11段物性及压裂情况对比，其物性及压裂情况见表2。数据显示：对比井平均声波时差210.57us/m，渗透率0.12md，试验井平均声波时差205.67us/m，渗透率0.11md，试验井物性差于对比井。对比井采取加前置酸、粉陶突破、多次憋压、调整喷点等多种措施后方压开，破压及工作压力分别为51.39MPa和41.65MPa；试验井全部一次性压开，破压、工作压力分别为47.94MPa和36.74MPa，低于对比井3.45MPa和4.91MPa。

3.3 施工时间分析。配液时间：低浓度胍胶在施工前需先配液后施工，水平井大砂量压裂，每次从配液到循环结束需消耗时间6小时以上。生物胶现场接混砂车直接调配液体，省去配液时间；备水时间：低浓度胍胶需要备够水以后方可配液施工，而生物胶压裂过程即可拉水和回收返排液补充液体，节约备水时间；更换钻具时间：生物胶相对低浓度胍胶施工压力低，降低钻具损耗，减少更换钻具次数，节约更换钻具时间。前期施工的10口生物胶和76口低浓度胍胶井，除去雨天、外协等其它因素，对压裂时间进行比较，得出低浓度胍胶1.43天/段，生物胶0.89天/段，平均每段节约0.54天。

3.4 返排液回收及应用。前期施工10口井，共回收返排液13581m3，回收率91.3%，回收液用于喷射、冲砂、洗井、替补、配携砂液等各种施工。

3.5 经济效益评价。水费：前期施工10口井，按每方水100元计算，井均节约水费：13581m3×100/10=13.58万元；运输费用：直接配液施工，每口井节约大罐至少3具，节约费用0.12×3=0.36万元；污水回收每车30m3，节约车次13581/30=450次，节约费用：450×0.0838=37.71万元；合计37.71+0.36=38.07万元；环保治理：废液直接回收进罐减少了排污坑面积，降低了环保治理费用；其他费用：施工压力低，延长设备及钻具使用周期，减少了更换钻具次数，缩减了施工时间，节省了设备、钻具及人工费用。

3.6 试油及投产效果 。选取试验井压裂段相近、产液正常的邻井试排、采油效果进行对比。试油数据显示：生物胶井均10.2段，日产纯油44.4m3，低浓度胍胶井均10.2段，日产纯油43.1m3，试验井产液略高于对比井，生物胶与低浓度胍胶相比，不影响地层生产能力。

结语

液体性能好，生物胶具有良好的耐温、破胶、助排及回收利用等性能，完全满足压裂液交联及携砂要求；施工压力低，生物胶喷射、破裂和工作压力相比低浓度胍胶均有很大降低，益于华庆油田致密油藏水平井压裂改造；施工周期短，施工方便，现场直接接混砂车配液施工，可边施工边备水，省去配液、清罐和备水时间，液体循环利用，节约备水时间，钻具寿命延长，减少更换钻具时间；回收利用率高，返排液经除砂处理后即可全部回收重复利用，对一井场多口井及水平井压裂优势显著；经济效益好，每口井节约水量及运输费用约67.94万元（包含后期污水处理），返排液直接进罐，降低了环保治理费用；施工压力低，延长设备及钻具使用周期，节省了设备、钻具及人工费用；环保作用显著，返排液直接进罐，取缔了排入排污坑，容易造成排污坑垮塌，污油、污水泄露的弊端，利于环境保护，符合油田安全、环保发展的理念。

[1]陈馥, 王安培, 李凤霞,等．国外清洁压裂液的研究进展[J]．西南石油学院学报, 2002（05）．

TE357

：A