(長江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，湖北 荊州 434023) (荊州市現(xiàn)代菲氏化工科技有限公司，湖北 荊州 434000) 長江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，湖北 荊州 434023 非常規(guī)油氣湖北省協(xié)同創(chuàng)新中心(長江大學(xué))，湖北 武漢 430100

目前，隨著非常規(guī)油氣資源的不斷開發(fā)，大型體積壓裂已逐漸成為非常規(guī)油氣儲層的主流改造技術(shù)，是低滲以及超低滲油氣儲層經(jīng)濟開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)。體積壓裂最突出的特點為大液量、大排量，要求壓裂液需要具備有效降低摩阻、較低傷害等性能?；锼畨毫岩菏悄壳按笮腕w積壓裂技術(shù)中應(yīng)用最為廣泛的壓裂液體系[1～5]。過去進行壓裂施工時一般采用清水配制滑溜水壓裂液，但隨著壓裂施工規(guī)模的擴大，水資源的需求量也越來越大。為了節(jié)約水資源以及實現(xiàn)返排液的零排放和循環(huán)利用，油田目前多采用返排液配制滑溜水，這導(dǎo)致配制滑溜水的水質(zhì)的礦化度越來越大，對滑溜水中減阻劑抗鹽性能的要求也越來越高[6～11]。

聚丙烯酰胺類減阻劑與表面活性劑類減阻劑在油田應(yīng)用范圍較廣，相關(guān)研究也較多，但這兩類減阻劑對壓裂返配液的高鹽度環(huán)境仍無法具有良好配伍性[12～15]。當(dāng)壓裂層靠近含水層時，壓裂液有可能會進入含水層進而污染含水層，因此考察壓裂液的生物毒性也十分有必要[16]。為此，筆者研究了抗鹽型減阻劑JHFR-2A及多功能添加劑JHFD-2所組成滑溜水減阻劑的減阻性能、防膨性能及生物毒性等，并在四川頁巖區(qū)塊進行了現(xiàn)場試驗。

1 試驗部分

1.1 藥品與儀器

1)藥品 ①水基乳液抗鹽減阻劑JHFR-2A，由水溶性單體(丙烯酸類、丙烯酰胺類、丙烯酸酯類、丙烯酸鹽類、磺酸鹽類)、含氟丙烯酸酯、互溶劑(醇)、表面活性劑/分散劑(聚丙烯銨鹽)和無機銨鹽在水中通過自由基引發(fā)分散聚合而獲得，減阻性能優(yōu)異；減阻劑分子含有陽離子基團，與返排液中含有的陽離子互相排斥，從而能起到抗鹽抗鈣的作用，在海水和返排液中也能迅速起效；在合成減阻劑的成分選取上去除對環(huán)境有害物質(zhì)，全部采用至少達到FDA GRAS(generally regarded as safe)安全標(biāo)準的物質(zhì)，盡可能地降低產(chǎn)品的毒性；②表面活性劑類減阻劑CQ-2；③多功能添加劑JHFD-2，其兼具防膨與助排的功效；④CaCl2、MgCl2、NaCl；⑤膨潤土。

2)儀器 ①ZNN-D6六速旋轉(zhuǎn)黏度計(青島海通達專用儀器有限公司)；②QBZY表面張力儀(上海方瑞儀器)；③LDZ4-1.8平衡離心機(北京雷勃爾離心機)；④#Z-I減阻性能測試裝置(荊州市現(xiàn)代石油科技有限公司)。

1.2 試驗方法

1)減阻率測試方法 減阻率測試系統(tǒng)由試驗裝置和數(shù)據(jù)采集處理裝置2部分構(gòu)成，試驗裝置的核心為測試管路，其中有2根管長2m，內(nèi)徑分別為6.8mm和10mm的模擬管道以及循環(huán)泵，模擬管道采用耐壓材料制成，能經(jīng)受得住高流速下液體對管路的沖擊。數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)包括差壓傳感器、壓力傳感器、流量計。

首先，將配制好的待測液體倒入減阻率測試系統(tǒng)的配料罐中；打開電腦操作界面，通過軟件控制系統(tǒng)，打開相應(yīng)閥門，使待測液體進入加熱罐，如需進行高溫試驗，則打開溫度控制系統(tǒng)進行加熱；待達到預(yù)設(shè)定的條件后，將循環(huán)泵打開，使待測液體在測試管路中正常運行；通過電腦控制界面設(shè)定流量與測試時間，待流量穩(wěn)定后，開始采集相應(yīng)測試管路的差壓傳感器的數(shù)據(jù)，并由軟件系統(tǒng)自動進行處理，計算出減阻率，結(jié)合系統(tǒng)記錄的流量、溫度以及壓差，從而對待測液體的減阻效果進行評價。

