压裂液配方（共3篇）
压裂液配方 篇1
摘要：根据奈曼油田的储层特点, 确定以新井压裂投产、老井调层压裂、老井重复压裂为主要手段进行开发, 所以压裂液、支撑剂既要满足油藏特点和工艺技术要求, 又要最大限度地减少压裂液对支撑裂缝导流能力的影响。本文介绍了压裂液配方优化技术, 即压裂液配方要求、压裂液在适应温度方面的选择、压裂液配伍性、支撑剂选择等优化。
关键词：压裂液,支撑剂,优选技术
1 油藏特征
奈曼凹陷位于内蒙古自治区通辽市奈曼旗境内, 是辽河外围开鲁盆地西南侧的一个次级负向构造单元, 勘探面积800km2, 在九佛堂组均见到良好的油气显示。九佛堂组上段孔隙度主要分布在7%~23%之间, 平均14%;渗透率主要分布在50×10-3μm2以下, 平均12.2×10-3μm2;九下段储层孔隙度平均9.6%;渗透率10.6×10-3μm2, 属于低孔特低渗储层。为了保持低渗油田产量的稳定, 提高渗透率, 改善导流能力, 压裂成为奈曼油井主要增产措施, 此项措施已被广泛应用于油田现场, 取得了满意的效果, 许多学者和油田工作人员为了使这项技术更加完善, 仍在进行不断地探索和研究。
2 压裂液优选
2.1 压裂液配方性能要求
针对奈曼油田油藏埋藏分布特点和改造工艺要求, 结合地层岩石矿物的敏感性实验, 实现了配方稠化剂及添加剂优选和整体性能优化。该区块对液体体系性能要求如下:
a该油区储层埋藏跨度大, 1300-2400m, 井温由50-90℃, 涵盖了低温、中温和高温三个体系。因此, 要求压裂液携砂性能好, 且具有良好的破胶返排性能。
b该储层属于低孔低渗储层, 孔隙喉道小, 毛管阻力高;要求压裂液具有好的助排性能, 快速返排。
c储层粘土矿物总含量高, 水敏性较强, 要求优选优质的防膨剂或粘土稳定剂, 防止粘土膨胀与微粒运移, 最大限度地降低压裂液对储层的伤害。
d该储层低孔低渗, 要求压裂液具有最大限度的低伤害特性, 选用优质稠化剂, 尽可能降低压裂液不溶物残渣而带来的伤害。
e压裂液具有低滤失特性, 提高压裂液效率, 控制滤失量确保压裂施工成功。
f压裂液具有较低的摩阻。要求压裂液具有适宜的延迟交联时间, 以保证尽可能低的施工泵压和适当的施工排量。
g要求压裂液的添加剂之间、与地层流体和岩石的配伍性好。
2.2 压裂液体系研究
压裂液体系通过不断的完善改进, 形成了适应奈曼油区压裂改造需求的低、中、高温压裂液体系, 随着配液方式的改进, 配液过程质量控制的加强, 能够较好满足现场施工和储层改造需求。
a低温压裂液体系配方:0.40-0.44%HPG+0.20-0.25%FR-CL/LH-Ⅸ+0.03-0.10%HCHO+0.02-0.05%CO-DFO/LY-1+0.05-0.08%Na2CO3+0.02-0.03%WPJ-I
①交联时间:t=32s″ (基液PH值:8.0-9.0)
②粘度:40-55m Pa·s
③耐温性:60℃剪切80min后粘度52 m Pa·s
④针对低温储层不利破胶的情况, 破胶剂优选低温破胶活化剂+常规过硫酸铵的双元破胶剂体系
⑤破胶性能:试验温度55℃
b常规 (中温) 压裂液体系配方:0.44-0.47%HPG+0.20-25%FR-CL/LH-Ⅸ+0.03-0.10%HCHO+0.02-0.05%%CO-DFO/LY-1+0.08-0.10%Na2CO3+0.06%FR-HTCR/LH-I+0.015%WPJ-I
