Preparation and Field Test of Binary Complex Foam Agent COG
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摘要:
针对平桥南区块高温、高矿化度井所用泡排剂效果不佳的问题，研制了适用于该区块的泡排剂。优选椰油酰胺丙基甜菜碱（CAB）、十二烷基二甲基氧化铵（OB）和羟丙基胍胶（Guar）作为原料，复配制得了二元复合型泡排剂COG；采用正交试验方法，分析了CAB、OB和Guar质量比对COG起泡性能的影响，并确定了最佳加量。室内试验评价了泡排剂COG的发泡性能、稳泡性能及抗温抗盐性能，在温度95 ℃、矿化度10×104 mg/L条件下，其综合性能明显优于现场常用的2种泡排剂。在平桥南区块3口井进行了现场试验，试验结果表明，泡排剂COG具有较好的排水增产效果，用后单井产气量比应用原有泡排剂提高了10%以上。研究结果表明，二元复合型泡排剂COG适用于平桥南区块页岩气井的泡沫排水，具有较好的推广应用价值。
Abstract:The foaming agents applied to the high-temperature and high-salinity wells in South Pingqiao Block prove to be ineffective, a foaming agent readily applicable to this block was thus prepared to address this problem. Cocamidopropyl betaine (CAB), dodecyldimethylamine oxide (OB), and hydroxypropyl guanidine gum (Guar) were adopted as raw materials to prepare a binary composite foaming agent COG. The influences of the mass ratios of CAB, OB, and Guar on the foaming performance of COG were analyzed by the orthogonal test method, and their optimal dosages was determined. The foaming properties, foaming stability, temperature resistance, and salt resistance of the proposed foaming agent COG were evaluated in the laboratory, and its comprehensive performance was significantly better than that of the two foaming agents commonly used in the field at the temperature of 95 ℃ and the salinity of 10 × 104 mg/L. The test results of three wells in South Pingqiao Block showed that the foaming agent COG provided a favorable effect of drainage production stimulation, with the single-well gas production more than 10% higher than that obtained with the previous foaming agents. In research results show that the proposed binary composite foaming agent COG is suitable for the foam drainage of the shale gas wells in South Pingqiao Block, and it has high popularization and application value.
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Keywords:
- shale gas well /
- foaming agent /
- preparation /
- surfactant /
- South Pingqiao Block
