增能压裂技术在青海油田乌南区块的应用

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摘要：增能自生热压裂技术利用亚硝酸盐和氯化铵混合发生反应， 放出的热量加热压裂液和油层的近井地带， 保证压裂液在进入裂缝后不会对油层造成"冷伤害"，加快了压裂液的破胶， 同时两种物质反应后还产生大量气体， 增加了压裂液破胶后返排速度和返排量，从而减少液体滞留， 降低压裂液对储层的伤害，提高了措施效果。

关键词：自生热技术 低伤害 提高压裂液返排率

引 言

青海油田乌南区块油层一般在2100～2250m左右， 油层温度在75℃～85℃之间， 主要地质特征是低压、低渗以及地层能量偏低， 压裂改造后返排能力差， 压裂液在地层的停留时间长， 容易对地层造成的二次伤害， 增产效果差。为了提高该地区压裂效果， 开展了降低地层伤害、补充地层能量、提高压裂液体破胶速度和返排率的技术研究—增能助排压裂技术。 该技术是在常规水基压裂液的基础上， 前置一定量的亚硝酸钠、氯化铵和催化剂， 它们混合发生化学反应释放出大量的热量，加热压裂液和油层的近井地带， 使压裂液在进入裂缝后减少对油层造成" 冷伤害"， 加速压裂液的破胶，减少压裂液对油层的伤害，起到提高裂缝渗流能力、增加油井产能的目的。生热剂在反应时释放出热量的同时， 还产生一定量的氮气， 提高了地层的能量，能够起到提高压裂返排速度和返排率的作用， 实现了对高压低渗透储层的低伤害，改善了措施效果。

1 乌南区块地质特征及压裂改造难点

乌南地区含油层位是N21油藏， 油层埋深为2150～2250m， 平均孔隙度是12% ～18% ， 渗透率15～30mdc， 地层压力系数0. 7～0. 9， 地层温度75～85℃，该区块属于典型的低渗储层。以往的压裂效果也表明， 该区块有相当一部分压裂井压后液体返排率在18% 左右， 压裂液的返排主要依赖于压后的其他措施， 而在等待压后措施的过程中， 压裂液在地层的停留时间较长， 对地层造成的二次伤害也是不容忽视的。造成压裂效果较差， 2010～2011年该区块压裂压后单井平均日增油不足1t。为此， 尽快排出入井液体、减少二次污染是该区块压裂增效的关键因素。因此在该地区压裂施工中采用了增能压裂技术。

2 增能压裂技术

2.1 原理介绍

将生热体系亚硝酸钠+氯化铵 +催化剂的一定量的溶液在压裂施工前前置挤入油井地层中，然后实施压裂措施。 NaNO2 和NH4Cl 二者在油层相互混合后， 在催化剂的作用下发生化学反应， 放出大量的热能和气体。

2.2 室内实验

2.2.1实验器材及药品

仪器： 电子恒温水浴锅、玻璃棒、烧杯、量筒、电子天平、保温桶等。

药品：亚硝酸钠，工业级；氯化铵，工业级；催化剂NT，自制；

2.2.2 室内实验

1） 氯化铵和亚硝酸钠按摩尔比1：1，催化剂800ppm下，初始温度为20℃时，浓度不同对反应达到峰值温度时的反应时间影响。

从图2.1可以看出，在相同的初始温度和催化剂条件下，浓度越高，到达峰值温度的时间越短。

2）氯化铵和亚硝酸钠按摩尔比1：1，摩尔浓度为3mol/L，催化剂800ppm下， 不同初始温度对反应达到峰值温度时的反应时间的影响。

从图2.2可以看出，在相同的浓度和催化剂的条件下，初始温度越高，到达峰值温度的时间越短。

3）氯化铵和亚硝酸钠按摩尔比1：1，摩尔浓度为3mol/L，初始温为20℃时，为不同浓度催化剂对反应达到峰值温度时的反应时间的影响。

从图2.3可以看出，在相同的浓度和初始温度的条件下，催化剂浓度越高，到达峰值温度的时间越短。

此反应还可以生成大量惰性气体N2， 可以提高地层的压力，有利于油气井压裂后压裂液的返排。该化学反应放出的热能通过径向和垂向的传导， 加热近井地带的油层， 使其温度大幅度升高， 从而解除油层的有机物堵、水堵、高界而张力堵等污染， 同时也能解除因低温压裂液进入油层后造成原油析出的蜡质堵[2] ， 从而降低原油的粘度， 提高裂缝的导流能力； 反应放出的大量高温惰性气体能够进入液体无法进入的孔隙， 冲散“架桥”，破坏毛细管阻力， 解放出油孔隙， 从而提高渗流能力； 同时放出的大量的热量，可以提高压裂液的温度，促进压裂液的破胶，减少压裂液对油层的二次污染地， 从而实现对低渗透储层的低伤害， 从根本上满足了低渗透气藏对压裂液的要求。基于大量实验数据的分析， 确定了新型生热体系液体系中药剂NaNO2、NH4Cl 的最佳用量3 mol/L，催化剂的用量为800ppm。

3 现场应用

现场结果表明， 在压裂液前置液中引入自生热体系是解决低温低压井压裂破胶返排的有效解决途径， 在现场试验了乌1-16、乌北18-12 共2 口井， 并取得了良好的效果。生热处理剂是在配液站根据施工工艺方案来配制完成， NaNO2 与NH4Cl的摩尔比为1∶1，浓度均为3mol/L 。自生热热压裂技术在乌南区块成功应用了2口井， 返排率有原来的平均18%提高到40% ， 压后平均日增油2t， 压裂效果较好的是乌北18-12， 压裂后初期日产油最高为8t ， 稳产产量在5t 以上。

4 认识

1）针对青海油田乌南区块低温低压的地质状况，采用了增能压裂技术， 并取得了良好的效果， 显示出了增能压裂技术在低温低压井压裂的良好应用前景。

2）增能压裂技术通过增加井底及裂缝内温度，并释放气体， 能有效提高压裂液的破胶效果和返排效果， 降低了压裂液对压裂填充裂缝的二次污染。

3）增能压裂技术适用于生产层位较浅、地层温度较低、地层返排能力较差的低渗油藏， 对高凝析油藏、高含蜡地层也可采用自生热压裂技术， 提高裂缝导流能力。

参考文献：

[1]刘蜀知， 刘福健. 自生热压裂生热剂用量优化方法[J] . 石油钻采工艺， 2003， 25（1） ： 46～47.

[2]彭轩，刘蜀知.高凝油油藏自生热压裂井筒温度场计算模型[J] . 石油学报， 2003， 24（4）： 69～70.2 .

[3]丁振武，王善强，周扬，王铎，刘恕，熊帆.可控热化学技术在辽河曙光油区的应用[J] .石油钻采工艺：1000–7393（2010）05–0098–03.