①交联时间:t=37s″ (基液p H值:8.5-9.5)
②粘度:55-65m Pa·s
③耐温乃剪切性能:85℃剪切60min后粘度50.2 m Pa·s
④破胶性能:试验温度75℃
c高温压裂液体系
配方:0.47-0.50%HPG+0.20-0.25%FR-CL/LH-Ⅸ+0.03-0.10%HCHO+0.02-0.05%%CO-DFO/LY-1+0.10-0.12%Na2CO3+0.2%FR-HTCR/LH-I
①交联时间:t=37s″ (基液p H值:9.0-10.5)
②粘度:65-75m Pa·s
③耐温乃剪切性能:110℃剪切122min后粘度74 m Pa·s
④破胶性能:试验温度100℃
2.3 压裂液的配伍性检验
配伍性检验配方0.25%FR-CL/LH-Ⅸ+0.1%HCHO+0.05%CO-DFO/LY-1+0.2%FR-HTCR/LH-I+0.03%WPJ-I
用量筒量取500ml地层水放入1000ml烧杯里, 先加入0.5ml HCHO, 用玻璃棒搅拌均匀, 无沉淀、无絮凝现象;再加入1.25ml FR-CL/LH-Ⅸ, 用玻璃棒搅拌均匀, 无沉淀, 无絮凝现象;再加入0.25ml CO-DFO/LY-1, 用玻璃棒搅拌均匀, 溶液由无色变为浅白色, 无沉淀、无絮凝现象;再加入1ml FR-HTCR/LH-I, 用玻璃棒搅拌均匀, 溶液呈浅红棕色, 无沉淀、无絮凝现象;最后加入0.15g WPJ-I, 用玻璃棒搅拌均匀, 无沉淀、无絮凝现象。由上说明此体系配伍性能良好。
3 支撑剂的评价与优选
从压裂后生产周期的统计对比看, 平均生产周期石英砂为435.86d, 陶粒为平均生产周期276.7d, 石英砂生产周期长于陶粒的主要原因是奈曼油田先期开发主要针对九上段, 多采用石英砂, 从两种支撑剂的平均周期来看, 均能较好满足奈曼油区储层的改造需求。
闭合压力与支撑剂选择分析如下:
图1为油层中深与压裂停泵压力的关系, 由曲线回归可以看到, 在1200m至2100m左右停泵压力虽有变化, 但趋势较为平缓, 在2100m后, 随储层深度增加, 停泵压力上升趋势显著, 停泵压力在一定程度上反映了储层闭合应力和地应力状况, 可以初步认为2100m左右是奈曼油田地应力变化的结点, 可为支撑剂的选择提供依据。考虑裂缝嵌入及长期导流影响, 将2000m作为支撑剂选择的分界点是较为合适的, 储层深度小于2000m的采用兰州石英砂, 超过2000m的采用中密陶粒。
4 结论
①针对压裂开发和区块整体压裂要求压裂液和支撑剂在低成本投入下, 既能满足油藏特点和工艺技术要求, 又能最大限度地减少压裂液对支撑裂缝导流能力的影响的要求, 提出了压裂液与支撑剂的优化设计技术。②压裂液优化设计技术至少应包括压裂液及其添加剂优选, 压裂对温度适应优化、压裂液变组分配方配伍性能优化等不可缺少的内容。③根据室内实验结果, 选择适应奈曼储层温度、破胶温度适合、配伍性良好的压裂液, 根据地层深度、闭合压力选择支撑剂。
参考文献
[1]温庆志, 张士诚, 李林地.低渗透油藏支撑裂缝长期导流能力实验研究[J].油气地质与采收率, 2006, 13 (2) :97-99.
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[3]吉德利.水力压裂技术新发展[M].石油工业出版社.