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准噶尔盆地吉木萨尔凹陷陆相页岩油平均埋深3 570 m，分布面积1 278 km2，纵向发育芦草沟组二段（上甜点）和芦草沟组一段（下甜点）2套相对集中的“甜点体”，分布广且相对稳定，储量丰富[1-4]。不同于北美海相页岩油，吉木萨尔页岩油储层地质条件差，勘探开发可借鉴经验少，前期直井不具备连续生产能力。近年来，通过不断实践—认识—再实践—再认识，确定了水平井密切割体积压裂投产方式，推动上甜点勘探开发的进程[5-7]；下甜点一类储层借鉴上甜点改造技术，取得了一定的开发效果。但下甜点二类储层以粉砂质页岩和云质泥岩为主，层状交互，裂缝延展困难，压裂加砂难度大；油层丰度低，物质基础薄弱；原油流度低，油流供给困难；页岩薄互层发育，下甜点二类储层薄且分散，制约人工裂缝纵向穿层，技术动用难度更大，亟需探索有效动用压裂技术。
因此，笔者以吉木萨尔页岩油下甜点二类储层为研究对象，开展了段簇优化、穿层压裂参数设计、裂缝有效支撑和加砂规模优化等方面的研究，通过段簇优化强化页岩油储层缝控程度，多井次直井现场试验结果验证了下甜点具备穿层压裂的可行性，形成了穿层压裂参数设计、中小粒径支撑剂组合和高加砂强度等适用于下甜点二类储层的穿层压裂提产关键技术，在以下甜点二类储层为目的层的水平井进行了现场试验，试验井年累计产油量达9 183 t，验证了采用压裂水平井动用二类储层的可行性，为陆相页岩油藏有效开发提供了新的技术途径。
1. 储层概况及改造难点
1.1 储层概况
吉木萨尔页岩油下甜点体位于芦草沟组一段2层组（P2l12）中上部，岩性主要为云质粉砂岩，隔层主要为粉砂质页岩和云质泥岩，油层和隔夹层呈高频互层，单个油层厚度较薄，一般小于2.00 m。下甜点二类储层微纳米孔喉发育，天然裂缝欠发育，孔隙度8.9%～11.5%，气测渗透率小于0.05 mD，地层原油黏度2 mPa·s。最小水平主应力约80 MPa，两向应力差约14 MPa，泊松比0.27，脆性指数0.45，形成复杂缝网的难度较大。
1.2 常规分段压裂存在的问题
吉木萨尔页岩油下甜点前期压裂改造技术思路局限于分段改造和造长缝提产，忽视了裂缝纵向上多个储层的有效沟通。压裂方式以裸眼分压、中高排量、冻胶压裂为主；单井9～16段，单段单缝，段间距75～109 m，施工排量6.0～9.0 m3/min，单井压裂液用量约10 000 m3，加砂量约1 000 m3，加砂强度0.6～1.1 m3/m。前期水平井长期低产，先期试验井生产1 668 d，累计产油量8 890.2 t，日均产油量仅5.3 t。
分析前期改造效果认为，吉木萨尔页岩油下甜点水平井压裂存在以下技术难点：1）页岩油储层原油流度极低，常规分段压裂方式存在未动用区，造成改造不充分；2）储层页岩、泥岩薄互层发育，裂缝扩展易发生转折，穿层及有效铺置难度大，制约多薄油层有效动用；3）改造强度及加砂强度不足、细微层理缝支撑不够，导致长期生产供给不足。
2. 水平井密切割穿层体积压裂技术
2.1 技术思路
为探索动用吉木萨尔页岩油二类甜点区的可行性，开展了水平井密切割结合穿层体积压裂技术研究，以提高水平井缝控程度及单井产量。
水平井密切割缝控压裂技术通过段内多簇压裂密集布缝，由段长75～109 m、单段1条缝优化为段长22～44 m、单段2～3簇，簇间距优化至15 m内，裂缝密度增加4～5倍，增大井筒与储层的沟通；排量由6.0～9.0 m3/min提高到12.0～14.0 m3/min，大幅提高布缝密集度和缝内净压力，增大缝间干扰及裂缝扩展距离，结合逆混合压裂工艺实现纵向穿层的目的；采用高强度、中小粒径多尺度支撑剂实现裂缝的有效支撑，加砂强度由1.0 m3/m提高到2.0 m3/m以上，以提高薄互层有效缝高和有效缝长。
2.2 关键技术优化
针对吉木萨尔页岩油二类储层提产技术难点，开展了地质工程一体化关键技术研究，主要包括提高油层钻遇率、段簇组合优化和穿层压裂工艺参数及规模优化等。
2.2.1 提高薄油层钻遇率
吉木萨尔页岩油下甜点总厚度大，但多薄层发育，且二类储层勘探阶段的资料少，区域无控制井，存在油层钻遇率低的风险。前期水平井试产结果表明，水平井油层钻遇率越高，累计产油量越高。为保证优质储层的钻遇率，将地质与工程相结合，优化井眼轨道设计，加强井眼轨迹精细控制，采用旋转地质导向及薄砂层探边工艺，配合随钻碳酸盐分析、岩屑矿物分析等手段，提高优质储层的钻遇率[8-9]。
2.2.2 密切割段簇间距优化
吉木萨尔页岩油的流度极低，且难以形成复杂缝网，改造思路为以密集切割方式实现储层体积压裂改造[10-11]。数值模拟结果显示，簇间距小于20 m时，有效动用体积明显增大，产量趋于平缓（见图1和图2）。结合不同储层条件下多簇裂缝开启程度进行个性化设计，储层物性、含油性及可压性较好的段，采用1段3簇11 m簇间距；储层物性、含油性及可压性中等的段，采用1段3簇15 m簇间距，增大优质储层接触率；泥质含量高难压开段采用1段2簇，保证裂缝正常开启、沟通上下油层，提高油气产量。
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图 1 不同簇间距的压力波及范围模拟结果Figure 1. Simulation results of pressure sweep range with different inter-cluster spacing![]()
图 2 不同簇间距下第1年累计产油量预测结果Figure 2. Forecast of annual cumulative oil production with different inter-cluster spacing2.2.3 穿层压裂技术
