頁巖儲層壓裂工作液研究進展及啟示

彭瑀，　趙金洲，　林嘯，　李柯葦

頁巖儲層壓裂工作液研究進展及啟示

彭瑀1，趙金洲1，林嘯2，李柯葦3

（1.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學(xué)，成都610500；2.中國石油川慶鉆探工程公司井下作業(yè)公司，成都610051；3.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，成都610500）

彭瑀等.頁巖儲層壓裂工作液研究進展及啟示［J］.鉆井液與完井液，2016，33（4）：8-13.

滑溜水和線性膠壓裂液體系在頁巖油氣的增產(chǎn)中得到了廣泛應(yīng)用。但隨著頁巖油氣資源開發(fā)的不斷深入，該體系也暴露出了攜砂能力有限、返排液處理難度高和對儲層傷害大等諸多問題。因此，分析了目前頁巖儲層壓裂工作液體系存在的問題，認為在掌握了頁巖軟化的損傷機理后，應(yīng)該對前期的壓裂施工和室內(nèi)巖心評價資料進行整理，對由頁巖軟化損傷造成的壓后無效井，進行再一次的增產(chǎn)嘗試。綜述了新型的頁巖儲層壓裂工作液體系，認為基于產(chǎn)出水配制壓裂液是必然的節(jié)能減排發(fā)展趨勢；泡沫壓裂液是有效的少水壓裂方案；而超低濃度、疏水締合和星形聚合物壓裂液體系都具有較強的工業(yè)應(yīng)用前景。根據(jù)調(diào)研內(nèi)容提出了頁巖儲層體積壓裂的節(jié)水方案，建議根據(jù)壓裂液再生后的類型和用途，具有針對性地凈化和處理返排液，從而降低返排液的處理成本。

頁巖氣；增產(chǎn)措施；壓裂液；儲層損害；重復(fù)用水

大型水平井分段分簇壓裂施工是頁巖油氣投產(chǎn)的必要工藝［1］，而壓裂工作液性能的優(yōu)劣，對頁巖儲層壓后產(chǎn)能和單井經(jīng)濟效益具有顯著影響。近年來，隨著油氣資源開發(fā)的不斷深入，現(xiàn)有的頁巖滑溜水壓裂液體系暴露出了攜砂能力有限、返排液處理難度高和對儲層傷害大等諸多問題。為了解決這些問題，越來越多的新型壓裂液體系被引入到了頁巖油氣的開發(fā)中，分析這些體系的優(yōu)點與適應(yīng)性，對指導(dǎo)中國頁巖儲層壓裂工作液的發(fā)展具有重要意義。筆者在廣泛調(diào)研國外相關(guān)文獻的基礎(chǔ)上，歸納了頁巖儲層壓裂工作液面臨的主要問題；綜述了基于產(chǎn)出水的壓裂液體系、泡沫壓裂液體系、超低濃度聚合物體系、疏水締合聚合物體系和星形聚合物體系的特點和發(fā)展現(xiàn)狀，最后，初步提出了壓裂工作液的循環(huán)用水方案。

1　頁巖儲層壓裂工作液面臨的問題

頁巖油氣水平井分段分簇壓裂工藝都大量使用了滑溜水和線性膠壓裂液，采用這些壓裂液體系成功增加了改造體積；但忽視了其對儲層、人工裂縫造成的傷害和后續(xù)帶來的水資源、環(huán)境問題。因此，這項工藝在產(chǎn)能優(yōu)化、節(jié)能環(huán)保和儲層傷害等方面也存在一些有待解決的問題。

1.1產(chǎn)能優(yōu)化

頁巖油氣藏的開發(fā)需要形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，而形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的必要條件是讓低黏壓裂液進入并撐開細微的天然裂縫，于是就形成了滑溜水、線性膠壓裂液體系。但低黏壓裂液的缺點也很明顯，其攜砂性能較差。為防止發(fā)生砂堵，低黏壓裂液的設(shè)計砂比低、支撐劑粒徑小、鋪砂的深度也有限，因此形成的支撐裂縫導(dǎo)流能力遠低于常規(guī)壓裂。