压裂液配方 篇2
耐高温低伤害压裂液配方体系的关键在于稠化剂、交联剂、温度稳定剂、破胶剂的性能。其中,稠化剂分子量越大,增稠能力越强; 但随着分子量的增大,破胶后的残渣量会增加,对地层伤害大。稠化剂分子链上的水化基团越多,水溶性越强,压裂液破胶后的残渣越少[2,3]; 高温油气储层要求交联剂具有延缓交联的特性,常规的交联剂体系交联过快且抗剪切差[4],因此延缓交联是高温压裂液体系交联剂的必要性能,一方面降低管路沿程摩阻,且保持良好携砂性。而当前现场选用的交联剂以有机硼交联剂为主,仅适合低于150 ℃ 的条件下使用。国外的有机金属交联压裂液水解困难,且对地层的伤害大。而耐高温的交联剂多用硼、锆复配交联剂,即通过向有机硼中加入锆盐,通过化合反应形成稳定的官能团,从而提高耐温程度( 260 ℃)[5—8]; 温度稳定剂是高温压裂液体系的关键之一。由于胍胶在高于150℃ 时即开始降解,压裂液体系的耐温性受到限制,故通常加入温度稳定剂[9]; 此外,破胶剂的使用在海上压裂中显得尤为重要。由于海上压裂日费高,压裂液快速破胶可缩短压后关井、返排时间。过硫酸铵是常用的一种破胶剂,但其在高温下性能受限,可选用胶囊破胶剂,其破碎后是刚出破胶剂,通过屏障渗出或扩散。包囊一般较为昂贵,通过使用溶解破胶剂和胶囊破胶剂的混合得到满足要求的破胶剂性能且成本最低[10]。
东海西湖凹陷储集层主要为砂岩储层,而具有良好盖层配套的砂岩储集层主要是花港组,目标压裂层段深度为4 179. 2 ~ 4 198. 5 m,储层温度160℃ ; 岩性致密,储层孔隙度主要分布在2% ~ 4% ,渗透率主要分布于0. 01 ~ 1. 26 m D,属于低孔低渗储层,压裂改造是该区开发成功的关键。受储层条件和海上压裂施工工艺的影响,对压裂液体系性能提出更高的要求。因此,本研究在对稠化剂、交联剂、温度稳定剂以及破胶剂等压裂液性能影响主要因素进行优选的基础上,结合东海西湖凹陷气藏的实际,依照行业标准,采用室内实验方法,优选出适合目标区块施工的压裂液体系,并通过室内实验评价了该体系的性能。
1 实验材料和实验方法
1. 1 主要实验仪器及药品
本实验主要使用的仪器包括HAAKE RheoStress 6000 流变仪,旋转黏度计,表面张力仪,恒温水浴,高温高压滤失仪,采油化学评价装置等。
实验所用药品主要包括羟丙基胍胶、氯化钾、烧碱、过硫酸铵,胶囊破胶剂,温度稳定剂( WJ-6) 等。
1. 2 实验方法
首先对稠化剂、交联剂、破胶剂、温度稳定剂等进行优选,确定压裂液的配方。再根据水基压裂液性能评价标准[11],利用黏度计、流变仪、高温高压滤失仪、采油化学评价装置等仪器,对压裂液配方进行了交联、黏温性实验、破胶、携砂及伤害等性能评价实验。
2 配方优化
2. 1 稠化剂优化
稠化剂的主要评价指标包括其增稠能力、耐温及耐剪切能力。由于目标压裂层段储层温度较高,因此不考虑耐温较低的表面活性剂体系; 胍胶体系耐温性能好,而且经济性较好,故而该区块稠化剂选择羟丙基胍胶[12—14]。接下来主要对胍胶用量进行优化。
在压裂液配方体系中,改变胍胶用量,分别选取0. 6% 、0. 58% 、0. 53% 和0. 5% ,在温度设定为160℃ 、170 s- 1的剪切速率下,进行实验对比分析,分别测定不同胍胶浓度下的基液初始黏度值及交联体系剪切最终黏度( 表1) 。
