周東魁 李憲文 肖勇軍 郭興午 丁飛 余維初

1.長江大學；2.長慶油田公司油氣工藝研究院；3.中國石油西南油氣田分公司；4.荊州市現(xiàn)代菲氏化工科技有限公司

頁巖油氣資源的勘探和開發(fā)對緩解油氣資源短缺及經(jīng)濟發(fā)展具有十分重要的意義［1］。四川盆地是目前中國頁巖氣勘探開發(fā)的重點地區(qū)，其中南部下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣資源量極其豐富［2-3］。測井資料表明龍馬溪組水平優(yōu)質(zhì)頁巖厚度大，裂縫發(fā)育，長寧H7平臺井水平段平均脆性指數(shù)達到68%，水力壓裂可以沿天然裂縫網(wǎng)絡延伸，增強裂縫的導流能力，并有利于天然裂縫網(wǎng)絡和井筒之間的連通性，有利于通過體積壓裂形成復雜裂縫［4-8］。

滑溜水是大型體積壓裂過程中主要的壓裂液體系［9-12］，可降低施工摩阻，提高液體的攜帶能力，從而更有利于裂縫網(wǎng)絡的形成，提高壓裂效率和頁巖氣井產(chǎn)能。由于壓裂過程中大液量造成水資源短缺問題，部分油田開始采用返排水配制滑溜水，既可實現(xiàn)返排液的循環(huán)利用，又可降低返排液的處理成本和對環(huán)境的污染程度［10-12］。魏松研發(fā)的EM30滑溜水現(xiàn)場應用中返排水回收重復利用率達85%，摩阻降低50%以上［13］；王娟娟采用60%的自來水稀釋壓裂返排水后，配制的BCS壓裂液能達到原130 ℃配方的標準［14］；劉寬研發(fā)了一種GAF-RP減阻劑能應用于Ca2+、Mg2+同時存在的高礦化度鹽水中［15］。然而實現(xiàn)返排水的完全重復利用尚待研究。

為此，通過室內(nèi)研發(fā)和性能測試，研究形成了一種具有高效減阻、速溶、綠色環(huán)保、返排液完全重復利用的滑溜水壓裂體系。

1 滑溜水壓裂液體系

根據(jù)四川盆地南部下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖的地質(zhì)結(jié)構(gòu)［15-19］，結(jié)合環(huán)?？果}返排時重復利用需要，對滑溜水體系中減阻劑、助排劑及頁巖抑制劑進行評價，研發(fā)一種適合長寧區(qū)塊壓裂形成復雜裂縫的綠色清潔滑溜水壓裂液體系：0.1%JHFR減阻劑+0.2%JHJZ助排劑+0.25%JHNW頁巖抑制劑。

1.1 JHFR減阻劑

JHFR減阻劑其成分全部選取達到FDA GRAS（generally regarded as safe）安全標準的物質(zhì)，是一種密度為1.0～1.3 g/cm3、乳白色、無氣味的微黏性液體，具有高效減阻、綠色環(huán)保、抗鹽性能好、與返排水配伍性好的特點。

1.1.1 減阻性能 利用JHJZ-I 高溫高壓動態(tài)減阻評價系統(tǒng)［20］，對JHFR減阻劑分別在清水、返排水（來自目標區(qū)塊，高礦化度）和鹽水（3%NaCl+2%CaCl2）中的減阻性能進行評價。實驗溫度31℃。實時動態(tài)讀取實驗數(shù)據(jù)，選取間隔10 s的數(shù)據(jù)進行分析，測試結(jié)果如圖1所示。

圖1 JHFR在不同水質(zhì)中的減阻率Fig. 1 Drag reduction rate of JHFR in different water quality

由圖1可看出：JHFR在10 s減阻率為64%（達到峰值的86%），20 s內(nèi)可達到70%，說明JHFR溶解性好，起效快，完全滿足長時間連續(xù)混配壓裂施工要求；JHFR在清水、鹽水和返排水中的減阻率都在72%～74%，說明JHFR在3種水質(zhì)中都具有良好的減阻性能。

