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【石油科技】压裂液粘度低 支撑剂过早沉积？FiberFRAC一招制敌
石油圈出品 来自： Schlumberger 编译： 张德凯 张永君 网址： www.oilsns.com
水力压裂作业时，在支撑剂的输送过程中，压裂液的粘度会逐渐降低。当粘度低于悬浮支撑剂颗粒的临界阈值时，支撑剂就会无规则地沉降在裂缝中，无法填充到目的位置。这会直接影响裂缝的导流能力，导致压裂作业的效果大打折扣。
使用滑溜水时基液的粘度比较低，携砂能力往往较弱，无法携带支撑剂。开发致密气藏时，压裂液注入不久就可能会出现破胶现象。虽然裂缝仍能够保持张开状态几个小时，但破胶状态的压裂液已经无法将支撑剂输送到位了。
与传统压裂液不同，FiberFRAC纤维基压裂液采用了新的支撑剂传输方案，支撑剂的输送能力不受压裂液粘度的影响。通过在压裂液体系中引入了纤维结构，FiberFRAC技术能够以机械的方式实现支撑剂的输送、悬浮和置放。
支撑剂的输送不再依赖于压裂液粘度，作业者就完全可以根据油藏性质来选择支撑剂、优化裂缝几何形状，因此作业的灵活性也更高。例如，当压裂作业需要控制缝高时，作业者就可以使用低粘度的压裂液（即使是高温井况），无需担忧支撑剂填充问题。石油圈原创，石油圈公众号：oilsns
FiberFRAC技术除了可以控制缝高外，由于体系中聚合物浓度较低，也会相应提高裂缝内支撑剂的堆积渗透率，导流能力更佳。实验室测试结果显示，当聚合物用量减少40%时，堆积渗透率会提高24%。聚合物用量更少还意味着更大的裂缝有效生产面积，更长的有效半长。石油圈原创，石油圈公众号：oilsns
1.致密气井水力压裂作业；2.低渗油藏裂缝闭合时间过长，需要进行压裂作业；3.油气藏的温度在140到345℉；4.滑溜水压裂液体系；5.交联聚合物压裂液体系。石油圈原创，石油圈公众号：oilsns
1.提高采油速度；2.透镜状储层的导流效率更高；3.支撑剂堆积渗透率更高；石油圈原创，石油圈公众号：oilsns
4.无因次裂缝导流能力得到优化；5.降低缝高。石油圈原创，石油圈公众号：oilsns
1.支撑剂输送能力与压裂液粘度无关；
2.压裂液中纤维物质会逐渐降解；3.压裂液粘度较低，适用温度范围更广；4.聚合物用量更少。石油圈原创，石油圈公众号：oilsns
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1 压裂技术对比&评估
Burgos盆地的Arcabuz油田的压裂作业一直较难展开，因此开发商需要一项更有效的压裂液技术。PEMEX公司决定在井况相同的两口邻井中分别采用FiberFRAC纤维基压裂液和常规压裂液进行压裂作业，以优选出符合该油田状况的最佳技术。石油圈原创，石油圈公众号：oilsns
Arcabuz316井采用了FiberFRAC压裂液技术，共使用了90718kg陶瓷支撑剂和2268kg树脂膜陶瓷支撑剂，注入速率为35bbl/min。投入生产一周后，该井的产气量达到2.2MMcf/d，出水量为30bbl/d，井口压力为34.5MPa。
作为对比井的307井采用了常规压裂液技术，共使用90718kg陶瓷支撑剂和22680kg树脂膜陶瓷支撑剂，注入速率为35bbl/min，压裂液密度为3595kg/m³，无纤维元素。投入生产一周后，该井产气量仅为300000cf/d，出水量为360bbl/d，井口压力为5.2MPa。此外，压裂的最后阶段井下压力急速下降，说明饱和水地层的裂缝几何形状发生了异变，缝高过大。石油圈原创，石油圈公众号：oilsns
WellWatcher实时监控系统分析了产量下降情况和裂缝几何形状的变化，以便对比两种技术。石油圈原创，石油圈公众号：oilsns
由于Wilcox 4致密气区的307井产量和井口压力迅速下降，PEMEX决定对该井实施封堵弃置作业，同时对Wilcox 4的其它油井继续进行考察。
与307井生产表现形成鲜明对比，316井采用了FiberFRAC技术后，产气量较以往提高了7倍，洗井作业完成后，该井随即就投入了生产。
PEMEX公司十分感谢FiberFRAC技术，它使Burgos油田Wilcox 4致密气区的全面开发成为可能，同时降低了压裂作业风险，提高了ROI（投资回报）。
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