根据表1 分析可知,0. 58% 、0. 53% 胍胶用量配方的压裂液均能满足现场施工要求,考虑低伤害和经济效益最大化原则,该区压裂液配方中胍胶用量优化为0. 53% 。
2. 2 交联剂优化
合理选择交联剂会极大提高压裂液体系的耐温性能。结合东海地区地层特征和施工工艺的需要,选择有机硼、有机锆复配交联剂,即高温延迟交联剂,在压裂液配方中胍胶用量优化的基础上进行交联剂用量的优化,交联剂分别选用0. 52% 、0. 48%和0. 46% ,进行实验对比分析,在150 ℃ 条件下进行流变实验,各配方的压裂液耐温耐剪切的最终黏度如表2 所示。结果显示交联剂的质量分数在0. 5% 时效果较好。剪切2 h之后,黏度仍可保持在85 m Pa·s左右。
2. 3 温度稳定剂优化
东海西湖凹陷储层温度较高,可达160 ℃ 左右。本实验选用了3 中不同的温度温定剂( WJ-1、WJ-2 和WJ-3 ) ,实验表明单独使用都不能有效地改善胍胶体系的耐温性能。因此,本研究通过加入不同类型不同用量进行复配,提高压裂液体系的耐温效果。
通过流变实验,确定最佳配比为WJ-1∶ WJ-2∶ WJ-3 = 5∶ 3∶ 2。将复配后的体系命名为WJ-6。 由图1 可以看出,使用该温度稳定剂的压裂液体系耐温耐剪切性能好,剪切90 min后黏度仍能保持在160 m Pa·s左右。根据水力压裂技术手册中关于高温压裂液体系典型配方和评价标准[15],确定该温度稳定剂的用量为1% 。
2. 4 破胶剂优化
根据压裂施工作业实际,现场压裂施工后关井一小时,温度一般将恢复到90 ℃ 上下[16]。故本实验记录了在90 ℃的温度条件下,不同破胶剂用量的压裂液体系破胶时间。
实验中过硫酸铵用量分别选用0. 1% ,0. 15% ,0. 2% 和0. 25% ,胶囊破胶剂用量分别选用0. 1% ,0. 15% ,0. 2% 和0. 25% ,进行实验对比分析。首先按配方要求配置压裂液样品; 加入相应用量破胶剂,放入烧杯中密封,同时放在90 ℃恒温水浴。当压裂液破胶后黏度降至5 m Pa·s以下时即可停止测试,记录破胶时间。
不同破胶剂用量的压裂液破胶实验的破胶时间如表3 所示。
根据表3 所示压裂液破胶结果可知,加入过硫酸铵破胶剂的压裂液,其表观黏度下降较慢,整体需要2 h以上。使用低浓度0. 1% 的过硫酸铵进行破胶,压裂液黏度也在2 h 48 min后降至5 m Pa·s以下。而加入胶囊破胶剂时,压裂液黏度下降速度相对更慢,建议在现场施工过程中,胶囊破胶剂可相对高浓度使用,但不能单独使用。考虑到现场水力压裂施工时压裂液破胶不能太快,当使用过硫酸铵为破胶剂时,加量优化为0. 2% ,同时搭配胶囊破胶剂,加量优化为0. 1% ~ 0. 25% 锥形加入,用最少破胶剂加量达到破胶至5 m Pa·s以下的要求,即可保证施工时间又可实现经济效益最大化。
2. 5 压裂液配方优化结果
通过实验,对压裂液体系的各种添加剂类型和用量进行优选,得到最优配方如下:
0. 53% 胍胶+ 1% 温度稳定剂+ 1% 温度稳定剂+ 0. 1% 杀菌剂+ 0. 5% 消泡剂+ 0. 5% 助排剂+0. 5% 防水锁剂+ 0. 12% Na OH + 0. 5% XT-9 交联剂+0. 2% 过硫酸+ 0. 1% ~ 0. 25% XT-71 胶囊破胶剂
