劉培培，何定凱，潘柯羽，王清剛

中國(guó)石油吉林油田分公司油氣工程研究院，吉林 松原 138000

頁(yè)巖油、致密油是典型的非常規(guī)油藏，具有低孔低滲的特點(diǎn)，通常無(wú)自然產(chǎn)能，需借助水力壓裂才能實(shí)現(xiàn)其工業(yè)級(jí)開(kāi)發(fā)［1-5］。目前，滑溜水壓裂能夠制造大規(guī)模復(fù)雜縫網(wǎng)、溝通地層天然裂縫，實(shí)現(xiàn)非常規(guī)油藏的增產(chǎn)，從而成為全世界范圍內(nèi)應(yīng)用最廣泛的技術(shù)［6-9］。常規(guī)滑溜水主要由減阻劑復(fù)配一些其他添加劑組成，具有低黏度、低殘?jiān)?、減阻效果良好且對(duì)地層傷害小等優(yōu)點(diǎn)［10-11］，但也存在一些問(wèn)題，主要表現(xiàn)在：顆粒類(lèi)減阻劑溶解緩慢，不利于現(xiàn)場(chǎng)混配［12-13］；攜砂能力差，主要依靠高排量提高攜砂能力，導(dǎo)致施工摩阻增加［14-15］；抗鹽能力弱，遇高礦化度地層水產(chǎn)生“鹽析”效應(yīng)使性能降低［16］，導(dǎo)致返排液無(wú)法循環(huán)利用，易造成環(huán)境污染，而使用清水配液則大量消耗淡水資源，對(duì)于淡水資源匱乏的地區(qū)是一大弊端；對(duì)溫度相對(duì)敏感，不利于西北、東北等極寒地區(qū)冬季施工。針對(duì)以上問(wèn)題，筆者開(kāi)發(fā)了一種適用于頁(yè)巖油、致密油等非常規(guī)油藏的多功能滑溜水體系，該體系不僅增黏快、減阻好，能夠?qū)崿F(xiàn)在線(xiàn)混配，而且具有變黏攜砂、循環(huán)配液、耐溫性強(qiáng)及驅(qū)油增效等特點(diǎn)。該滑溜水體系在吉林探區(qū)頁(yè)巖油、致密油區(qū)塊均已應(yīng)用，并且取得了良好的改造效果。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 藥品和試劑

減阻劑：通過(guò)反相乳液聚合法自主合成的油包水型聚合物乳液型減阻劑，分子量1.75×107。

納米乳液：使用表面活性劑、油、水、表面活性劑助劑配制而成的納米級(jí)別分散體系，其膠束直徑為10~30 nm，平均為20 nm，膠束內(nèi)部為檸檬烯有機(jī)溶劑、外部為非離子型表面活性劑。

KCl、MgCl2、CaCl2均為分析純，遼寧泉瑞試劑有限公司。

1.2 測(cè)試儀器

D90-A型電動(dòng)攪拌機(jī)，青島海通達(dá)專(zhuān)用儀器有限公司；ZNN-D6A型六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，青島膠南分析儀器廠(chǎng)；Sigma 703D型表界面張力儀，瑞典百歐林科技有限公司；HBLZ-Ⅱ型流體流動(dòng)阻力測(cè)試儀，江蘇宏博機(jī)械制造有限公司；Haake MARS型旋轉(zhuǎn)流變儀，德國(guó)ThermoFisher公司。

1.3 實(shí)驗(yàn)和測(cè)試方法

1.3.1 溶解實(shí)驗(yàn)

按0.1%~0.6%減阻劑與0.2%納米乳液配制不同濃度滑溜水體系，每30 s測(cè)定體系表觀(guān)黏度，繪制表觀(guān)黏度隨時(shí)間的變化曲線(xiàn)。

1.3.2 減阻率實(shí)驗(yàn)

滑溜水的減阻率即為清水與滑溜水在相同條件下流經(jīng)相同管路所產(chǎn)生壓差的差值與清水產(chǎn)生的壓差之比，其計(jì)算見(jiàn)式（1）。

式中：DR為滑溜水減阻率，%；Δp1為清水流經(jīng)管路時(shí)的壓差，Pa；Δp2為滑溜水流經(jīng)管路時(shí)的壓差，Pa。

分別測(cè)定不同減阻劑濃度的滑溜水在25℃條件下流經(jīng)直徑為10 mm、長(zhǎng)度為3 m的管路的減阻率。

1.3.3 攜砂性實(shí)驗(yàn)

