自懸浮支撐劑的性能評價與現(xiàn)場應用

董林芳,陳新陽

(天津中海油服化學有限公司，天津 300301)

目前，油氣儲層壓裂時主要采取先配制壓裂液，再由壓裂液攜帶支撐劑進入地層進行儲層改造的方式，施工工藝比較復雜，且使用的壓裂液以凍膠壓裂液為主，對儲層的傷害較大。自懸浮支撐劑是將支撐劑和壓裂液合二為一的一種提高壓裂效率和油氣產量的新型壓裂材料，由硬質骨料(即傳統(tǒng)支撐劑)和表面可水化膨脹的高分子聚合物組成，遇水后體積膨脹，體積密度降低，在清水中可保持懸浮狀態(tài)。使用自懸浮支撐劑可實現(xiàn)清水壓裂、簡化配液流程，同時能優(yōu)化有效裂縫體積、提高壓裂效率和油氣產量[1-3]。目前,國內外自懸浮支撐劑的研究主要集中在室內性能評價上，較少研究自懸浮支撐劑的制備工藝和現(xiàn)場應用[4-8]。為此，筆者以陶粒砂、速溶液體改造劑[9]和高分子聚合物作為原料制備了一種自懸浮支撐劑。室內評價認為，該支撐劑的基礎性能與常規(guī)支撐劑相當，其他性能指標優(yōu)于常規(guī)支撐劑，可滿足清水壓裂施工需求,5口井現(xiàn)場應用效果也較好。

1 自懸浮支撐劑的制備

根據(jù)懸浮機理，自懸浮支撐劑主要分為膨脹型自懸浮支撐劑和黏彈型自懸浮支撐劑。膨脹型自懸浮支撐劑的外涂層在水中可以膨脹，使支撐劑體積增大，密度降低，達到在清水中懸浮的狀態(tài)[5]。黏彈型自懸浮支撐劑的外涂層可溶解在清水中，使其黏度及彈性增大，從而降低支撐劑的沉降速度。2種自懸浮支撐劑都采用在陶?；蚴⑸氨砻姘灿袡C高分子聚合物膜的方式。

筆者以陶粒砂、速溶液體改造劑[9]和高分子聚合物為原料，制備了一種黏彈型自懸浮支撐劑。速溶液體改造劑與支撐劑、高分子聚合物加熱混合，蒸發(fā)并冷卻后包覆在支撐劑上形成覆膜。其中，速溶液體改造劑可對水溶性高分子聚合物增稠劑進行液體改造，配制成懸浮液，同時能對支撐劑進行覆膜。

制備方法為：用螺旋輸送器將陶粒加入涂覆釜內，開啟加熱并攪拌，將速溶液體改造劑均勻涂覆于陶粒支撐劑表面，繼續(xù)攪拌，維持體系溫度為90 ℃，加入高分子聚合物，繼續(xù)攪拌30 min，反應結束冷卻后即得到自懸浮支撐劑。

2 自懸浮支撐劑性能評價

根據(jù)石油天然氣行業(yè)標準，結合自懸浮支撐劑的特點，對該支撐劑的基礎性能、懸浮形成時間、懸浮穩(wěn)定性、耐溫耐剪切性能、破膠性能、導流能力、防膨性能和助排性能進行了室內實驗評價。

2.1 基礎性能

按照石油天然氣行業(yè)標準《水力壓裂和礫石充填作業(yè)用支撐劑性能測試方法》(SY/T 5108—2014)，測試了20/40目自懸浮支撐劑的物理性能，并與同粒徑的陶粒進行了對比，結果見表1。由表1可知，自懸浮支撐劑的物理、化學基礎性能與陶粒相當。

表1 自懸浮支撐劑的基礎性能測試結果Table 1 Basic performance test results of self-suspending proppant

2.2 懸浮形成時間

自懸浮支撐劑表面的懸浮材料遇水溶解后使支撐劑達到懸浮狀態(tài)需要的時間稱為懸浮形成時間。將自懸浮支撐劑加入到水中，放入恒溫水浴鍋中攪拌，測定該支撐劑達到完全懸浮狀態(tài)需要的時間，結果見圖1。

圖1 懸浮形成時間與砂比的關系曲線Fig.1 Relationship curve between suspending forming time and sand concentration

從圖1可以看出:在砂比為10%～30%、溫度為25 ℃時，自懸浮支撐劑在水中的懸浮形成時間均小于140 s，低于常規(guī)壓裂支撐劑從地面進入壓裂目的層的時間，能夠滿足現(xiàn)場壓裂施工的需求；隨著砂比增大，溶解在水中的懸浮材料增加，高分子鏈間空間充填得更完整，懸浮形成時間也逐漸縮短；溫度升高，懸浮材料的溶解速度加快，因而也縮短了懸浮形成時間。