3 压裂液性能评价
3. 1 压裂液体系耐温耐剪切实验
根据水基压裂液评价的行业标准,采用RheoStress 6000 流变仪,在温度160 ℃ 、剪切速率170s- 1的条件下,进行流变性实验。实验结果如图2,该体系在160 ℃ 条件下剪切2 h后,其黏度仍保持在75 m Pa·s以上,满足现场压裂施工要求。
3. 2 压裂液携砂实验
为评价该压裂液体系对支撑剂静态悬浮能力,对其进行了悬砂性能评价实验。试验方法为:将压裂液装入100 m L量筒中; 将粒径为20 /40 目的Carbor-Pro陶粒均匀分散在压裂液表面; 然后测定一颗砂粒的沉降速度。实验结果如表4 所示,压裂液的沉降速度在0. 01 ~ 0. 15 mm /s之间,可以有效携砂。
3. 3 压裂液岩心伤害实验
根据水基压裂液性能评价方法的行业标准( SY/T 5107—2005) ,选取了目的层3 块岩心进行伤害实验。
由表5 可以看出,实验室优化后的岩心伤害率大为降低,对储层伤害较小。
4 现场应用
HXY3 井储层埋深4 188 m,地层温度达160℃ 。渗透率2. 5 × 10- 3μm2,孔隙度10% ,压裂目的层温度高,压裂改造难度大。
压裂前置液量119. 7 m3,携砂液量201 m3,加砂38. 7 m3,地面施工压力57. 25 ~ 44. 86 MPa,停泵压力29. 47 MPa。此次压裂整体施工情况较好,施工参数与设计参数符合率99. 43% ,达到了设计要求。
采用该压裂液配方,施工过程顺利,压裂施工后关井150 min,压后返排情况良好,平均排液速度在6 m3/ h左右,45 h内共计排液410 m3,返排率108% ,返排液黏度在3 m Pa·s以下,表明压裂液破胶彻底。
5 结论和建议
( 1) 本文优化了适用于海上高温气田储层的压裂液体系及配方用量,优选出适合东海低渗砂岩气藏压裂目的层段的压裂液体系: 0. 53% 胍胶+ 1% 温度稳定剂+ 1% 温度稳定剂+ 0. 1% 杀菌剂+ 0. 5%消泡剂+ 0. 5% 助排剂+ 0. 5% 防水锁剂+ 0. 12%Na OH + 0. 5% XT-9 交联剂+ 0. 2% 过硫酸+ 0. 1% ~0. 25% XT-71 胶囊破胶剂。
( 2) 对该体系的室内实验结果表明,该体系具有耐高温、低伤害、防水锁、低摩阻、易返排的特点。该体系在160 ℃ 条件下剪切2 h后,其黏度仍保持在75 m Pa·s以上,具有良好的耐温耐剪切性; 伤害率平均为21. 91% ,满足现场施工要求。
压裂液配方 篇3
1 脉冲式高、低燃速火药性能及燃爆压裂机理
1.1 高燃速火药
能量高、燃速快、燃爆时间短、峰值压力高, 点燃后快速燃爆, 迅速憋压, 制裂地层, 在目的层形成不受地应力控制的多条主裂缝, 并使之得到初步延伸。
1.2 低燃速火药
能量较低、燃速慢、燃爆时间长、峰值压力较低, 其在高燃速火药燃尽后通过延迟点火装置点燃, 继续维持井筒内的高压环境, 延伸拓展主裂缝, 憋压形成支裂缝, 增大目的层破碎规模, 改善其应力状况。
利用能量、燃爆加载速率、峰值压力、燃爆时间的差异, 高、低燃速火药的复合燃爆压裂可在井筒内产生多波次长时间的压力脉冲, 制裂地层并形成预存裂缝, 增大井周岩石破坏程度和复杂度, 使燃爆裂缝呈现纵向多起裂点、横向多方位, 裂逢长度可达15~20 m, 既可增大沟通天然裂缝的几率, 又可有力改变储层应力状态, 大大降低水平最大最小主应力差, 为后期大规模水力压裂形成复杂缝网结构打下基础, 有效提高储层的单井产能。