配制減阻劑體積分?jǐn)?shù)分別為0.4%、0.6%的多功能滑溜水，按照15 %砂比加入212~425 μm低密度陶粒支撐劑（體積密度1.46 g/cm3，視密度2.61 g/cm3），充分?jǐn)嚢韬箪o置，定期觀(guān)察并計(jì)算懸浮支撐劑的沉降比例和平均沉降速率。

沉降比例計(jì)算見(jiàn)式（2）。

式中：η為懸浮支撐劑上端面的沉降比例，%；s為懸浮支撐劑上端面的沉降距離，mm；l為混合液液面總高度，mm。

平均沉降速度計(jì)算見(jiàn)式（3）。

式中：v為懸浮支撐劑上端面的平均沉降速率，mm/s；t為混合液充分?jǐn)嚢韬箪o置的時(shí)間，s。

1.3.4 耐鹽實(shí)驗(yàn)

1）耐一價(jià)鹽實(shí)驗(yàn)。使用礦化度為30 000 mg/L的KCl溶液配制滑溜水，在管路流速為8.5 m/s條件下測(cè)定其減阻率，并與清水配液滑溜水減阻率進(jìn)行對(duì)比，計(jì)算減阻率變化率。

2）耐二價(jià)鹽實(shí)驗(yàn)。使用不同Ca2+、Mg2+含量的溶液配制滑溜水，溶解3 min后測(cè)定其表觀(guān)黏度，分析Ca2+、Mg2+含量對(duì)滑溜水表觀(guān)黏度的影響。

1.3.5 耐溫實(shí)驗(yàn)

因滑溜水需要在現(xiàn)場(chǎng)即配即用，從而對(duì)減阻劑乳液的保存提出了更高要求。本研究以減阻劑乳液的耐溫性來(lái)表證滑溜水的耐溫性。將減阻劑乳液放置于-30~40℃環(huán)境中靜置24 h，確保乳液整體溫度達(dá)到設(shè)定溫度后，檢測(cè)乳液的黏度及流動(dòng)性，然后檢測(cè)減阻劑乳液在室溫（25℃）條件下恢復(fù)24 h后的黏度。

1.3.6 驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

選擇質(zhì)量法測(cè)定滑溜水的滲吸驅(qū)油效率。將地層巖心抽真空飽和煤油后，將其放入裝滿(mǎn)滑溜水破膠液的滲吸瓶中，使巖心內(nèi)的煤油與外部的破膠液進(jìn)行滲吸置換，觀(guān)察滲吸瓶刻度線(xiàn)處驅(qū)出煤油的體積，根據(jù)式（4）計(jì)算滲吸驅(qū)油效率。

式中：η為滲吸驅(qū)油率，%；V為滲吸驅(qū)出煤油體積，mL；m2為飽和煤油后的巖心質(zhì)量，g；m1為干巖心質(zhì)量，g；ρ0為煤油的密度，一般取值為0.8 g/cm3。

2 結(jié)果與討論

2.1 滑溜水體系組成

經(jīng)大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)得出，減阻劑體積分?jǐn)?shù)為0.1%時(shí)，最高減阻率為74.84%，滿(mǎn)足造縫要求；減阻劑體積分?jǐn)?shù)為0.4%和0.6%時(shí)，最高減阻率分別為74.26%和65.79%，能夠滿(mǎn)足現(xiàn)場(chǎng)施工中對(duì)減阻、攜砂的要求，且在施工中不需要額外添加交聯(lián)劑，僅需根據(jù)施工需要調(diào)節(jié)減阻劑濃度即可實(shí)現(xiàn)低黏滑溜水與高黏攜砂液的實(shí)時(shí)切換，低黏滑溜水構(gòu)造復(fù)雜縫網(wǎng)，高黏滑溜水提高加砂量，從而實(shí)現(xiàn)密切割高砂量的體積改造。

將納米乳液復(fù)配到滑溜水體系中，能夠改善巖石潤(rùn)濕性，增強(qiáng)巖石親水性，提高液體在巖石表面的延展性，從而剝離置換原油［17］。納米乳液使用濃度的優(yōu)選見(jiàn)圖1。由圖1可知：隨著乳液體積分?jǐn)?shù)升高，液體表面張力和界面張力（乳液與煤油的界面張力）均下降，當(dāng)納米乳液體積分?jǐn)?shù)超過(guò)0.2%時(shí)，表面張力和界面張力下降減緩，基本趨于穩(wěn)定，因此選擇使用體積分?jǐn)?shù)為0.2%的納米乳液。

圖1 納米乳液體積分?jǐn)?shù)對(duì)表/界面張力的影響

2.2 滑溜水性能評(píng)價(jià)