1.1.2 生物毒性 參考標準SY/T 6788—2010 《水溶性油田化學劑環(huán)境保護評價方法》，利用生物毒性指標EC50（半最大效應濃度）評價JHFR的生物毒性［20］，其EC50值為1.25×106mg/L（標準為＞2.5×104mg/L，該值越大毒性越小），說明其無毒（自來水EC50值為1.00×106mg/L）。

1.2 JHJZ助排劑

滑溜水壓裂施工時用液量大，為了防止壓裂液在地層中滯留產(chǎn)生液堵儲層傷害，施工完成后需及時進行返排［21-22］。壓裂液返排率往往和液體的表、界面張力成反比。優(yōu)選出了JHJZ助排劑擁有較低的表界面張力，并參考國家能源行業(yè)標準NB/14003.1《頁巖氣壓裂液第一部分：滑溜水性能指標及評價方法》對其降低表、界面張力的能力進行測試。實驗中用自來水配制溶液，測試溫度為30 ℃，界面張力實驗中所用油樣為煤油。測試結(jié)果如表1所示，可以看出，JHJZ助排劑可顯著降低表、界面張力，有助于壓裂液的快速、有效返排。

1.3 JHNW頁巖抑制劑

施工中，壓裂液以小分子水溶性濾液進入孔隙，水溶性介質(zhì)對堵塞油層有很大的影響。油氣藏儲層中大多存在黏土礦物，外來流體會堵塞巖石內(nèi)部孔隙和喉道，造成嚴重的儲層傷害［23］。頁巖抑制劑主要作用是對黏土礦物進行防膨處理，防止黏土礦物因其水化膨脹導致的儲層傷害［24］。參考中國石油化工集團公司企業(yè)標準Q/SH 0053—2010 《粘土穩(wěn)定劑技術(shù)要求》，對不同頁巖抑制劑的防膨性能進行評價，并優(yōu)選出了JHNW頁巖抑制劑，實驗參數(shù)及結(jié)果見表2。根據(jù)要求，膨脹體積不高于3 mL即可，由表2可見JHNW具有良好的頁巖防膨性能，與減阻劑的配伍性良好。

表1 表、界面張力實驗結(jié)果Table 1 interface tension test results

表2 黏土膨脹實驗結(jié)果Table 2 Clay Expansion Test Results

1.4 滑溜水體系性能

所配滑溜水綠色環(huán)保，pH值6.7，速溶，減阻性能優(yōu)異，與多功能添加劑配伍性好，具有較低的表面張力以及較高的防膨性能，有利于增產(chǎn)改造?？果}能力強，利用返排液配制時也能表現(xiàn)出很好的減阻效果，滿足連續(xù)混配和可回收利用的要求。其主要參數(shù)見表3。

表3 滑溜水體系主要參數(shù)Table 3 Main parameters of the slickwater system

2 現(xiàn)場應用

該體系在長寧H7平臺4、5、6井進行了多段加砂壓裂施工應用，采用連續(xù)在線混配，均表現(xiàn)出良好的減阻性能，施工成功率 100%。

2.1 施工設計

長寧H7平臺4、5、6井構(gòu)造位置為長寧背斜構(gòu)造中奧頂構(gòu)造南翼，位于龍馬溪組，3口水平井壓裂施工井段主要參數(shù)如表4所示。

表4 壓裂施工段主要參數(shù)Table4 Main parameters of fracturing construction section

3口井分別設計壓裂25、30、29段，采用清潔滑溜水體系、大通徑橋塞、分簇射孔分段壓裂工藝。由于天然裂縫發(fā)育，酸液對于降低破裂壓力具有一定作用，第1段注酸10 m3，后續(xù)壓裂段根據(jù)施工情況決定酸液使用量。注入一定量的膠液，采用70/140目石英砂與40/70目陶粒小粒徑組合支撐劑，其中70/140目石英砂主要用于支撐微裂縫、降低濾失，40/70目陶粒用于主體裂縫支撐。設計施工排量在12 m3/min以上，控制施工壓力95 MPa以下，盡可能提高施工排量，采用段塞式加砂模式，單段液量設計1 800～2 000 m3，單段砂量 80～120 t。