2 长脉冲复合燃速火药配方的优选与评价
2.1 脉冲式高、低燃速火药基本配方筛选
基于复合多脉冲燃爆压裂作用机理分析, 初步筛选燃烧性能和物化参数符合高、低燃速火药, 见表1、表2。进而通过压力-时间 (P-t) 和燃速-压力 (u-P) 实验, 初步筛选高、低燃速火药的基本配方。
2.2 P-t和u-P实验
材料:表中各配方浇注成型的火药样品。
仪器:密闭爆发器、燃速仪、SHD-3D型压力标定机、CYG41000型高频压力传感器、SP1461D型函数信号发生器、AB204-S电子天平等。
火药样品各取10.0 g, 在20℃、7 MPa下置于密闭爆发器测试其压力随时间的变化;各火药成品10.0 g, 置于充氮调压式燃速仪中, 在20℃、4.0~11.0 MPa压力范围下, 采用靶线法测试推进剂燃速随压力的变化。结果如图1、图2所示。
P-t测试结果可以看出, NEPE、CTPB、CMDB三个推进剂中, CTPB的能量最小, 峰值压力仅132.4MPa, 有效加载时间最短, 难以压开深层、超高压地层;CMDB峰值压力与NEPE相近, 但燃爆时间较长, 为16.1 ms, 压力加载速率小, 难以压开地层;而NEPE的燃爆压力加载速率最快, 能量最高, 燃烧完毕仅8.3 ms, 有效加载时间最长, 峰值压力最大, 达到了157.2 MPa, 满足深层、超高压高致密地层对燃爆压裂用火药制裂地层的性能要求。
u-P测试结果表明, 三种推进剂燃速均随压力升高而增大, 燃速系数 (2.664 4 mm/s, 2.665 8 mm/s, 3.013 8 mm/s) 与压力指数 (0.789 3、0.727 4、0.627 5) 均是NEPE>CMDB>CTPB, 表明NEPE推进剂燃速最快 (7 MPa下, 12.19 mm/s) , 燃爆最剧烈, 燃爆加载速率最高。
综合P-t与u-P测试结果, NEPE推进剂燃烧性能参数均优于其余两个推进剂, 能满足迅速制裂目的层, 形成多条不受地应力控制主裂缝的要求, 故选取其作为高燃速燃爆压裂用火药的基本配方。
由图2可知, 聚硫橡胶推进剂峰值压力134.7MPa, 燃速最小 (7 MPa下为仅6.2 mm/s) , 燃烧稳定, 压力指数仅为0.198 6, 达到“平台燃烧” (压力指数小于0.2) , 有效加载时间明显高于其他两种推进剂。故选取聚硫橡胶推进剂作为低燃速推进剂的基本配方。
由此, 选定了高、低燃速火药的基本配方。但NEPE推进剂的爆燃压力指数0.789 3, 过于偏高, 易于导致燃烧剧烈而不受控制;聚硫橡胶推进剂的峰值压力也略微偏高, 与高燃速火药搭配形成的高、低压脉冲效果有限。因此, 需要通过添加催化剂、调整配方比例等措施改进两种火药的燃烧性能。
2.3 脉冲式高、低燃速火药配方的优化
对于高燃速压裂用火药, 在其基本配方主要成分比例不变的基础上通过添加不同的燃烧稳定剂[13,14]来进行改进 (表3) ;而低燃速压裂用火药的配方优化则通过改变组分比例来实现 (表4) 。