针对动用吉木萨尔页岩油多薄层的需求，为探索合适的穿层压裂技术，开展了封隔器测试验窜现场试验，以确定穿层主控因素，验证穿层的可行性，并优选穿层压裂参数。
1）常规压裂及封隔器测试验窜试验。试验井JA2是一口直井，采用射孔桥塞作业方式进行套管2层分压合试，2层间应力差10 MPa、应力隔层厚1.00 m。第1层压裂井段2 773.50～2 776.50 m，施工排量4.5 m3/min，滑溜水和冻胶压裂液用量734.0 m3，其中冻胶压裂液679.0 m3，加陶粒57.0 m3；第2层压裂井段2 762.00～2 768.00 m，施工排量5.5 m3/min，滑溜水和冻胶压裂液用量713.5 m3，其中冻胶压裂液426.0 m3，加陶粒34.0 m3。压裂后采用ϕ3.0 mm油嘴合试，日产油13.9 m3。
为验证2个压裂层纵向上的连通性，下入地层测试器和RTTS封隔器，封隔器坐封井深2 770.28 m，将2 762.00～2 768.00 m井段与2 773.50～2 776.50 m井段分隔开，进行测试验窜作业。测试验窜分3个阶段进行，结果见表1。
表 1 JA2井测试验窜施工参数Table 1. Construction parameters of the channeling test in Well JA2测试阶段 时间 油管（目的层2 773.50～2 776.50 m） 套管（目的层2 762.00～2 768.00 m） 结论 工作状况 抽汲液面/m 产液量/m3 工作状况 套管压力/MPa 产液量/m3 第1阶段 第1天 抽汲 1 250 6.34 关井 2.3 0 两层未窜通 第2天 抽汲 1 565 7.22 关井 2.6 0 第3天 抽汲 1 570 5.11 关井 3.0 0 第4天 抽汲 1 560 3.34 关井 3.2 0 第2阶段 第5天 测液面 1 490 0 开井 0 14.60 两层未窜通 第6天 测液面 1 430 0 开井 0 13.55 第7天 测液面 1 380 0 开井 0 12.67 第8天 测液面 1 330 0 开井 0 12.49 第3阶段 第9天 测液面 1 290 0 加压6次 10.0 0 两层未窜通 第1阶段，打开地层测试器，针对2 773.50～2 776.50 m井段求产，通过套管关井和油管抽汲求产判断2压裂层段的连通性，油管抽汲深度1 560.00 m，关井套管压力为3.0 MPa，压力测试结果显示2层之间最大压差达16.44 MPa，没有出现层间窜通的现象。第2阶段，针对2 762.00～2 768.00 m井段求产，通过套管求产和油管液面判断2个层段的连通性，套管日产油量12.49 m3，油管液面位于井深1 330.00 m，没有出现层间窜通的现象。第3阶段，对2 762.00～2 768.00 m井段从井口套管加压10 MPa，通过套管加压和油管液面判断2个层段的连通性，油管液面位于井深1 330.00 m，没有出现层间窜通的现象。综合分析认为，2 773.50～2 776.50 m井段与2 762.00～2 768.00 m井段不连通，压裂未沟通上下两层。
封隔器测试验窜结果表明，排量5.5 m3/min +冻胶426.0 m3或排量4.5 m3/min +冻胶679.0 m3常规压裂方式难以穿层。分析认为，裂缝易沿层理等发生转折，当纵向存在高强度隔层时，纵向穿层难度大。
2）甜点穿层压裂工艺及参数优化。针对二类储层多薄层发育的特征及前期工艺穿层不足的难题，开展人工裂缝穿层现场试验，验证套管大排量+高强度改造穿层的可行性。在下甜点二类储层部署3口勘探直井，通过设计不同施工排量、液体用量等压裂施工参数，结合阵列声波测井技术评价压后效果，验证下甜点裂缝穿层的可行性，为水平井穿层压裂提供依据。现场试验表明：隔层越厚、隔层应力差越大，穿层难度越大；排量越高、冻胶用量越多，缝高越高；套管大排量+高强度压裂使裂缝具备穿层可行性；排量≥10.0 m3、冻胶≥590.0 m3时，具备穿透层应力差≤8.0 MPa、厚度≤2.0 m隔层的能力（见表2）。例如，JB1井射孔井段为3 498.00～3 502.00 m，施工排量为10.0 m3/min，采用高黏冻胶开启裂缝，压裂液总用量915 m3，冻胶比65%，总加砂量60.0 m3。该井阵列声波测井显示，压裂井段裸眼时和射孔后的各向异性基本一致，压后各向异性增强，裂缝向上延伸至井深3 467.00 m，向下延伸至井深3 510.00 m，人工裂缝高度为43.00 m（见表2），贯穿多套储层，充分表明人工裂缝可在纵向上沟通不同储层，实现穿层压裂。
表 2 试验井施工参数及阵列声波测井解释结果Table 2. Construction parameters of the test wells and interpretation results of array acoustic logging井号 井段/m 隔层应力差/MPa 隔层厚度/m 冻胶排量/（m3·min–1） 冻胶用量/m3 解释缝高/m 解释缝高范围/m JB1 3 498～3 502 8.0 2.0 10.0 594.0 43 3 467～3 510 JB2 2 944～2 954 5.0 2.0 8.6 510.0 15 2 943～2 958 JB3 3 279～3 283 5.0 1.0 10.0 420.8 19 3 268～3 287 2.2.4 分段完井工艺优化