2. 2 壓裂施工

壓裂液的配制工藝是連續(xù)在線混配注入工藝。（1）平臺4井：25段壓裂注入井筒液量48 017.93 m3，其中鹽酸 549.5 m3，滑溜水 20 042.52 m3，滑溜水攜砂液21 644.65 m3，交聯(lián)液2 386.6 m3，線性膠1 310.29 m3，頂替液3 718.09 m3。施工參數(shù)：排量 10.98～12.57 m3/min，壓力 68～85 MPa，最高施工壓力 85 MPa，停泵壓力 43.88～50.95 MPa，加入支撐劑2 156.19 t，其中70/100目石英砂1 712.37 t，40/70目陶粒254.98 t，70/140目陶粒188.84 t。平均單段注入液體1 920.717 m3，平均加砂86.247 6 t，最大加砂濃度達到134 kg/m3。施工減阻率可達70%。圖2為其第12段的壓裂曲線，減阻率為 69.67%。

圖2 平臺4井第12段壓裂施工曲線Fig. 2 Curved construction curve of the 12th section of platform 4 well

（2）平臺5井：30段壓裂注入井筒液量57 264.6 m3，其中鹽酸 554.57 m3，滑溜水 24 380.21 m3，滑溜水攜砂液 26 343.66 m3，交聯(lián)液 2 411.72 m3，線性膠1 381.06 m3，頂替液2 203.38 m3。施工參數(shù)：排量 9.06～14.14 m3/min，壓力 70～84 MPa，最高施工壓力 84 MPa，停泵壓力 41.7～55.51 MPa，加入支撐劑2539.08 t，其中，70/100 目石英砂 1 787.82 t，40/70 目陶粒701.21 t，70/140目陶粒85.65 t。平均單段注入液體1 908.82 m3，平均加砂84.636 t，最大加砂濃度達到127.9 kg/m3。施工減阻率可達70%。圖3為其第24段的壓裂曲線，減阻率為68.47%。

圖3 平臺5井第24段壓裂施工曲線Fig. 3 Curved construction curve of the 24th section of platform 5 well

（3）平臺6井：29段壓裂注入井筒液量54238.83 m3，其中鹽酸 549.05 m3，滑溜水 21 114.41 m3，滑溜水攜砂液 28 034.18 m3，交聯(lián)液 1 508.38 m3，線性膠923.68 m3，頂替液2 109.13 m3。施工參數(shù)，排量9.64～14.08 m3/min，壓力 68～84 MPa，最高施工壓力 84 MPa，停泵壓力 42.84～55.3 MPa，加入支撐劑2633.9 t，其中，70/100 目石英砂 1 742.596 t，40/70 目陶粒891.31 t。平均單段注入液體1 870.304 m3，平均加砂90.82 t，最大加砂濃度達到146.54 kg/m3。減阻率可達75%。圖4為其第10段的壓裂曲線，減阻率為73.11%。

2.4 效果評價

圖4 平臺6井第10段壓裂施工曲線Fig. 4 Curved construction curve of the 10th section of platform 6 well

從長寧H7平臺3口井壓裂施工結(jié)果可以得出：（1）連續(xù)在線混配注入工藝實現(xiàn)在線自動化配制滑溜水，連續(xù)施工在3口水平井成功應用，滿足了壓裂設計和在線混配的要求，減阻率可達到70%能保證在10 m3/min 以上排量施工時，地面施工壓力不超過95 MPa的設備限壓；（2）JHFR減阻劑壓裂液體系出色的降阻性能和穩(wěn)定施工壓力，滿足頁巖氣井層現(xiàn)場壓裂要求，降低了施工難度，利于節(jié)約壓裂費用和施工安全；（3）壓裂施工過程表現(xiàn)了良好的互配性和適應性，特別適應混砂車混砂槽中加入即成壓裂液，無需單獨配置設備。

3 結(jié)論

（1）研發(fā)的新型滑溜水體系具有速溶、高效減阻、與返排水配伍性良好、綠色環(huán)保等優(yōu)點，具有較好的壓裂增產(chǎn)效果。

（2）該新型滑溜水體系在長寧H7平臺多井應用中可顯著降低施工摩阻，溶解快，實現(xiàn)水的循環(huán)利用，滿足連續(xù)在線混配施工要求，有利于增產(chǎn)改造。