高燃速火药基本配方中加入3%wt的磷钨酸能使压力指数降低32.24%, 至0.534 8, 降低幅度最大, 可实现高燃速火药稳定可控地燃烧;而低燃速火药的4个改进配方中, 配方3峰值压力降低至120.8 MPa, 降低幅度达10.32%, 降压效果最好, 可提高燃爆过程中的压力脉冲作用效果。
故最终优选出的高、低燃速火药配方见表5。
2.4 高、低燃速火药的燃烧性能评价
下面通过密闭爆发器和燃速仪对按表5配方制备成型的高、低燃速火药进行P-t测试和从低压到高压的u-P测试, 并回归出相应的燃速方程。如图3、图4、表6所示。
高燃速火药燃爆时间11.7 ms, 峰值压力156.4 MPa, 燃爆加载速率13.38 MPa/ms, 有效持压时间36.4 ms;低燃速火药燃爆时间51.8 ms, 峰值压力123.2 MPa, 燃爆加载速率2.38 MPa/ms, 有效持压时间75.3 ms。可以看出, 高燃速火药加载速率远远高于低燃速火药, 有利于快速压开地层, 形成多条预存裂缝, 并有一定的有效持压时间用于初步延伸主裂缝;而低燃速火药的优势在于其有效持压时间近乎为高燃速火药的两倍, 并可充分利用前者燃爆产生的高压环境继续延伸主裂缝长度, 憋压形成支裂缝, 增大缝网的复杂度;高、低燃速火药的先后燃爆, 可形成最高达33.2 MPa的峰值压力差, 并借此可在井筒内形成带阻尼的高频简谐压力脉冲, 增大对井周岩石的拉伸破裂程度。
高、低燃速火药的燃速均随压力的升高而增大, 且都经历了低压燃速缓慢上升区, 中压燃速迅快速攀升区, 高压燃速稳定区和高压燃速急剧增大区四个阶段;对于深层、超高压地层, 地层压力一般介于30~60 MPa范围内, 此时高燃速火药燃速为37.6~42.3 mm/s, 低燃速火药燃速则为10.1~21.4 mm/s, 前者燃速为后者的两倍多, 反过来相同药量下后者有效加载时间则大大长于前者, 更有利于增大裂缝长度和复杂度。两种火药的复合燃爆压裂, 恰好能利用二者性能的优点, 既能制裂地层, 形成多条裂缝, 又能实现裂缝长度和规模的增大。
2.5 高、低燃速火药的安全性评价
火药的安全性主要通过机械感度 (撞击、摩擦) 、耐温感度来表征[15]。撞击感度实验采用WL-1型立式落锤仪, 摩擦感度实验采用WM-1型摩擦感度仪, 均以特屈儿作为标准物质, 实验中若观察到发光、冒烟、样品变色、和样品接触的滑柱面有蚀烧痕迹、听到有爆炸声或闻到有样品分解产物的气味等任一现象, 则认定为爆炸, 否则认为不爆;而耐温感度实验则采用Shimdauz DAT-50差热分析仪, 以观测到的样品分解点作为火药的安全温度上限。火药感度实验结果如表7和图5所示。
由表7可知, 高、低燃速火药的撞击感度和摩擦感度均低于特屈儿, 在正确运输和操作使用过程中是安全、可靠的;而图5则表明, 高、低燃速火药在A点 (高燃速火药159.5℃, 低燃速火药205.1℃) 前的升温过程中基本没有放热或吸热现象出现, 但在A点开始分解, 并于B点 (高燃速火药223.2℃, 低燃速火药277.6℃) 达到放热峰值, 因此, 高燃速火药在低于159.5℃、低燃速火药在低于205.1℃环境温度下是稳定、安全的。
3 应用实例