目前，国内外致密油、页岩油气等储层完井时主要采用固井桥塞分段多簇压裂完井工艺，该工艺施工效率高，缝控程度高[12]。吉木萨尔页岩油前期采用裸眼封隔器投球滑套分压工艺，微地震监测结果表明裂缝复杂程度较低、水平段改造不充分，储层动用程度不均衡，不能满足密切割体积压裂需求。因此，将下甜点二类储层试验井分段完井工艺优化为固井桥塞射孔联作工艺，以实现段内多簇射孔压裂，并在增大缝控体积的同时，大幅提高施工排量，将排量提高到12.0 m3/min以上，增大缝内净压力，保证裂缝缝高及缝长充分扩展。
2.2.5 规模优化
页岩油下甜点气测渗透率小于0.05 mD，启动压力高[13-16]，生产效果依赖人工支撑裂缝系统，适当提高加砂强度有利于裂缝的支撑，扩大有效改造体积。分析前期页岩油上甜点及下甜点有利区11口井压后的生产效果，发现加砂量与累计产油量具有较好的相关性，表明提高加砂强度有助于提高单井产量（见图3）。但加砂强度达到1.5 m3/m后，日产油量递减较快，先导试验井生产1年后，产油量由67.9 t/d降至不到15.0 t/d，稳产难度大。下甜点二类储层薄层发育，纵向穿层有效支撑的需求更强，加砂强度应达到2.5 m3/m以上。
2.2.6 多尺度支撑剂组合优化
吉木萨尔页岩油下甜点二类储层闭合应力达80 MPa，考虑井底流压的影响，作用在支撑剂上的应力约60～68 MPa，据此优选承压为69 MPa的陶粒作支撑剂，以保证裂缝有足够的导流能力[17-18]。
页岩储层裂缝欠发育或不发育，但微层理发育，设计采用按不同裂缝尺度匹配支撑剂粒径、并增加小粒径支撑剂用量的加砂压裂技术。采用70/140目粉陶支撑微层理缝及转折缝，采用40/70目陶粒支撑次级缝，采用30/50目陶粒支撑主裂缝，70/140目+40/70目陶粒与30/50目陶粒之比约为1.0∶1.7，以形成多尺度裂缝网络。前置液阶段采用冻胶段塞式加砂（加10～14个段塞，约为支撑剂体积25%～30%），以提高支撑缝长及多尺度裂缝支撑效果。
3. 现场试验及效果分析
3.1 现场试验
为分析有效动用二类储层的可行性，部署了水平井JHWA1井，并开展了先导试验。该井靶窗高2.00 m，目标油层上方约9.00 m另有一套薄油层，中间隔层厚度1.00 m、隔层应力差5.6 MPa。水平段钻进中触顶一次，触底一次，触底后在井深4 925.00 m钻遇断层出层，出层段长度195.00 m。经过地质工程一体化分析后，调整井眼轨迹重新进入目的层，完钻井深5 245.00 m，垂深4 154.00 m，水平段长1 013.00 m，下入ϕ127.0 mm套管固井，Ⅰ类储层钻遇率23.8%，Ⅱ类储层钻遇率58.5%，储层钻遇率达到82.3%。
设计采用密切割穿层体积压裂技术进行改造提产试验，具体施工方案设计如下：1）为保证高强度体积改造需求，采用Wellcat软件计算出施工压力不超过95 MPa，可以保证套管的安全；2）密切割储层提高缝控程度，采用桥塞段内多簇压裂工艺，全井共分为28段74簇，簇间距5.00～23.00 m，平均13.60 m；3）强化穿层支撑效果，储层段采用排量12.0～14.0 m3/min、单段射开3簇，采取限压不限排量和逆混合泵注等措施，出层泥岩段（第5级～第10级）采用排量12.0 m3/min、1段2簇、全程冻胶压裂，实现裂缝穿2～3个优质储层；4）支撑多尺度裂缝网络，支撑剂设计采用70/140目、40/70目和30/50目中小粒径陶粒，将加砂强度提至2.78 m3/m。
现场施工时采用限压不限排量措施， 1～28段泵压为82～92 MPa，正常施工排量10.5～12.8 m3/min（见图4），入井液量48 000 m3，冻胶占56%，入井砂量2 650.6 m3。除了第5级施工超压未完成加砂外，其余各段采用冻胶、酸浸、增加射孔方式完成设计加砂，全井加砂成功率达到97.4%。
3.2 试验效果分析
JHWA1井施工难度大，施工最高压力由前期的75 MPa提至95 MPa，限压不限排量施工，安全施工窗口最窄仅3.0 MPa，现场施工排量由前期的6.0～9.0 m3/min提到12.0 m3/min以上，保证了裂缝开启及延伸效果；增强改造强度及支撑强度，入井液强度47.1 m3/m、加砂强度2.71 m3/m，分别为前期的3.6倍和2.7倍，确保了多尺度缝网支撑效果。除第5级未完成加砂外，其余各级均按设计完成压裂施工，裂缝密度较前期提高4.5倍，大幅提高了缝控程度。
试验井压裂后，用ϕ5.0 mm油嘴生产，日产油量最高77.2 t，年累计产油量9 183 t，日均产油量25.1 t，较前期下甜点试验井平均提高3倍；目前用ϕ3.0 mm油嘴生产，油压4.0 MPa，日产油量20.8 t。
4. 结论与建议
1）针对吉木萨尔页岩油下甜点二类储层水平井提产技术难题，开展了提高储层钻遇率、密切割提高缝控体积、穿层压裂、中小粒径支撑剂组合和高强度加砂等关键技术研究，形成了吉木萨尔页岩油下甜点二类储层水平井提产关键技术。