Kresse等人［2］通過建立的縫網(wǎng)壓裂裂縫擴展、支撐劑運移和壓后產(chǎn)能模型，模擬了不同壓裂液、不同溫度和支撐劑粒徑情況下的裂縫網(wǎng)絡(luò)幾何形態(tài)，支撐劑濃度分布和壓后產(chǎn)能遞減情況。分析模擬結(jié)果認為，雖然采用黏度較低的壓裂液可以獲得較大的改造體積，但支撐裂縫的導(dǎo)流能力對壓后產(chǎn)能也具有顯著影響，一味地追求增加改造體積而忽視波及區(qū)內(nèi)的改造強度，并不能得到最優(yōu)的產(chǎn)能。在儲層溫度較低時（＜65 ℃），滑溜水和線性膠壓裂液的攜砂性能受溫度影響不大，增加改造體積比增大改造強度對產(chǎn)能的提高效果更加明顯，在儲層溫度較高時（＞80 ℃），滑溜水和線性膠的攜砂性能嚴重受損，使用交聯(lián)凍膠壓裂液得到的產(chǎn)能更高。該項研究表明，滑溜水和線性膠壓裂液并不一定是最好的選擇，壓裂液的黏度也不是越低越好。如何確定不同地質(zhì)和工程條件下的最優(yōu)壓裂液體系及其黏度，是值得進一步深入研究探討的問題。

1.2節(jié)能環(huán)保

水平井分段分簇壓裂施工用液量大，要求水資源豐富、井場寬闊。2013年美國Barnett頁巖年鉆井?dāng)?shù)量約為1 800口，僅壓裂液的用水量就超過當(dāng)?shù)氐娘嬘盟┙o量。除了用水量大以外，如何處理返排液也是一大難點。研究對水質(zhì)要求低、可重復(fù)循環(huán)使用的壓裂液體系，或者開發(fā)無水壓裂液體系，是一個必然的發(fā)展趨勢。

1.3儲層傷害

常規(guī)壓裂液對儲層的傷害，主要可以分為液相乳化，液相造成的黏土水化、微粒運移，水相圈閉，潤濕性改變，以及壓裂液中的固相在基質(zhì)、人工裂縫中的堵塞。而在頁巖氣儲層中，除了上述問題外，還有明顯的自吸和軟化現(xiàn)象。

1）頁巖的自吸。自吸是指在毛管力作用下，儲層自發(fā)吸入潤濕相的物理過程。對于基質(zhì)致密、孔道細小的頁巖來說，這種傷害更加明顯。Dutta等人將致密砂巖氣的自吸實驗直接引入到了頁巖中［3-4］，模擬壓裂過程中的工作液自吸現(xiàn)象，如圖1所示。

圖1　自吸實驗擬合曲線［3-4］

實驗顯示，頁巖的自吸明顯強于致密砂巖；當(dāng)壓裂施工超過2 d后，頁巖自吸導(dǎo)致的含水飽和度上升，可以達到80%，對相對滲透率造成嚴重傷害。Ding等人［5］的頁巖傷害模型模擬結(jié)果同樣指出，5 h的壓裂施工，會讓壓裂液侵入裂縫壁面約4.5 cm，導(dǎo)致產(chǎn)能顯著下降，甚至形成液相圈閉，在生產(chǎn)50 d后，也有近42%的壓裂液滯留在基質(zhì)巖塊內(nèi)。

2）頁巖的軟化。軟化是指［6］水分子侵入巖石，削弱粒間聯(lián)系，使巖石變軟、強度下降的過程。與自吸相比，頁巖軟化的損傷機理更加復(fù)雜，帶來的傷害也更大。眾所周知，脆性的頁巖更易于形成縫網(wǎng)，而遇水軟化后，頁巖的脆性會大幅度下降，儲存彈塑性能量，降低改造效率。不僅如此，軟化還會讓支撐劑的嵌入更加明顯，使人工裂縫的導(dǎo)流能力顯著受損。一般而言，飽和水的頁巖強度僅有干巖樣的一半。