2.3 懸浮穩(wěn)定性

配制砂比為10%的自懸浮支撐劑壓裂液，放入密閉試管中，置于烘箱中加熱，測定不同溫度下自懸浮支撐劑完全沉降下來所需要的時間。在25，60，90和110 ℃溫度下分別靜置10，4，3和2 h后均處于懸浮狀態(tài)，表明自懸浮支撐劑具有優(yōu)異的懸浮穩(wěn)定性和耐溫性，耐溫達110 ℃。

2.4 耐溫耐剪切性能

壓裂液的耐溫耐剪切性能會直接影響其攜砂和造縫能力。砂比為10%的自懸浮支撐劑壓裂液沉降后取上層清液，采用HAAKE RS6000型高溫旋轉流變儀測試了不同溫度下壓裂液黏度隨剪切時間的變化情況，結果見圖2。

圖2 自懸浮支撐劑壓裂液耐溫耐剪切性能測試結果Fig.2 Test results of temperature and shear resistance for self-suspending proppant fracturing fluid

從圖2可以看出，壓裂液的黏度隨著剪切時間增長和溫度升高均降低。試驗溫度為110 ℃時，剪切120 min后其黏度仍保持在50 mPa·s以上，滿足石油天然氣行業(yè)標準《壓裂液通用技術條件》(SY/T 6376—2008)中水基壓裂液表觀黏度不小于50 mPa·s的要求，說明該壓裂液耐溫可達110 ℃，具有良好的耐溫耐剪切性能，能夠適用于儲層溫度不高于110 ℃的壓裂施工。

2.5 破膠性能

在自懸浮支撐劑壓裂液中加入一定量的破膠劑過硫酸銨和激活劑PA-SSPJ，在不同溫度下進行破膠試驗，每隔一段時間測定溶液的表觀黏度，并觀察破膠情況；表觀黏度不再發(fā)生變化時即為完全破膠，記錄完全破膠時間和破膠液黏度，并測定破膠液的殘渣含量，結果見表2。

表2 自懸浮支撐劑壓裂液的破膠性能評價結果Table 2 Evaluation results of the gel breaking performance for self-suspending proppant fracturing fluid

從表2可以看出，在不同溫度和不同破膠劑加量條件下，自懸浮支撐劑壓裂液破膠液的殘渣含量均低于100 mg/L，滿足石油天然氣行業(yè)標準《壓裂液通用技術條件》(SY/T 6376—2008)中水基壓裂液殘渣含量不大于600 mg/L的要求。試驗測得羥丙基胍膠壓裂液在60 ℃、破膠劑加量為0.10%時的殘渣含量為118.4 mg/L，而相同試驗條件下自懸浮支撐劑壓裂液的殘渣含量低于60 mg/L，說明自懸浮支撐劑壓裂液對儲層造成的二次傷害較小。

2.6 導流能力

對20/40目自懸浮支撐劑和普通陶粒進行破膠、純化處理，在砂比為10%的支撐劑壓裂液中加入0.03%的過硫酸銨，在90 ℃恒溫水浴中進行破膠試驗。將容器中的上層清液過濾掉，用蒸餾水沖洗支撐劑，然后置于恒溫干燥箱中干燥2 h，冷卻至室溫得到支撐劑。

采用支撐劑導流能力測試儀，參照石油天然氣行業(yè)標準《壓裂支撐劑充填層短期導流能力評價推薦方法》(SY/T 6302—2009)，評價20/40目自懸浮支撐劑和20/40目陶粒支撐劑破膠后在不同閉合壓力下的導流能力，結果見圖3。由圖3可知，自懸浮支撐劑經過破膠劑的破膠作用后仍保持了較高的導流能力，且與陶粒支撐劑的導流能力基本相同。

圖3 2種支撐劑的導流能力對比Fig.3 Comparison of flow conductivity with two kinds of proppants

2.7 防膨性能

壓裂液侵入儲層后，會引起儲層中的黏土礦物(如蒙脫石、高嶺石、伊利石等)發(fā)生水化膨脹和分散運移，降低儲層的滲透率，對地層造成傷害[10-11]，使用黏土穩(wěn)定劑可以抑制黏土膨脹和分散運移，降低對儲層的傷害。在90 ℃溫度下采用離心法對砂比為10%、黏土穩(wěn)定劑加量為1.0%的自懸浮支撐劑壓裂液的破膠液進行防膨性能評價試驗。結果表明，未加入黏土穩(wěn)定劑的破膠液的防膨率為51.2%，防膨性能較差，加入KCl、三甲胺季銨鹽和聚季銨鹽等3種黏土穩(wěn)定劑的破膠液的防膨率分別為85.5%，88.1%和86.8%?，F(xiàn)場施工時根據(jù)儲層情況添加適量防膨劑，均可提高防膨率，改善防膨效果。

