樊平天 ，劉月田 ，馮輝 ，周東魁 ，李平 ，周豐 ，秦靜 ，余維初 ，史黎巖

（1.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249；2.延長油田股份有限公司南泥灣采油廠，陜西 延安 716000；3.長江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，湖北 荊州 434023；4.中國石油集團長城鉆探工程有限公司，北京 100101；5.中國石化共享服務(wù)有限公司東營分公司濮陽服務(wù)部，河南 濮陽 457001；6.中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南 濮陽 457001）

鄂爾多斯盆地延長組蘊含豐富的致密油氣資源，勘探開發(fā)潛力較大。近年來，體積壓裂逐漸成為致密油藏儲層改造的主要措施［1-2］。另外，致密油藏體積壓裂改造后，對人工裂縫發(fā)育儲層實施注水吞吐工藝已經(jīng)成為有效補充地層能量、改善致密油藏開發(fā)效果的重要方法［3］。目前，水平井壓裂所用壓裂液體系仍以胍膠體系為主。由于該壓裂體系殘渣含量高，在儲層中長時間滯留容易造成儲層傷害，并對油藏開發(fā)效果產(chǎn)生不利影響［4］。與此同時，壓裂液的返排釋放了壓裂過程中注入儲層的能量，造成能量的極大浪費［5］。

針對上述問題，本文旨在研制一種能降低壓裂液滯留帶來的不利影響、利用大量壓裂液滯留地層補充地層能量以及進行油水置換的新一代驅(qū)油型壓裂液體系。具體思路為：在環(huán)保低傷害滑溜水壓裂液［6-7］中加入生物驅(qū)油劑，以形成集壓裂、增能、驅(qū)油為一體（即壓裂三采一體化）的驅(qū)油型滑溜水壓裂液休系；并且利用其環(huán)保低傷害、耐鹽不絮凝以及超低界面張力等特性，在壓裂后的燜井過程中，不僅可以實現(xiàn)儲層低傷害，還可以通過燜井過程中的壓力擴散傳導(dǎo)，在毛細管力的作用下使得壓裂液與中—小孔喉及基質(zhì)中的油水產(chǎn)生置換，實現(xiàn)產(chǎn)層油水重新分布。在開井放噴及生產(chǎn)過程中，基質(zhì)內(nèi)置換至大孔道及裂縫中的油氣得到有效動用和采出，油井體積壓裂后增產(chǎn)效果明顯［8-9］。

1 新一代驅(qū)油型滑溜水壓裂液體系

本研究通過實驗，研制了一種具有速溶、無毒、環(huán)保低傷害、減阻、抗鹽、防膨、超低界面張力等特點的新一代驅(qū)油型滑溜水壓裂液體系。其配方為0.1%JHFR-2減阻劑+0.2%JHFD-2多功能添加劑+0.5%HE-BIO生物驅(qū)油劑（配方中的百分數(shù)為質(zhì)量分數(shù)，下同）。

1.1 減阻劑

配制本文壓裂液的減阻劑為JHFR-2減阻劑，其組成為：1）水溶性單體。其包括5.0%的2-羥丙基甲基丙烯酸酯、5.0%乙氧基化-2-羥乙基丙烯酸酯、5.0%乙氧基化-2-羥乙基甲基丙烯酸酯和10.0%丙烯酰胺。2）分散相。采用復(fù)合溶劑，即10.0%聚二甲基二烯丙基氯化銨+10.0%聚乙烯基芐基三甲基氯化銨+無機鹽（5.0%硫酸銨+10.0%氯化鉀+5.0%硫酸鈉）。JHFR-2減阻劑是通過0.1%過硫酸銨自由基引發(fā)分散聚合，形成的一種牛奶狀“水包水”乳液。該減阻劑的作用機理為：由于高分子減阻劑稀溶液的黏彈性，湍流旋渦的一部分動能被減阻劑分子吸收，以彈性能形式儲存起來；旋渦動能減小，旋渦消耗的能量也隨之減小，從而顯著降低流動摩阻。

1.2 多功能添加劑

將20.0%聚二甲基二烯丙基氯化銨、5.0%氯化鈣和20.0%聚醚表面活性劑復(fù)配，得到一種具有防止黏土膨脹和助排功能的JHFD-2多功能添加劑。當其質(zhì)量分數(shù)為0.2%時，防膨率為80%，表面張力達21.73 mN/m。這說明該添加劑能有效抑制黏土膨脹，降低表面張力，達到相關(guān)行業(yè)標準。