Zhou等人［7］和Corapcioglu等人［8］都針對頁巖的軟化損傷做了專題研究，得出了一些具有價值的結(jié)論：①目前常用的滑溜水體系并不完美，如果不能在短期內(nèi)將壓裂液盡可能地返排出來，就會產(chǎn)生極強的軟化作用，使基質(zhì)巖塊的楊氏模量下降近80%；②在清水中加入降阻劑后，楊氏模量會加倍降低；③KCl雖然有較強的黏土穩(wěn)定效果，但也是導(dǎo)致軟化的主要因素；④溫度升高對頁巖的軟化具有促進作用。針對軟化傷害的防治，Das等人［9］認為，在頁巖儲層壓裂施工設(shè)計時，就應(yīng)該充分考慮到軟化的影響，對支撐劑粒徑進行優(yōu)選，保證水力裂縫具有足夠高的導(dǎo)流能力。但這種策略過于理想，因為目前的頁巖儲層壓裂液體系攜砂能力都很差，所謂的支撐劑粒徑優(yōu)選的范圍也很有限，Das等人的方案是在損害后進行補救，并不能根除軟化傷害，研發(fā)出低軟化傷害的壓裂液體系才是該問題的解決之道。

相比于美國，中國頁巖的特點是埋藏更深、溫度更高，軟化現(xiàn)象更加嚴重。因此，應(yīng)該對前期的壓裂施工和室內(nèi)巖心評價資料進行整理，密切關(guān)注由頁巖軟化損傷造成的壓后無效井，在能確保高導(dǎo)流支撐的條件下，再一次進行壓裂增產(chǎn)的嘗試。

2　新型壓裂液體系

2.1基于產(chǎn)出水的壓裂液體系

頁巖儲層壓裂的返排液量很大，會造成嚴重的環(huán)境污染問題，而采用返排液配制壓裂液可以起到環(huán)境保護、節(jié)約水資源和降低成本等多重作用。頁巖儲層的返排液相對清潔，因為其中植物膠等易形成殘渣的成分含量較低［10］。但其返排液同樣存在礦化度高，含有機質(zhì)、細菌、易沉淀金屬離子等問題。

Kakadjian等人［11-14］首先采用緩沖劑調(diào)整了Bakken油田產(chǎn)出水（總雜質(zhì)溶解量TDS約為220～350 g/L）的pH值，再加入改性瓜膠、特殊凝膠穩(wěn)定劑和鋯交聯(lián)劑等添加劑，配制出了羧甲基羥丙基瓜膠壓裂液（CMHPG）。室內(nèi)實驗評價認為，直接采用產(chǎn)出水配制的CMHPG壓裂液比常規(guī)瓜膠壓裂液的破膠效果好，且懸砂性能優(yōu)越（靜置4 h后，懸砂液沒有顯著沉淀）。這種體系在Bakken油田的水平井分段壓裂施工中，作為混合段塞的攜砂介質(zhì)進行了應(yīng)用，壓后效果優(yōu)于采用常規(guī)瓜膠壓裂液的鄰井。

Baker Hughes公司的Gupta等人［15］以具有反聚電解質(zhì)溶液行為的部分水解兩性離子聚合物和表面活性劑為主劑，研發(fā)了基于產(chǎn)出水配制的聚合物壓裂液，而Li等人［16-18］則研究了以穩(wěn)定劑、表面活性劑、除氧劑等為輔劑的產(chǎn)出水基有機金屬交聯(lián)多糖衍生物壓裂液。前者的特點是清潔，采用該種壓裂液施工并投入生產(chǎn)后，支撐劑砂堆的滲透率保留率在80%以上（其中Marcellus產(chǎn)出水基壓裂液為99%，Bakken產(chǎn)出水基壓裂液為82%），在人工裂縫中不會形成顯著的凝膠堵塞，但其應(yīng)用的產(chǎn)出水的TDS僅在270 g/L左右。后者的主要優(yōu)點是耐高溫，可以應(yīng)對儲層溫度在135 ℃左右的壓裂施工，應(yīng)用的產(chǎn)出水的TDS上限約為330 g/L，滲透率保留率約為90%，缺點是性能比較敏感，受環(huán)境影響大，隨著產(chǎn)出水礦化度和儲層溫度的升高，需要提高稠化劑和添加劑的加量。

