HRS复合解堵剂提高葡萄花储层压裂改造效果

2015-03-13陆中义

化学工程师 2015年6期

陆中义

（大庆油田第七采油厂，黑龙江大庆163000）

HRS 复合解堵剂可在井下生成强氧化性ClO2，具有浓度可调、反应速度可控、安全可靠，操作简便，成本低，效果好等优点。该解堵剂由主剂和添加剂两部分组成，该药剂的体积密度为1.015g·cm-3，pH 值4.5，解决了压裂液破胶不及时、不彻底对地层造成的污染，可有效提高葡萄花储层压裂后返排率（葡萄花储层压裂后返排率约为30%～35%）。

1 技术原理

HRS 复合解堵剂可有效改善压裂时因压裂液破胶不及时或不彻底，导致投产效果差的油井。HRS复合解堵剂根据井下地层温度不同分为3 种型号：HRS-45℃、HRS-60℃、HRS-90℃。HRS 复合解堵剂利用ClO2的强氧化作用，激发有机链上的不活泼H，通过脱H 反应，生成不稳定的羟基取代中间体，发生开链裂解，使胍胶的高分子结构由长链变短链，其粘度大幅度下降，流动性变好易于从地层排出，从而解除了对地层的堵塞，提高油井压裂效果。

图1 压裂滤饼形成示意图Fig.1 Formation of filter cake

图2 压裂井解堵示意图Fig.2 Plugging removal

2 体系性能

2.1 HRS 解堵剂对压裂液冻胶的影响

取已配好的压裂液冻胶100mL，加入5mL 配好的HRS 复合解堵剂，观察其冻胶变化状态，结果见表1。

表1 不同时间压裂液冻胶降解情况Tab.1 Degradation of jelly by different time

从表1 可以看出，HRS-45℃复合解堵剂，加入后使冻胶迅速降解为水溶液；HRS-60℃复合解堵剂加入后冻胶迅速降解，2h 后降解为水溶液；HRS-90℃复合解堵剂加入后，冻胶稍变稀，但仍可挑挂，1h 后还有冻胶存在，2h 后降解为水溶液状态，以上冻胶降解后水溶液为浑浊状态。

2.2 HRS 解堵剂对压裂液冻胶残渣含量影响

取已配好的压裂液冻胶100mL，加入5mL 配好的HRS 复合解堵剂，破胶后做残渣实验、并与常规破胶后的压裂液残渣数据对比见表2。

表2 HRS 解堵剂压裂液冻胶残渣含量Tab.2 Jelly residual content by HRS blocking remover

从表2 数据可知，加入HRS-45℃、HRS-60℃、HRS-90℃解堵剂的残渣比正常压裂液残渣少。说明加入HRS-45℃、HRS-60℃、HRS-90℃解堵剂可使压裂液残渣降低。

3 施工工艺

应用HRS 复合解堵剂，可消除滤饼堵塞，提高压裂液返排率，从而提高油气产量。在原压裂工艺之后停泵，待裂缝闭合后（仪表车上的压裂曲线出现拐点），立即以0.5～0.8m3·min-1的排量，缓慢注入HRS 复合解堵剂，注完后关井15min，以确保反应完成，随后按原压裂设计工艺要求放喷。HRS 复合解堵剂的用量根据压裂规模、压裂液用量来确定，压裂液与HRS 复合解堵剂用量比例为6∶1。

4 葡萄花储层可行性探讨

葡萄花储层具有低孔、低渗特性，地层温度在51.5～74.1℃，随着油田注水开发的不断深入，老区综合含水已高达92%，常规压裂改造后压裂液返排率仅为30%～35%，尤其地层压力较低井虽然压裂改造加入助排剂增加地层能量，但井层的压裂液返排率仍较低，残留压裂液对储层产生了二次伤害；而外围储层有效动用程度差，部分加密区块井压裂造成滤饼影响产液能力，利用HRS 及压裂液的配伍性、对滤饼溶蚀及使压裂液快速破胶返排的特性可有效解决葡萄花储层地层压力低、返排率低及存在滤饼的低渗储层压裂改造，目前,该技术在一厂、四厂、五厂、头台等油田共进行压裂施工100 余口井，施工后压裂液返排率同比提高10%～15%，平均返排率达到50%以上。措施后初期平均单井日增油2.7t，见到了较好的增油效果。