裂縫穩(wěn)定劑實(shí)驗(yàn)評價

張景臣，張士誠，卞曉冰，莊照峰，郭天魁

（1. 英國Heriot-Watt大學(xué)；2. 中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；3. 中國石化石油工程技術(shù)研究院）

0 引言

壓裂充填防砂井在壓裂液返排以及生產(chǎn)過程中由于砂巖膠結(jié)疏松、產(chǎn)出液流速較大等原因?qū)е铝芽p不穩(wěn)定[1-3]。裂縫穩(wěn)定劑是保持裂縫形態(tài)穩(wěn)定的黏性液體，既可以加入支撐劑中通過攪拌形成均勻涂覆層，也可直接注入壓裂后的裂縫中。裂縫穩(wěn)定劑對于壓裂后保持裂縫形態(tài)穩(wěn)定、維持裂縫導(dǎo)流能力、減少地層砂侵入有重要作用，其主要作用機(jī)理是通過黏性高分子化合物增加支撐劑之間的黏性膠結(jié)作用從而增強(qiáng)裂縫的穩(wěn)定性。目前，國內(nèi)外對裂縫穩(wěn)定劑的研究和應(yīng)用較少，雖然有關(guān)于覆膜砂和表面改性材料（SMA）應(yīng)用方面的報(bào)道，但并沒有考慮它們對不同壓裂液的適應(yīng)性和防砂效果[4-14]。本文通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)分析不同裂縫穩(wěn)定劑配比下的支撐劑導(dǎo)流能力和支撐劑防砂效果，以及裂縫穩(wěn)定劑與胍膠壓裂液和表面活性劑壓裂液（VES壓裂液）的適配性。根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果對該裂縫穩(wěn)定劑進(jìn)行評價，對其用量進(jìn)行優(yōu)化，并通過實(shí)驗(yàn)?zāi)M評價疏松砂巖生產(chǎn)過程中裂縫穩(wěn)定劑保持裂縫導(dǎo)流能力效果和防砂性能。

1 裂縫穩(wěn)定劑組分及作用機(jī)理

裂縫穩(wěn)定劑主要包括改性樹脂（主成分為優(yōu)選出的呋喃樹脂）、固化劑、偶聯(lián)劑及其他添加劑。目前各類樹脂材料廣泛應(yīng)用于化學(xué)固砂等領(lǐng)域，其具有線性、網(wǎng)狀、體型等分子結(jié)構(gòu)，相對分子質(zhì)量大小不一且平均值較低。改性樹脂分子中的強(qiáng)極性基團(tuán)與支撐劑表面極性基團(tuán)有親和作用，可產(chǎn)生物理吸附，向支撐劑表面遷移并強(qiáng)烈黏附在支撐劑表面。地層溫度條件下，改性樹脂在固化過程中分子結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，黏度增加，固化后改性樹脂在支撐劑表面形成一層帶有一定強(qiáng)度的黏性膜，該黏性膜可輕微降低裂縫導(dǎo)流能力，但能阻止支撐劑顆粒間的相對運(yùn)動，增強(qiáng)支撐劑充填裂縫的穩(wěn)定性。固化后的改性樹脂耐強(qiáng)酸、強(qiáng)堿和有機(jī)溶劑的侵蝕，在高溫下也很穩(wěn)定。對不同溫度的儲集層可以調(diào)節(jié)固化劑、偶聯(lián)劑和改性樹脂的比例來調(diào)節(jié)黏性膜的固化程度和速度。

2 裂縫導(dǎo)流能力評價實(shí)驗(yàn)

膠結(jié)疏松的淺層砂巖壓裂后裂縫容易失效，裂縫穩(wěn)定劑可應(yīng)用于這類儲集層。根據(jù)渤海地區(qū)某疏松砂巖儲集層物性參數(shù)，選取0.42～0.85 mm（40～20目）卡博陶粒支撐劑作為研究對象。首先按不同比例均勻混合裂縫穩(wěn)定劑和支撐劑，然后放入模擬地層溫度（60 ℃）的恒溫箱內(nèi)，放置8 h達(dá)到性能穩(wěn)定狀態(tài)，之后采用FCES-100導(dǎo)流儀（見圖1）在模擬地層溫度下進(jìn)行導(dǎo)流能力實(shí)驗(yàn)。由于疏松砂巖儲集層地層壓力較低，本實(shí)驗(yàn)設(shè)定閉合壓力在40 MPa之內(nèi)。采用同樣方法測定未用裂縫穩(wěn)定劑處理的支撐劑的導(dǎo)流能力，以作對比。