2.2.1 增黏性能

非常規(guī)儲(chǔ)層壓裂以增大改造體積為主要目的，施工規(guī)模較大，千方砂萬(wàn)方液的施工場(chǎng)面不在少數(shù)，這就對(duì)滑溜水的溶解與增黏性提出了更高要求。壓裂前期造縫階段，需要滑溜水能夠快速溶解起黏，以滿(mǎn)足現(xiàn)場(chǎng)連續(xù)混配的要求；后期攜砂階段需要滑溜水快速提升至較高的黏度，以滿(mǎn)足懸砂的要求。選擇0.1%、0.4%和0.6%的減阻劑，分別測(cè)定減阻劑滑溜水表觀(guān)黏度隨時(shí)間的變化，結(jié)果見(jiàn)圖2。由圖2可知：3種濃度的減阻劑滑溜水30 s后溶解能達(dá)到90%以上，90 s后溶解基本完成，說(shuō)明該滑溜水溶解時(shí)間短，起黏快，具備現(xiàn)場(chǎng)連續(xù)混配條件，保證進(jìn)井筒之前已完成溶解過(guò)程。

圖2 不同減阻劑滑溜水的增黏性能

2.2.2 減阻性能

圖3是0.1%、0.4%和0.6%減阻劑滑溜水在不同流速中的減阻率曲線(xiàn)。由圖3可知：隨著流速增大，減阻率逐漸升高，當(dāng)流速為8 m/s左右時(shí)，減阻率基本達(dá)到最高值。減阻劑體積分?jǐn)?shù)為0.1%時(shí)，作為壓裂前期造縫的低黏滑溜水，其減阻率最高為74.84%；減阻劑體積分?jǐn)?shù)為0.4%時(shí)，作為低黏攜砂液，減阻率最高為74.26%；減阻劑體積分?jǐn)?shù)為0.6%時(shí)，作為高黏攜砂液，減阻率最高為65.79%。因此，3種濃度減阻劑滑溜水的減阻性能良好，能夠有效降低施工中的沿程摩阻。

圖3 不同減阻劑滑溜水的減阻性能

2.2.3 攜砂性能

圖4是0.4%、0.6%的減阻劑滑溜水的靜態(tài)攜砂能力曲線(xiàn)。由圖4可知：靜置120 min后，0.4%的減阻劑滑溜水沉降比例為18.52%，平均沉降速率為1.5×10-4mm/s；0.6%的減阻劑多功能滑溜水沉降比例為15.63%，平均沉降速率為9.5×10-4mm/s，均表現(xiàn)出低濃度高攜砂特性。

圖4 不同減阻劑滑溜水的靜態(tài)攜砂能力

通過(guò)對(duì)上述兩種不同濃度減阻劑滑溜水的黏彈性檢測(cè)，可知該滑溜水屬于彈性為主的液體，檢測(cè)結(jié)果見(jiàn)表1。由表1可知：隨著減阻劑體積分?jǐn)?shù)升高，儲(chǔ)能模量G'與耗能模量G″均增大，表明液體表觀(guān)黏度增加的同時(shí)彈性也在增強(qiáng)；由于G'/G″也在增大，可知其彈性模量增長(zhǎng)速率超過(guò)黏性模量增長(zhǎng)速率，因此表觀(guān)黏度這一指標(biāo)不應(yīng)作為衡量該滑溜水?dāng)y砂性能的唯一標(biāo)準(zhǔn)［18-19］。由此可知：該滑溜水是黏性與彈性共同攜砂，且彈性對(duì)其攜砂性能的貢獻(xiàn)遠(yuǎn)大于黏性。

表1 多功能滑溜水黏彈性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

2.2.4 耐鹽性能

我國(guó)非常規(guī)油藏多數(shù)位于水資源匱乏地區(qū)［20-21］，為了使水資源得到充分利用且防止返排液帶來(lái)污染，要求滑溜水能夠循環(huán)配液，需要使用礦化度高的返排液或產(chǎn)出水直接配液。

表2是不同配方減阻劑對(duì)多功能滑溜水減阻率的影響。由表2可知：高礦化度的KCl溶液雖然使滑溜水體系的減阻率降低，但減阻率變化率均在2%范圍內(nèi)，說(shuō)明該滑溜水具有非常好的耐一價(jià)鹽能力。

