青海油田低温破胶技术攻关取得阶段性成效

　　中新网青海新闻3月31日电(张文娟 任世君 祁妙)近期，青海油田聚焦涩北气田开发瓶颈难题，成功优选出适配地层条件的高效破胶体系。

　　依托该技术体系，青海油田在涩北气田优选2口气井开展先导性试验，试验已全部取得成功、施工成功率达100%。截至3月24日，试验井连续稳定生产270天，单井日产气量稳定在0.7万方，有效助力气田稳产上产、提质增效。

　　青海油田涩北气田，是国内海拔最高、环境最恶劣的产气区，也是青、甘、藏三省区主要气源地，已实现连续15年稳产天然气50亿立方米，累计产量突破1000亿立方米。作为典型的第四系生物成因疏松砂岩气藏，该气田目前已进入开发中后期，地层呈现显著的低压、低温特征，加之“砂细如泥、水砂共舞”的地质特性，给压裂防砂施工带来了挑战，成为制约涩北气田高效开发的“拦路虎”。

　　压裂技术是油气开采中提高采收率的关键手段，而水基压裂液的破胶效果直接决定压裂液返排效率。在涩北气田低温环境下，常规破胶剂性能大幅下降，易出现破胶不彻底、携砂液返排率低等问题，同时大量携砂液滞留地层不仅影响产气效率，还易对储层造成二次伤害。

　　针对这一难点，青海油田聚焦地层实际工况，组建专项攻关团队，以胍胶携砂液为研究重点，系统开展低温破胶剂筛选评价实验，严格模拟涩北气田地层环境，重点测定破胶液的黏度变化、破胶速度等关键指标，综合评价各类破胶剂的破胶效果、储层伤害程度及体系配伍性。经过大量室内实验反复验证，青海油田优选出耐盐15万ppm、耐温30℃的高效破胶体系，该体系能快速渗透、靶向分解压裂液胶体结构，有效解决了低温条件下破胶不彻底、返排困难的核心问题，填补了涩北气田低温破胶技术空白。

　　下一步，青海油田将加快该高效破胶体系的现场推广应用，持续优化压裂液体系，不断提高携砂液返排效率、降低储层伤害，进一步完善涩北气田压裂防砂技术体系。(完)