2）直井试验验证了下甜点具备纵向穿层的可行性，通过提高施工排量、液体黏度和加砂强度等关键参数，可有效提高下甜点的裂缝穿层效果。
3）水平井试验结果表明，水平井密切割穿层体积压裂技术能够解决动用下甜点二类储层的技术难题，可为页岩油藏的开发提供技术支撑。
4）下甜点二类储层试验井提产成功，丰富了有效动用页岩油储层的认识，但仍需探索经济性开采技术，建议研究经济合理的开采工艺及参数。
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图 1 泡排剂加入不同助剂后的发泡及稳泡性能
Figure 1. Foaming properties and foaming stability of foamingagent after adding different auxiliary agents
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图 3 不同温度下稳定5 min后的泡沫体积
Figure 3. Foam volume after stabilization for 5 min at differenttemperatures
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图 4 不同矿化度下稳定5 min后的泡沫体积
Figure 4. Foam volume after stabilization for 5 min at differentsalinity
表 1 泡排剂主剂忧选试验结果
Table 1 Experimental results of main agent selection for foaming agent
表面活性剂 V0/mL V5/mL ω，% BS-12 450 290 35.56 CAB 480 350 27.08 EHSB 528 305 42.23 OB 425 345 18.82 PKO 460 315 31.52 
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表 3 正交试验结果
Table 3 Orthogonal test results
序号 CAB OB Guar V0/mL V5/mL 1 1 1 0.05 450 430 2 1 2 0.10 440 425 3 1 3 0.15 430 420 4 1 4 0.20 425 410 5 2 1 0.10 485 460 6 2 2 0.05 475 455 7 2 3 0.20 470 450 8 2 4 0.15 470 445 9 3 1 0.15 495 465 10 3 2 0.20 480 465 11 3 3 0.05 475 460 12 3 4 0.10 470 455 13 4 1 0.20 490 460 14 4 2 0.15 480 455 15 4 3 0.10 475 450 16 4 4 0.05 475 450 V0 K1 634.25 480.00 468.75 K2 475.00 468.00 467.50 K3 480.00 462.00 468.75 K4 480.00 460.00 466.25 R 43.75 20.00 2.50 V5 K1 421.25 453.75 448.75 K2 452.50 450.00 447.50 K3 461.25 445.00 446.25 K4 453.75 440.00 446.25 R 40.00 13.75 2.50
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表 4 不同COG加量下的发泡性能
Table 4 Foaming properties under different dosage of COG
COG加量，% V0/mL V5/mL 0.05 440 290 0.10 570 460 0.15 580 465 0.20 600 475 0.25 590 475 0.30 590 475
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表 5 3种泡排剂在页岩气井产出水中的发泡稳泡性能
Table 5 Foaming stability performance of three forming agents in produced-water of shale gas wells
表面活性剂 测试时间 V0/mL V5/mL ω，% COG 老化前 575 404 29.74 KD01 老化前 470 274 41.70 XH02 老化前 475 276 41.89 COG 老化后 510 360 29.41 KD01 老化后 420 236 43.81 XH02 老化后 430 245 43.02
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