表2 KCl對(duì)多功能滑溜水減阻率的影響

高價(jià)陽(yáng)離子的降黏作用比低價(jià)陽(yáng)離子的降黏作用更強(qiáng)，而且，在高價(jià)陽(yáng)離子含量過(guò)高時(shí)會(huì)引起聚合物的交聯(lián)，使聚合物從溶液中沉淀出來(lái)，這就是所謂的聚合物與油田水不配伍［22］。在壓裂過(guò)程中，如果使用返排水，水中會(huì)有Ca2+、Mg2+。圖5為Ca2+和Mg2+含量對(duì)0.4%的減阻劑滑溜水表觀(guān)黏度的影響。由圖5可知：當(dāng)Ca2+和Mg2+質(zhì)量濃度之和低于1 000 mg/L時(shí)，對(duì)黏度影響不大；當(dāng)Ca2+和Mg2+質(zhì)量濃度之和在1 000~3 000 mg/L時(shí)，滑溜水黏度雖有明顯降低趨勢(shì)，但黏度保持率仍在90%以上；后期隨著Ca2+、Mg2+質(zhì)量濃度進(jìn)一步升高，黏度降低趨勢(shì)減緩，滑溜水中沒(méi)有沉淀絮凝產(chǎn)生，說(shuō)明該滑溜水對(duì)Ca2+、Mg2+耐受性很高，對(duì)水質(zhì)有很強(qiáng)的適應(yīng)性。

圖5 Ca2++Mg2+對(duì)多功能滑溜水表觀(guān)黏度的影響

2.2.5 耐溫性能

表3是不同溫度對(duì)減阻劑乳液性能的影響。由表3可知：檢測(cè)溫度范圍內(nèi)，隨溫度降低，乳液黏度增大，流動(dòng)變慢；但在恢復(fù)室溫后，流動(dòng)性與黏度基本恢復(fù)，低溫恢復(fù)反而比高溫恢復(fù)后黏度有所提升。減阻劑乳液恢復(fù)室溫后，肉眼觀(guān)察無(wú)沉淀、無(wú)絮凝產(chǎn)生。

表3 溫度對(duì)減阻劑乳液性能的影響

2.2.6 驅(qū)油性能

多功能滑溜水在進(jìn)入地層后，其破膠液很容易進(jìn)入巖石微小孔隙內(nèi)部，從而發(fā)揮出它的驅(qū)油增效功能［23］。選用吉林探區(qū)頁(yè)巖油、致密油區(qū)塊的巖心進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，滲吸排驅(qū)72 h后的驅(qū)油效率見(jiàn)表4。由表4可知：多功能滑溜水對(duì)頁(yè)巖的滲吸驅(qū)油率為71.25%，對(duì)致密砂巖的滲吸驅(qū)油率為74.16%，說(shuō)明該滑溜水體系具有穩(wěn)定且高效的驅(qū)油效率。

表4 多功能滑溜水破膠液的滲吸驅(qū)油效率

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

目前，多功能滑溜水已在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用兩口井，其中，J36-5井使用0.1%的減阻劑滑溜水9 641 m3，使用0.6%的減阻劑滑溜水4 434 m3，用液強(qiáng)度達(dá)807 m3/m；JY1井使用0.1%的減阻劑滑溜水10 936 m3，使用0.6%的減阻劑滑溜水3 598 m3，用液強(qiáng)度達(dá)75.7 m3/m。兩口井均達(dá)設(shè)計(jì)要求，壓裂成功率100%，施工情況見(jiàn)表5。由表5可知：施工中兩井的最高砂密度為540~550 kg/m3，減阻率在77%以上，表明該滑溜水體系有良好的攜砂性能與減阻效果，壓后兩井日產(chǎn)油9.8~14.4 m3，證明多功能滑溜水具有驅(qū)油增效的特點(diǎn)。

表5 試驗(yàn)井壓裂施工及試油情況

4 結(jié) 論

1）針對(duì)頁(yè)巖油、致密油等典型非常規(guī)油藏，研發(fā)了多功能滑溜水體系，主要成分為0.1%~0.6%減阻劑+0.2%納米乳液。減阻劑為聚合物乳液型，分子量1.75×107，合成中引入了離子型單體來(lái)增強(qiáng)減阻劑性能；納米乳液膠束直徑平均20 nm，能夠改善巖石潤(rùn)濕性，剝離置換原油。

2）多功能滑溜水體系溶解時(shí)間短，滿(mǎn)足連續(xù)混配要求，且減阻性能良好；施工中不需要添加交聯(lián)劑，僅靠提高減阻劑濃度即可實(shí)現(xiàn)變黏攜砂；對(duì)水質(zhì)與環(huán)境的適應(yīng)性強(qiáng)，抗鹽性能良好，可以使用返排液循環(huán)配液，且能適應(yīng)冬季極寒地區(qū)的壓裂施工；能夠驅(qū)油增效，具有穩(wěn)定且高效的滲吸驅(qū)油效率。

3）多功能滑溜水在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中取得良好效果，壓裂成功率為100%，驅(qū)油增效效果明顯，證明了其技術(shù)優(yōu)勢(shì)。