1.3 生物驅(qū)油劑

首先，利用微生物發(fā)酵裝置，在實驗溫度60℃下，以20 g/L（質(zhì)量濃度，下同）糖蜜為碳源，添加5 g/L綠膿素作為抑制劑，加入1 g/L酵母粉發(fā)酵，放入NH4NO3I（3 g/L）+K2HPO4（2 g/L）+0.2%MgSO4的水溶液培養(yǎng)基中培養(yǎng)；然后，離心除去菌體，用硫酸調(diào)節(jié)上層液體的pH值，加入硫酸銨靜置；最后，用氯仿和甲醇進行萃取，除去其中的溶劑，形成以糖脂為主且具有較長烷基鏈的HE-BIO生物驅(qū)油劑。

采用旋轉(zhuǎn)滴定法，在實驗溫度60℃下，測定HEBIO生物驅(qū)油劑溶液界面張力與質(zhì)量分數(shù)的關(guān)系（見圖1）。當其質(zhì)量分數(shù)為0.5%時，界面張力達0.018 mN/m；進一步增加質(zhì)量分數(shù)，界面張力無明顯變化。

2 性能評價

2.1 減阻效果

大多數(shù)高分子聚合物減阻劑加入清水中時，都需要一定的時間溶解；之后，減阻劑溶液才能進入套管或油管，這樣減阻劑才能發(fā)揮最大的減阻效果。本研究參照NB/T 14003.2—2016《頁巖氣 壓裂液 第2部分：降阻劑性能指標及測試方法》，提出了減阻率測定以及利用減阻率評價減阻劑溶解性的方法（即通過減阻劑起效時間判斷其溶解速度），并采用JHJZ-I高溫高壓動態(tài)減阻評價系統(tǒng)［10］進行實驗研究。

2.1.1 減阻率測定

減阻率測定的基本原理是在一定尺寸管道內(nèi)加入減阻劑，測定流體在減阻劑加入前后的壓降，以此計算減阻率。測試方法為：將清水注入減阻儀的整個循環(huán)管路，待管路充滿液體后開啟循環(huán)泵；之后，通過可在線添加的系統(tǒng)，在循環(huán)的清水中注入減阻劑，依據(jù)循環(huán)管路壓差減小的時間來計算減阻率。

本研究采用長2.5 m、內(nèi)徑10 mm的高精度拉光316L型不銹鋼管，利用軟件控制系統(tǒng)，根據(jù)實驗要求，打開相應(yīng)的電動閥、循環(huán)泵，使得測試液體（JHFR-2減阻劑溶液）在減阻儀循環(huán)管路中運行；保持流量不變，取數(shù)個流量點，采集相應(yīng)測試管路中差壓傳感器的讀數(shù)并進行處理，測試液體的減阻率η為

式中：Δp1為清水流經(jīng)管路時的穩(wěn)定壓差，kPa；Δp2為減阻劑溶液流經(jīng)管路時的穩(wěn)定壓差（與清水實驗的測量條件相同），kPa。

2.1.2 減阻劑溶解性評價

加入0.1%JHFR-2減阻劑，測試系統(tǒng)每5 s檢測1個減阻率。由圖2可以看出：減阻劑在30 s時減阻率為75.8%，在90 s時減阻率達到最大，為83.4%，且減阻率保持平穩(wěn)，直至5 min后實驗結(jié)束。這說明，該減阻劑具有速溶能力，無須事先配液，可直接泵入混砂車并實現(xiàn)在線自動化添加，滿足現(xiàn)場連續(xù)混配的要求。另外，還分別測試了2種壓裂液（本文壓裂液和低黏胍膠壓裂液）在清水中不同排量下的減阻效果，實驗對比結(jié)果見圖3。

由圖3可知：在實驗條件下，2種壓裂液減阻率隨排量的增大而增大；本文壓裂液減阻效果優(yōu)于低黏胍膠壓裂液，在低排量下減阻效果更好。分析原因認為，壓裂液運動黏度越大，其沿程摩阻越大，本文壓裂液運動黏度僅為1.5 mm2/s，低黏胍膠壓裂液采用0.1%胍膠配制，運動黏度為3.0 mm2/s。

2.2 抗鹽性

本文壓裂液分別采用不同鹽水溶液配制，該壓裂液在一價（氯化鈉）、二價（氯化鈣）、三價（氯化鐵）鹽水溶液中均無沉淀、不分層、無絮狀物（見圖4）。

利用品氏黏度計，測試了本文壓裂液在清水中的運動黏度為1.53 mm2/s，在50 g/L的標準鹽水溶液（0.50%氯化鉀+4.00%氯化鈉+0.15%氯化鎂+0.35%氯化鈣+清水）中的運動黏度為1.33 mm2/s。這說明該壓裂液耐鹽性較好。

在遇到鹽水溶液時，長鏈高分子聚合物使分子鏈發(fā)生卷曲，因而不能利用其自身的彈性吸收能量，以減小高速流動過程中液體與管路的摩擦阻力，即無法達到減阻的目的［11］。因此，在室內(nèi)實驗測試本文壓裂液的減阻性能時，不僅要測試其在清水中的減阻性能，還要測試在鹽水溶液中的抗鹽減阻性能，以及在30 L/min排量下本文壓裂液在不同鹽水配液中的減阻率。