Y329井为一深层致密气井, 其目的层岩石杨氏模量52.57 GPa, 泊松比0.25, 抗压强度112.4 MPa, 脆性矿物含量67.3%, 孔隙度6.7%, 含水饱和度42.6%, 渗透率0.014×10-3μm2, 水平主应力差异系数0.38。该井套管参数:钢级P110, 直径177.8mm, 壁厚12.65 mm, 抗内压94.5 MPa, 抗外挤89.8MPa, 内容积18.27 L/m。
前期对该井3 310~3 350 m层段进行了水力压裂预处理施工, 施工泵压77.4~82.5 MPa, 平均排量仅2.4 m3/min, 试气平均产量1.8×103m3/d, 表明气层未压开, 作业失败。
据此, 采用上述高、低燃速火药配方制备成的燃爆压裂弹, 根据气层岩石和套管参数, 采用装药量优化设计方法[16], 准确计算出总装药量和高、低燃速火药装药比例:火药总用量80 kg, 其中高燃速火药30 kg, 低燃速火药50 kg。
从图6燃爆压裂前后的水力压裂测压曲线可看出, 经过燃爆压裂后气井井底破裂压力从94.2 MPa降至76.5 MPa, 破裂压力降低了18.9%, 停泵压力由48.5 MPa降低至36.7 MPa;水力压裂平均排量在燃爆压裂作业后上升至6.7 m3/min, 为燃爆作业前的2.8倍, 且排液顺畅;措施后试气产量突升至8.6×104m3/d, 达到工业产量, 改造效果明显。由此表明, 长脉冲高、低燃速复合火药燃爆压裂成功压开了深层高致密气层, 并利用其高、低燃速火药产生的脉冲高压在井底形成了一定复杂度的破裂带和裂缝, 有效降低了井底破裂压力, 为后续水力压裂在目的层延伸裂缝长度, 沟通天然裂缝并形成复杂缝网结构创造了良好的条件, 大幅提高了气井产量。
4 结论
(1) NEPE推进剂和聚硫橡胶推进剂作为高、低燃速燃爆压裂用火药基本配方, 前者燃速高、峰值压力大、加载速率快, 后者燃速低, 燃烧稳定, 有效持压时间长, 二者综合性能均优于其他同级别推进剂。
(2) 通过测试获得高、低燃速火药不同燃烧阶段燃速方程, 二者峰值压力的较大差值可在井筒内形成带阻尼的高频压力脉冲, 增大岩石破裂程度, 改善目的层应力状态;该火药体系能经受住井下高温环境, 正确的运输和使用过程中安全、可靠。
(3) 该火药体系较于传统单一燃速火药, 峰值可调, 有效作用时间延长, 裂缝长度和规模增大, 根据装药量设计可适用于不同井深的油气藏单井措施改造。
(4) 现场应用表明, 长脉冲高、低燃速复合火药燃爆压裂能高效制裂深层、超高压高致密地层, 有效降低井底破裂压力, 改善油气渗流条件, 提高单井产量, 为燃爆压裂在该类油气藏的应用提供技术支撑。
摘要：针对常规燃爆压裂火药类型单一、燃速偏快、难以形成峰值压力与持压时间的优势平衡, 致使改造规模有限的问题, 深入考察成熟火箭推进剂配方, 借助密闭爆发器、燃速仪等实验设备, 筛选优化了高、低两级燃速火药配方体系。测试了各自燃烧性能、安全性能。实验结果表明, 实验条件下, 高、低燃速火药燃爆加载速率分别为13.38 MPa/ms、2.38 MPa/ms, 燃爆时间分别为11.7 ms和51.8 ms, 将一定质量两种火药复合串联, 利用高燃速火药爆燃轻易制裂地层, 随后低燃速火药长时间持续低速燃烧, 最大限度增大破裂规模和裂缝长度。经现场应用表明, 该复合型火药体系燃爆压裂过程安全可控, 能有效改善地层应力状态, 降低井底破裂压力, 提高单井产量, 为燃爆压裂技术在深层、超高压地层的应用提供有利支撑。