2.8 助排性能

壓裂施工過程中，大量的入井流體由于無法及時返排,導致流體與地層巖石孔隙發(fā)生物理化學作用，帶來水鎖等儲層傷害，因此必須在壓裂液中加入助排劑，以提高壓裂后破膠液的返排率[12]。對砂比為10%、助排劑PA-SSP2加量為1.0%、溫度為90℃時的自懸浮支撐劑壓裂液的破膠液進行助排性能評價試驗。其中，助排劑PA-SSP2是由氟碳表面活性劑、陽離子雙子表面活性劑和助溶劑復配而成的高表面活性助排劑。結果表明，未加入助排劑的破膠液的表面張力、界面張力分別為36.2和10.7 mN/m，加入助排劑PA-SSP2后，表面張力和界面張力分別為25.6和0.4 mN/m，

有利于后期返排作業(yè)的進行。

3 現(xiàn)場應用

3.1 壓裂工藝

1) 壓裂流體的配制。根據(jù)施工要求和儲層特點配制活性水和前置液，活性水配方為“1.0%助排劑PA-SSP2+1.0%防膨劑”。

2) 自懸浮支撐劑壓裂液泵注工藝與常規(guī)支撐劑壓裂液泵注工藝一樣，將“胍膠+交聯(lián)劑+支撐劑+活性水”替換為“自懸浮支撐劑+活性水”，砂比按照儲層施工要求進行控制。

3) 整個加砂過程中都需要添加破膠劑，以楔形方式添加，根據(jù)儲層溫度選取合適的破膠劑。

4) 壓裂液的返排。完成自懸浮支撐劑壓裂施工后，根據(jù)地層溫度確定關井時間。

3.2 應用效果

延長油田和遼河油田的5口井應用自懸浮支撐劑進行了壓裂施工，井深800.00～3 000.00 m，井底溫度40～110 ℃，砂比10%～40%，施工排量1.5～3.2 m3/min，施工壓力10～45 MPa，施工成功率100%。5口井壓裂后的油氣產量與采用常規(guī)壓裂的鄰井相比提高了10%～55%，達到了預期目的。下面以延長油田X-1井為例分析其應用效果。

延長油田X-1井屬于低產井，為了提高單井產能，對該井進行了自懸浮支撐劑壓裂改造。X-1井井深1 103.00 m，壓裂層段為1 013.00～1 016.00 m，地層溫度53 ℃。該井設計采用聚合物壓裂液為前置液造縫、活性水攜自懸浮支撐劑加砂支撐裂縫的壓裂方案。壓裂施工時，首先泵注前置液造縫，然后采用活性水攜自懸浮支撐劑加砂支撐裂縫，施工排量約1.8 m3/min，總液量63.8 m3，加砂量12.0 m3，平均砂比29%，施工壓力13～14 MPa。施工曲線如圖4所示。

X-1井采用自懸浮支撐劑壓裂施工后初期產油量為2.8 t/d，壓裂施工后3個月之內的產油量穩(wěn)定在1.7 t/d。鄰井X-2井采用羥丙基胍膠壓裂液進行壓裂，需要提前配制壓裂液，而X-1井采用自懸浮支撐劑進行壓裂，不需提前配制壓裂液，施工流程得到了簡化。兩井相比，X-1井增產效果較好，見表3。

圖4 X-1井自懸浮支撐劑壓裂施工曲線Fig.4 Fracturing curves in well X-1 with self-suspending proppant

表3 X-1井與鄰井X-2井壓裂效果對比

4 結 論

1) 以陶粒、速溶液體改造劑和高分子聚合物為原料制備了一種自懸浮支撐劑，其導流能力與常規(guī)支撐劑相當，懸浮形成時間短，具有較好的懸浮穩(wěn)定性能和耐溫耐剪切性能，殘渣含量低。

2) 自懸浮支撐劑的評價還不夠全面，缺少自懸浮支撐劑壓裂液體系濾失性能和其對儲層傷害等方面的評價分析；為滿足高溫井的壓裂需求，需要進一步提高自懸浮支撐劑的抗溫性能。

3) 延長油田X-1井現(xiàn)場試驗結果表明，該自懸浮支撐劑能夠滿足壓裂施工需求，簡化施工流程，且增產效果較好。今后應加強現(xiàn)場施工配套工藝研究，為其大規(guī)模推廣應用提供保障。