由圖5可知，25%氯化鈉配制的本文壓裂液減阻率為75.0%，在清水中（氯化鈉質(zhì)量分數(shù)為0）的減阻率為76.5%，說明其減阻性能幾乎不受氯化鈉的影響。

由圖6可以看出：本文壓裂液減阻率隨氯化鈣質(zhì)量分數(shù)的增加而降低；在清水中（氯化鈣質(zhì)量分數(shù)為0）減阻率為76.5%，當氯化鈣質(zhì)量分數(shù)達到10%時，減阻率下降速度減緩。

綜上所述，本文壓裂液具有良好的高抗鹽性能。因此，采用鹽水配液可保障壓裂施工；同時在壓裂液進入或滯留地層時，不會受礦化度影響而發(fā)生絮凝導(dǎo)致地層堵塞。

2.3 儲層傷害

當壓裂液滯留儲層時，由于其殘渣或黏土礦物的膨脹、運移，儲層滲透率大大降低，孔隙半徑變小，最終會導(dǎo)致開發(fā)井產(chǎn)量下降［12-15］。殘渣質(zhì)量分數(shù)也可以反映入井流體對儲層的傷害程度。按照NB/T 14003.2—2016《頁巖氣 壓裂液 第3部分：連續(xù)混配壓裂液性能指標及評價方法》，對本文壓裂液進行了殘渣質(zhì)量分數(shù)測試，結(jié)果為0。參照SY/T 5107—2016《水基壓裂液性能評價方法》，測試分析了本文壓裂液對儲層巖心滲透率的影響，結(jié)果見表1。

表1 巖心滲透率損害率測試結(jié)果

由表1可知，本文壓裂液造成的儲層巖心滲透率損害率低于10%，表明壓裂后的燜井過程中本文壓裂液對儲層傷害非常小。

2.4 生物毒性

由于本文壓裂液在壓裂后的燜井過程中滯留地層，有可能對地下水、河流等水資源造成污染［7］，因此必須對其生物毒性進行評價。參考SY/T 6788—2010《水溶性油田化學(xué)劑環(huán)境保護技術(shù)評價方法》，室內(nèi)采用SY-3生物毒性測試儀，利用發(fā)光細菌法EC50值評價了本文壓裂液的生物毒性［12］，結(jié)果見表2。

表2 生物毒性測試結(jié)果

依據(jù)該標準，EC50＞2×104mg/L為無毒。因此，本文壓裂液無生物毒性，滯留地層不會對地層水造成嚴重污染。

2.5 洗油效率

選取100～500目的石英砂與原油進行 1∶1的混合，過濾多余的原油，制成油砂。取一定量的油砂放入不同的玻璃瓶中，分別加入清水和本文壓裂液，并在80℃下靜置24 h。實驗結(jié)果見圖7、表3。

表3 油砂清洗前、后質(zhì)量變化 g

靜置24 h后，裝清水的瓶中僅在表面漂浮一點原油，而裝本文壓裂液的瓶中漂浮了一層油，并且將油砂烘干后，明顯發(fā)現(xiàn)經(jīng)本文壓裂液清洗后的油砂更為干凈，表明本文壓裂液比清水洗油能力更好。

2.6 驅(qū)油效率

首先，采用2塊人造巖心，抽真空，飽和清水，測試孔隙體積和水相相對滲透率；然后，在50℃下用原油驅(qū)替巖心中的水，直至出口產(chǎn)出液的含水率小于2%，計量驅(qū)出水體積（即原油飽和體積），計算原始含油飽和度；最后，用清水驅(qū)替原油（一次水驅(qū)），至含水率達到98%后，再注入本文壓裂液驅(qū)替（后續(xù)水驅(qū)），至含水率達到98%后計算采收率。由表4可知，本文壓裂液的驅(qū)油效率（后續(xù)水驅(qū)與一次水驅(qū)原油采收率的差值）介于9.36%～10.09%，平均值為9.73%，具有良好的驅(qū)油效果，可以提高原油采收率。

表4 本文壓裂液的驅(qū)替實驗結(jié)果

3 現(xiàn)場應(yīng)用

南泥灣油田儲層致密，天然裂縫發(fā)育。其所在區(qū)域兩向水平主應(yīng)力相差較小，為形成復(fù)雜的裂縫形態(tài)提供了有利條件；并且由于鉆井方向沿最小水平主應(yīng)力方向，體積壓裂會形成垂直于井筒方向的復(fù)雜網(wǎng)狀裂縫形態(tài)，有利于溝通天然裂縫，以及增大裂縫、油氣與致密儲層的接觸面積，提高致密油井產(chǎn)量［16-29］。為此，采用本文壓裂液對該油田P132平2井進行了壓裂三采一體化先導(dǎo)試驗。