Halliburton的Paul等人［19］首先將產(chǎn)出水用電凝法預(yù)處理，使其中的有機質(zhì)絮凝下來（見圖2），再用剩下的液體加入新型的高抗鹽降阻劑（適用TDS＜300 g/L）來配制滑溜水，經(jīng)過對比發(fā)現(xiàn)，清水配制的滑溜水降阻率約為70%，產(chǎn)出水配制的滑溜水降阻率約為60%，但其會隨剪切時間的增加而略微下降。不僅如此，Paul等人還將清水和電凝后的污水混合（8︰2）配制了交聯(lián)壓裂液，其在94 ℃和40 s-1的剪切速度下，黏度穩(wěn)定為600 mPa·s。

圖2　電凝法處理前（左）后（右）的廢水

綜上可知，目前還沒有真正能夠適應(yīng)各種條件的經(jīng)濟實用的重復(fù)用水方法，特別是在配制交聯(lián)壓裂液時，往往都還需要進行除雜、混合清水的預(yù)處理。下一步的研究目標(biāo)，應(yīng)該是如何在不進行預(yù)處理或者簡單預(yù)處理的條件下，完全重復(fù)使用廢水的方法。

2.2泡沫壓裂液體系

泡沫壓裂液體系是實現(xiàn)頁巖少水壓裂的一種方法，相比于現(xiàn)有的滑溜水壓裂液，主要具有如下優(yōu)點。

1）泡沫壓裂液中的壓縮氣體注入到頁巖中后，可以增加返排能量，加快返排速度，降低壓裂液滯留造成的損害。

2）頁巖的毛管力高達70 MPa，但泡沫壓裂液中具有氣相組分，不會形成液相圈閉。

3）采用泡沫壓裂液后，頁巖中黏土不易水化、膨脹或運移。

4）軟化作用下降，支撐劑嵌入的可能性降低。

5）某些氣體，如CO2可以置換頁巖儲層中吸附的CH4，提高壓后初期產(chǎn)量。

Mcandrew等人［20］研究了分別采用泡沫壓裂液和常規(guī)壓裂液施工時的裂縫形態(tài)區(qū)別。發(fā)現(xiàn)泡沫干度對裂縫幾何形態(tài)有顯著影響，采用高干度泡沫壓裂液施工，得到的裂縫更高，近似圓形；而低干度泡沫壓裂液得到的裂縫幾何形態(tài)更接近采用滑溜水壓裂液得到的長窄縫。低干度泡沫壓裂液得到的支撐縫長，但液相的相對滲透率損傷更加嚴重。在進行不同區(qū)塊的壓裂時，應(yīng)該綜合考慮目標(biāo)層厚、頁巖脆性、水敏性等地質(zhì)特征，選擇適當(dāng)?shù)呐菽啥取?/p>

Richard等人［21］進行了基于二元表面活性劑體系的VES壓裂液起泡實驗研究，并設(shè)計了VES泡沫壓裂液的泡沫質(zhì)量評價設(shè)備（圖3）。

圖3　泡沫壓裂液評價設(shè)備

根據(jù)實測情況，將泡沫穩(wěn)定性等級分為10級：①1～3級：嚴重的氣體突破，評價設(shè)備中觀察到明顯的段塞流動特性，不能作為壓裂液使用；②4～5級：氣體間歇式地突破，單泡尺寸較大；③6～7級：氣體突破很少，較為理想的壓裂液材料，泡沫尺寸中等或較小；④8～10級：很好的泡沫壓裂液體系，沒有氣體突破，泡沫尺寸較小且比較均勻。最終評價結(jié)果顯示，泡沫壓裂液的最優(yōu)干度為80%～90%；但是單純地增加表面活性劑含量或者基液的黏度，并不一定能提高泡沫壓裂液的黏度或者泡沫穩(wěn)定性，對于不同的配方需要重新進行實驗評價；在基液中加入瓜膠后會顯著地提高體系的黏度，相應(yīng)地就可以減少表面活性劑的加量，降低成本。