減阻率的計算公式如下：

式中：η為減阻率，%；p0為加入待測液體前清水的摩阻壓降，kPa；p為加入待測液體后的摩阻壓降，kPa。

2)表面張力測試方法 依據(jù)SY/T 5370—1999 《表面及界面張力測定方法》[17]測定壓裂液溶液的表面張力。

3)膨脹體積測試方法 依據(jù)Q/SH 0053—2010 《黏土穩(wěn)定劑技術(shù)要求》[18]測試壓裂液溶液的膨脹體積。

4)表觀黏度測試方法 參照能源行業(yè)標(biāo)準 NB/T 14003.3—2017 《頁巖氣壓裂液第3部分：連續(xù)混配壓裂液性能指標(biāo)及評價方法》[19]測試壓裂液溶液的表觀黏度。

5)生物毒性測試方法 參見標(biāo)準Q/SY 111—2007 《油田化學(xué)劑、鉆井液生物毒性分級及檢測方法發(fā)光細菌法》[20]測試壓裂液溶液的生物毒性。

2 結(jié)果與討論

圖1 JHFR-2A與JHFD-2配制而成的滑溜水壓裂液

2.1 減阻性能

1)清水中的減阻性能 利用自有的減阻率測試系統(tǒng)對不同加量減阻劑在清水中的減阻率進行測定，測試管徑為10mm。JHFR-2A與JHFD-2混合后無絮狀現(xiàn)象，無沉淀產(chǎn)生(見圖1)，說明二者配伍性良好。

按照表1的配方配制滑溜水，滑溜水減阻率的測試結(jié)果見圖2。由圖2可以看出，含0.1%(配方中的百分數(shù)均為質(zhì)量分數(shù)，下同)CQ-2減阻劑的滑溜水溶液在80s內(nèi)減阻率由0升高至70.8%，減阻率隨著時間在緩慢下降，5min時減阻率下降至66.2%。含0.07%、0.1%、0.15%、0.2% JHFR-2A的滑溜水在70s內(nèi)減阻率均由0升高至74%，且減阻率在5min內(nèi)能保持基本穩(wěn)定，減阻效果明顯好于CQ-2減阻劑，這說明JHFR-2A溶解速度快，減阻性能優(yōu)異。與此同時，當(dāng)JHFR-2A質(zhì)量分數(shù)為0.1%時，其減阻效果明顯好于0.07%時的情況，當(dāng)JHFR-2A質(zhì)量分數(shù)超過0.1%，即0.15%與0.2%時，其減阻效果相較于0.1%時的減阻效果提升較小。因此，從減阻效果以及經(jīng)濟性這2大因素考慮，確定減阻劑的最佳質(zhì)量分數(shù)為0.1%。

表1 滑溜水清水減阻的配方

圖2 清水中的減阻劑加量對滑溜水減阻率的影響

2)鹽水中的減阻性能 在油氣田施工現(xiàn)場，水的用量比較大，現(xiàn)場使用過的水一般要經(jīng)過水處理工序，雖然這些處理工序能除去返排液中的雜質(zhì)并將COD值降低，但返排液中仍會存在已溶解的鹽類，這些鹽都是原先在地層里面后來溶解在壓裂用水中，其中溶解的鹽在現(xiàn)有技術(shù)條件下需要花費較大代價才能去除且不能除盡，為節(jié)約成本和保護環(huán)境，現(xiàn)場通常采用返排液來配制滑溜水。因此，在實驗室內(nèi)配制鹽水來測試減阻劑在鹽水中的減阻率，這對于油氣田開發(fā)應(yīng)用現(xiàn)場有重大現(xiàn)實意義。

鑒于目前壓裂施工現(xiàn)場配液用水礦化度一般均在20000mg/L以上，使用CaCl2、MgCl2、NaCl來配制混合鹽水溶液，其中Mg2+質(zhì)量濃度為200mg/L，用NaCl來調(diào)控總礦化度?；锼浞饺绫?所示，鹽水中的減阻性能如圖3所示。由圖3可見，在礦化度為20000mg/L、CaCl2質(zhì)量濃度為600mg/L時，減阻劑CQ-2的減阻率較其在清水中的減阻率下降明顯，由最高值70.8%下降為64.1%。且其減阻率在達到最高值后一直下降，不能保持穩(wěn)定，說明其減阻劑分子可能已經(jīng)發(fā)生卷曲，漸漸失去減阻性能。在礦化度為20000mg/L、CaCl2質(zhì)量濃度為600mg/L時，JHFR-2A減阻劑配制的滑溜水最終減阻率達75%左右，且能在測試時間內(nèi)保持穩(wěn)定，表明其在模擬現(xiàn)場配液水條件下仍能發(fā)揮出較好的減阻性能，抗鹽性能良好。