圖1 導(dǎo)流儀結(jié)構(gòu)圖

由圖 2可見，導(dǎo)流能力隨裂縫穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加而變小，因此，在實(shí)際應(yīng)用中要根據(jù)導(dǎo)流能力降低值和防砂效果綜合確定穩(wěn)定劑的用量。當(dāng)裂縫穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于5%時，隨著閉合壓力增加導(dǎo)流能力與原始支撐劑導(dǎo)流能力差別越來越大；裂縫穩(wěn)定劑用量大于5%之后，裂縫穩(wěn)定劑用量增大所導(dǎo)致的導(dǎo)流能力降低幅度隨閉合壓力增大而減小。根據(jù)導(dǎo)流實(shí)驗(yàn)流出液分析，用量大于5%后，裂縫穩(wěn)定劑會隨流體排出。推測此時支撐劑已經(jīng)被充分包裹，長期導(dǎo)流能力實(shí)驗(yàn)中會出現(xiàn)裂縫穩(wěn)定劑的流失。

圖2 不同裂縫穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)下的裂縫導(dǎo)流能力

定義裂縫穩(wěn)定劑對支撐劑的傷害率為添加裂縫穩(wěn)定劑后導(dǎo)流能力下降值與原導(dǎo)流能力的比值。加入1%、3%、5%質(zhì)量分?jǐn)?shù)的裂縫穩(wěn)定劑時，隨著閉合壓力和裂縫穩(wěn)定劑用量的增加，支撐劑導(dǎo)流能力傷害率增大，壓力越高導(dǎo)流能力傷害率增加越快（見圖3）。

圖3 支撐劑導(dǎo)流能力傷害率變化圖

3 裂縫穩(wěn)定劑防砂效果實(shí)驗(yàn)

疏松砂巖儲集層取樣困難，為測定裂縫穩(wěn)定劑處理過的支撐劑實(shí)際防砂效果，根據(jù)渤海地區(qū)疏松砂巖儲集層粒徑配比配制人造巖心，在對應(yīng)儲集層溫度壓力條件下固結(jié) 48 h，其膠結(jié)程度與真實(shí)巖心近似相同（見表1）。

表1 疏松砂巖儲集層粒徑配比

在地層溫度下評價流動狀態(tài)下裂縫的穩(wěn)定性及防砂效果，巖心夾持器從出口到入口依次放置0.25～0.42 mm（60～40目）支撐劑、0.42～0.85 mm卡博陶粒支撐劑（未用裂縫穩(wěn)定劑處理的支撐劑及用不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)裂縫穩(wěn)定劑處理后的支撐劑）、人造巖心，以模擬地層砂向支撐劑中的運(yùn)移情況。實(shí)驗(yàn)采用環(huán)壓 5 MPa，入口壓力 3 MPa，出口壓力為大氣壓，從入口泵入柴油，持續(xù)8 h。

圖 4為使用不同裂縫支撐劑情況下地層微粒侵入圖?？梢?，未用穩(wěn)定劑處理過的支撐劑中地層微粒侵入較多。隨著裂縫穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大，被處理過的支撐劑表面地層微粒減少。

圖4 不同支撐劑中地層微粒侵入情況

在裂縫穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于3%之后，地層砂粒侵入狀況顯著減少，裂縫穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%時地層砂與支撐劑交界處情況見圖5。

圖5 0.42～0.85 mm支撐劑防砂效果

把不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)裂縫穩(wěn)定劑處理過的 0.42～0.85 mm支撐劑與0.074～0.089 mm（200～160目）侵入砂粒的混合體進(jìn)行分離，計(jì)算地層侵入砂粒占混合體質(zhì)量分?jǐn)?shù)，結(jié)果見圖6。裂縫穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于5%時，侵入砂粒質(zhì)量分?jǐn)?shù)下降很快；當(dāng)裂縫穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于5%之后侵入砂粒質(zhì)量分?jǐn)?shù)基本不變（見圖6），防砂效果較好。