2.3超低濃度聚合物體系

Bell等人［22］研究了一種超低濃度聚合物壓裂液體系（ULPXLS），該體系的主要目的是代替滑溜水進行頁巖儲層壓裂施工。他們將ULPXLS在施工中不同時間的黏度進行了對比（表1），認為該體系只需要很低的聚合物加量，就能極大地增加壓裂液在地層溫度和礦化度下的黏度，提高攜砂性能，因此，成本較一般聚合物而言更加低廉。滲透率保留率的實驗顯示，ULPXLS中聚合物加量為1 000和1 400 mg/L下，ULPXLS體系的滲透率保留率分別高達94%和87%，而常規(guī)滑溜水僅有81%。

表1　不同溫度和礦化度下的超低濃度聚合物壓裂液黏度

2.4其他新型聚合物壓裂液體系

針對普通聚合物剪切穩(wěn)定性差、不能直接用作壓裂液的問題，國內(nèi)外學(xué)者一般通過改變聚合物的分子結(jié)構(gòu)來提高其抗剪切性能。主要有3種方法：引入剛性單體，一般為帶環(huán)狀或者大側(cè)基的單體；合成疏水締合聚合物，通過分子鏈間疏水基團的締合作用形成可逆的三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)［23］；合成支化類聚合物，如梳形、支化、超支化和星形聚合物。

Gaillard等人［24］研發(fā)了新型締合聚合物壓裂液。實驗評價顯示，雖然締合聚合物壓裂液的抗剪切能力較瓜膠壓裂液差，但在聚合物加量足夠時，其黏度還是可以保持在100 mPa·s以上（最高溫度為90 ℃），并且其懸砂能力是常規(guī)體系的7～12倍。除此之外，在締合聚合物濃度較低時，摩阻小，應(yīng)該可作為滑溜水添加劑應(yīng)用；在濃度較高時，流變性能優(yōu)越，可以作為瓜膠的替代產(chǎn)品使用。它的缺點是價格昂貴，推廣應(yīng)用的難度較大。

國內(nèi)外學(xué)者對星形聚合物的抗剪切性能進行了大量研究：Kim等人［25］在1974年通過研究表明，7臂星形聚丙烯酰胺比線形聚合物具有更好的剪切穩(wěn)定性。Xue等人［26］在2005年通過研究表明，6臂星形聚甲基丙烯酸甲酯的構(gòu)象相對收縮，降解主要發(fā)生在星形聚合物支鏈上，對溶液黏度影響較小。Hogan等人［27］在2013年指出星形聚合物所占的空間比相同分子量的線形聚合物小，分子結(jié)構(gòu)更為緊密，所以星形聚合物具有更好的剪切穩(wěn)定性。目前國內(nèi)外尚未見星形聚合物作為稠化劑用于壓裂液的文獻報道，但星形聚合物優(yōu)異的抗剪切性能可以滿足壓裂液對稠化劑的抗剪切要求，為頁巖儲層壓裂施工的順利進行提供有效保障。

3　節(jié)水方案

在國外，循環(huán)用水已經(jīng)成為了頁巖儲層壓裂的重要研究方向。Parmar等人［28］認為增加返排率不僅可以提高產(chǎn)量，還可以提高廢水的利用率，降低后期生產(chǎn)過程中的處理費用。Blauch等人［29］和Enzien等人［30］分別研究了滑溜水的生物控制問題，認為對收集到的返排廢液需要進行細菌控制，防止細菌滋生破壞線性膠的結(jié)構(gòu)或者造成儲層損害。這也給了我們提示，在返排液的儲存過程中是否要注意細菌控制，以及其對保存條件有什么要求。

圖4是根據(jù)本文調(diào)研的內(nèi)容，綜合起來的一套節(jié)水方案。對于大型的分段壓裂施工，首先采用低黏的滑溜水泡沫壓裂液體系，張開天然裂縫形成裂縫網(wǎng)絡(luò)［20-21］；再使用高黏段塞攜帶足夠的支撐劑，制造高導(dǎo)流裂縫。在經(jīng)過返排優(yōu)化［28］后，對廢液進行儲集再利用［29-30］。根據(jù)再利用廢液的礦化度，有機質(zhì)、細菌、易沉淀金屬離子的多少，可以將其應(yīng)用到2條循環(huán)路線中，一條是預(yù)處理后直接配制成高黏攜砂段塞［11-18］，投入常規(guī)壓裂或者第二次的水平井分段壓裂使用；另一種是通過電凝法處理［19］，配制成滑溜水泡沫壓裂液或者其他新型壓裂液進行使用［22-23］。在重新配制的過程中，都應(yīng)該考察廢液的礦化度，決定是否需要與清水混配。