P132平2井為南泥灣油田一口水平井，水平井段長733 m，在?215.9 mm井眼下入?139.7 mm套管固井完井。該井壓裂改造級數(shù)為8，具體壓裂井段原始儲層參數(shù)見表5，表中參數(shù)由測井解釋獲得。

3.1 體積壓裂參數(shù)優(yōu)化

大排量體積壓裂有利于形成復(fù)雜裂縫形態(tài)，使得支撐劑在裂縫中有效鋪置，從而實現(xiàn)有效裂縫與儲層的接觸面積最大化。本文壓裂液在造縫時由于低黏度，在地層中所遇阻力小于胍膠壓裂液，在大排量下可形成更長、更復(fù)雜的裂縫；并且本文壓裂液攜砂能力不如胍膠壓裂液，須以大排量注入，用機械動能來彌補浮力的不足。為此，P132平2井體積壓裂施工設(shè)計采用本文壓裂液，并且采取大液量、大排量、大量前置液、低砂比、低黏度、間斷柱狀加砂和加入HE-BIO生物驅(qū)油劑的方式，以達到壓裂、增能、驅(qū)油的目的。

需要注意的是：1）體積壓裂施工時，要用大量的前置液先造縫，之后泵入攜砂液，可達到更佳的施工效果；2）單獨吞吐壓裂及返排工藝不受油層連通性好壞的影響，原油及水原路返回，其效果取決于壓裂改造體積大小以及水、原油驅(qū)替機理；3）加砂時，采用低砂比，以及多臺階診斷地層臨界進砂敏感性，可提高加砂施工成功率；3）壓裂后燜井時間不少于15 d，進一步實現(xiàn)儲層中的壓力擴散和油水置換，以提高壓裂改造效果。

3.2 壓裂施工情況及效果

P132平2井體積壓裂的井段共8段，壓裂液用量為11 148.1 m3。其中，JHFR-2減阻劑為11.148 1 m3，JHFD-2多功能添加劑為22.296 2 m3，HE-BIO生物驅(qū)油劑為12.0 m3（見表6）。P132平2井壓裂液連續(xù)混配施工，加砂量461.00m3，施工排量12 m3/min，施工壓力為 13～23 MPa，破裂壓力為 20.5～34.0 MPa，停泵壓力為9.8～11.8 MPa（見表7）。整個施工過程順利完成，本文壓裂液滿足長時間大液量大砂量連續(xù)混配壓裂的施工方式，表現(xiàn)出良好的適應(yīng)性。由圖8可以看出，壓裂施工壓力明顯降低后保持平穩(wěn)，說明本文壓裂液有助于大排量壓裂施工。

表6 P132平2井壓裂液用量統(tǒng)計 m3

表7 P132平2井壓裂施工參數(shù)統(tǒng)計

該井壓裂施工結(jié)束后，燜井36 d，然后放噴、返排、抽汲，累計產(chǎn)液量為1 821.5 m3，入井壓裂液的返排率為16.3%，含水率較為穩(wěn)定。與常規(guī)胍膠壓裂液體系相比，本文壓裂液的返排率低30百分點。這說明，利用本文壓裂液體系，可實現(xiàn)將大量壓裂液滯留地層增能、驅(qū)油的工藝目的。

4 結(jié)論

1）新一代驅(qū)油型滑溜水壓裂液體系（0.1%JHFR-2減阻劑+0.2%JHFD-2多功能添加劑+0.5%HE-BIO生物驅(qū)油劑）減阻率達83%，耐鈣鹽，30 s內(nèi)速溶，巖心傷害率低于10%，EC50值為189×104mg/L，綠色環(huán)保，界面張力達0.018 mN/m。同時,它具有良好的洗油驅(qū)油能力，有利于提高致密油藏采收率。

2）利用本文壓裂液體系，在南泥灣油田P132平2井進行的壓裂三采一體化先導(dǎo)性試驗取得成功，發(fā)揮了大液量（大于 10 m3/m）、大排量（8～12 m3/min）、低砂比（10%～15%）、低黏度（小于 3 mPa·s)、非連續(xù)段塞階梯加砂、沖量攜砂和生物驅(qū)油劑的協(xié)同作用。整個施工過程平穩(wěn)，滿足了連續(xù)在線混配施工要求，顯著降低施工摩阻及壓力，達到了體積壓裂施工設(shè)計指標。該井放噴36 d后，壓裂液返排率比常規(guī)胍膠體系低30百分點，實現(xiàn)了油井穩(wěn)定生產(chǎn)，達到了將大量壓裂液滯留地層增能、驅(qū)油的工藝目的。