表2 滑溜水鹽水減阻的配方

2.2 生物毒性

在油氣開發(fā)過程中，各種化學(xué)藥劑會隨著水進入儲層，存在著污染地層水與農(nóng)田灌溉水的可能。因此，需要考慮入井流體中各化學(xué)藥劑是否具有毒性即需要對其進行生物毒性分析。減阻劑作為壓裂液的核心添加劑，更應(yīng)該考察其生物毒性，測試結(jié)果見表3，其中EC50值是指發(fā)光細菌發(fā)光能力減弱一半時樣品的濃度，根據(jù)該值可對樣品的生物毒性進行分級。測試結(jié)果表明，粉末減阻劑、油基乳液減阻劑與CQ-2的EC50值均較低，具有不同程度的毒性，而JHFR-2A為無毒，說明JHFR-2A更加環(huán)保，對環(huán)境更友好。

圖3 鹽水中礦化度對滑溜水鹽水中減阻率的影響 圖4 返排液配制的滑溜水減阻率與時間的關(guān)系

表3 生物毒性測試結(jié)果

2.3 其他性能

對于滑溜水壓裂液，應(yīng)優(yōu)先考慮其減阻性能，但同時也需要考慮其他方面的性能指標(biāo)，主要包括表面張力、膨脹體積與表觀黏度，測試結(jié)果見表4。由測試結(jié)果知，JHFR-2A減阻劑配制的滑溜水壓裂液表面張力為22.47mN/m，膨脹體積為2.85mL，表觀黏度為1.26mPa·s， CQ-2減阻劑配制的壓裂液的表面張力更低，但膨脹體積與表觀黏度更大，說明其在現(xiàn)場的返排率比JHFR-2A壓裂液更好，但其抑制黏土礦物水化膨脹的能力較弱，更容易堵塞孔喉傷害儲層，且泵入井底所需要消耗的能量更大。測試結(jié)果表明，使用JHFR-2A配制的滑溜水壓裂液體系具有良好的表面活性和防膨性能，有利于施工現(xiàn)場的液體返排與儲層保護。

表4 其他性能測試結(jié)果

3 現(xiàn)場試驗

某井位于四川省宜賓市興文縣毓秀苗族鄉(xiāng)鯢源村6組，構(gòu)造位置為長寧背斜構(gòu)造中奧頂構(gòu)造南翼。該井完鉆井深4740m，完鉆層位龍馬溪組，采用?139.7mm套管完井，水平段長1441m。該井設(shè)計壓裂21段，采用大通徑橋塞作為分段工具、JHFR-2A體系滑溜水為主要壓裂液體系、粉砂+40/70目陶粒組合為支撐劑、設(shè)計施工排量13.5m3/min以上(要求壓裂設(shè)備滿足14m3/min長時間作業(yè)要求)，采用段塞式加砂模式，設(shè)計最高砂濃度240kg/m3；設(shè)計單段注入滑溜水1800～2000m3、加砂量80～120t。

壓裂液的配制工藝是連續(xù)在線混配注入工藝，該井21段壓裂注入壓裂液及酸40677.96 m3，其中滑溜水39916.96 m3，線性膠459 m3，交聯(lián)液130 m3，12%鹽酸30 m3；加入支撐劑2001.3t，其中，70/100目石英砂665.48t， 40/70目陶粒1335.79t。排量11～14.0m3/min，壓力68.7～80.7MPa，最高施工壓力86.5MPa，破裂壓力67～86.4MPa,停泵壓力46.1～54.0 MPa。

該井平均單段注入液體1937.05m3,單段加砂量60.1～123.87t，平均95.299t，最大加砂質(zhì)量濃度達到240kg/m3，不同質(zhì)量濃度計算的降阻率為62.2%～79.1%，如第8段加砂120.36t，表現(xiàn)出了79.1%的降阻率。

在該井的壓裂施工中，壓力降低明顯(見圖5)，有助于大排量壓裂施工；即配即注的連續(xù)混配工藝，實現(xiàn)了在線自動化配制滑溜水，提高了施工效率；滿足現(xiàn)場大液量大砂量的頁巖氣井壓裂施工要求。

圖5 第8段壓裂施工曲線

4 結(jié)論

1)使用該減阻劑配制的壓裂液在清水和鹽水中的減阻率分別為74%和75%，在返排液中的減阻率仍能達到71.5%，體現(xiàn)出其具有良好的減阻效果，不但能降低施工壓力，還能大量節(jié)約水資源，節(jié)約施工成本。

2)使用該減阻劑配制的壓裂液的表觀黏度為1.26mPa·s，表面張力為22.47mN/m，膨脹體積為2.85mL，表明該體系具有良好的表面活性和防膨性能，有利于施工現(xiàn)場的液體返排與儲層保護。生物毒性測試結(jié)果表明該減阻劑對環(huán)境友好，不會污染水資源。

3)通過在現(xiàn)場使用，順利完成了壓裂施工，為頁巖氣井現(xiàn)場壓裂施工提供了技術(shù)支撐，同時也為其他同類非常規(guī)油氣開發(fā)提供了借鑒。