圖4　循環(huán)用水方案

4　結(jié)論

1.分析了頁巖儲層壓裂工作液的研究和應(yīng)用現(xiàn)狀，認為目前還主要存在產(chǎn)能優(yōu)化、節(jié)能環(huán)保和儲層損害3個方面的問題。

2.在掌握了頁巖軟化的損傷機理和特點后，應(yīng)該對前期的壓裂施工和室內(nèi)巖心評價資料進行整理，密切關(guān)注由頁巖軟化損傷造成的壓后無效井，在能確保高導(dǎo)流支撐的條件下，再一次進行壓裂增產(chǎn)的嘗試。

3.綜述了目前頁巖儲層壓裂工作液的研究進展，認為基于產(chǎn)出水配制壓裂液是必然的節(jié)能減排發(fā)展趨勢；泡沫壓裂液是有效的少水壓裂方案；而超低濃度、疏水締合和星形3種聚合物壓裂液體系都具有較強的工業(yè)應(yīng)用前景。

4.根據(jù)調(diào)研內(nèi)容提出了頁巖儲層體積壓裂的節(jié)水方案，建議根據(jù)壓裂液再生后的類型和用途，有針對性地凈化和處理返排液。

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Progress in Shale Gas Reservoir Fracturing Study and its Enlightenment

PENG Yu1， ZHAO Jinzhou1， LIN Xiao2， LI Kewei3
（1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation， Southwest Petroleum University， Chengdu，Sichuan 610500；2. CCDC Downhole Service Company， Chengdu， Sichuan 610051；3.School of Geoscience and Technology， Southwest Petroleum University， Chengdu， Sichuan 610500）

Slick water fracturing fluids and linear colloid fracturing fluids， though widely used in shale gas stimulation jobs， have deficiencies such as poor sand carrying capacity， difficulties in the treatment of the flowback fluids， and damage to the productivity of reservoirs， etc. Based on the analyses of the problems found of the fracturing fluids presently in use， it is concluded that after understanding the mechanism of the damage of shales by softening， the field operation and laboratory study data should be reviewed，and those wells with failed fracturing jobs can be re-fractured. By summarizing the newly developed fracturing fluids， it is understood that formulation of fracturing fluids with produced water is prospective in the future for energy saving and waste disposal. Foam fracturing fluid is a kind of fracturing fluids that can be formulated with less amount of water. Ultra-low concentration polymer fracturing fluid， hydrophobic association polymer fracturing fluid and star polymer fracturing fluid will be widely used in the future. A water saving SRV fracturing program for shale gas stimulation is presented based on data survey， and it is suggested that the flowback fluids be purified and treated in accordance with the type and application of the fracturing fluid formulated with the liquid from the used fracturing fluids， thus reducing the treatment cost of the flowback fluids.

Shale gas； Stimulation； Fracturing fluid； Reservoir damage； Reuse of water

TE357.12

A

1001-5620（2016）04-0008-06

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.002

國家自然科學(xué)基金重大項目“頁巖地層動態(tài)隨機裂縫控制機理與無水壓裂理論”（51490653）和國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃（973計劃）項目“頁巖氣儲層壓裂改造機理研究”（2013CB228004）。

彭瑀，1988年生，西南石油大學(xué)在讀博士研究生，主要從事油氣藏壓裂酸化理論與應(yīng)用的研究工作。E-mail：pengyu_frac@foxmail.com。

趙金洲，1962年生，教授，博士生導(dǎo)師，西南石油大學(xué)校長，主要從事油氣藏壓裂酸化理論與應(yīng)用的教學(xué)和科研工作。

（2016-6-9；HGF=1604F4；編輯付玥穎）