圖6 0.074～0.089 mm地層侵入砂粒占混合體質(zhì)量分?jǐn)?shù)隨裂縫穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化曲線

由圖2、圖6分析可知，裂縫穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于5%時，低壓下導(dǎo)流能力降低幅度變大，而防砂效果不再改善，綜合評價導(dǎo)流能力和防砂效果，推薦選用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%～5%的裂縫穩(wěn)定劑處理支撐劑。

4 裂縫穩(wěn)定劑與其他壓裂液的適配性

實(shí)際使用過程中要考慮裂縫穩(wěn)定劑與其他液體的適配性，本文選取胍膠壓裂液、表面活性劑壓裂液（VES壓裂液）、破乳劑3種壓裂常用液體進(jìn)行了研究。在60 ℃下將3%質(zhì)量分?jǐn)?shù)裂縫穩(wěn)定劑處理過的0.42～0.85 mm支撐劑放置8 h，使其達(dá)到性能穩(wěn)定狀態(tài)；考慮到實(shí)際壓裂過程中的液體配比，分別加入 3倍于支撐劑體積的胍膠壓裂液、VES壓裂液、D-60破乳劑，置于60 ℃恒溫箱中反應(yīng)。反應(yīng)完成后，傾斜瓶體，觀察支撐劑開始流動時瓶體的傾斜角度和支撐劑流動狀況變化分析反應(yīng)效果。

加入胍膠壓裂液之后，支撐劑粘結(jié)性基本沒有變化，在瓶體傾斜70°左右時部分支撐劑開始流動（見圖7a）。

加入D-60破乳劑之后，1 h左右膠結(jié)穩(wěn)定，液體變渾濁，支撐劑粘結(jié)程度基本沒有變化（見圖7b）。

加入VES壓裂液之后，30 min左右膠結(jié)穩(wěn)定，支撐劑粘結(jié)性大幅降低，從在瓶底部膠結(jié)變?yōu)榭梢宰杂闪鲃拥纳⑸绑w，液體變渾濁（見圖7c）。

圖7 裂縫穩(wěn)定劑處理過的0.42～0.85 mm支撐劑與常用壓裂液體的作用結(jié)果

為模擬壓裂液返排之后支撐劑膠結(jié)情況，過濾得到分別與胍膠、破乳劑、VES壓裂液反應(yīng)后的支撐劑，60 ℃下放置8 h達(dá)到性能穩(wěn)定，而后觀察其膠結(jié)情況，發(fā)現(xiàn)均沒有繼續(xù)變化。

通過以上分析可見，該裂縫穩(wěn)定劑與傳統(tǒng)的胍膠壓裂液和D-60破乳劑適配性較好，但是不適于VES壓裂液。

5 裂縫穩(wěn)定劑保持裂縫導(dǎo)流能力實(shí)驗(yàn)

本文設(shè)計(jì)如下實(shí)驗(yàn)?zāi)M評價生產(chǎn)過程中裂縫穩(wěn)定劑保持裂縫導(dǎo)流能力和防止地層顆粒入侵的效果，以加入3%質(zhì)量分?jǐn)?shù)裂縫穩(wěn)定劑的情況為例加以說明。

實(shí)驗(yàn)在圖 1導(dǎo)流儀基礎(chǔ)上改進(jìn)，首先放置支撐劑充填層，其上、下部分別放置一層人造巖心，形成夾心層，把夾心層放于圖 1中支撐劑充填層處。而后去除金屬板，并通過活塞上接口加垂直于夾心層的垂向流動，流體通過人造巖心進(jìn)入支撐劑。以此模擬地層中流體通過儲集層流入裂縫情況。

由于不易獲得疏松砂巖巖心，并且很難做成與導(dǎo)流室相匹配的形狀，因此根據(jù)實(shí)際疏松砂巖粒徑分布配制人工巖心。對應(yīng)實(shí)際地層中巖石的粒徑配比見表1。選用0.42～0.85 mm支撐劑（未用裂縫穩(wěn)定劑處理的支撐劑及用不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)裂縫穩(wěn)定劑處理后的支撐劑）進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)鋪砂濃度15 kg/m2；每側(cè)模擬地層砂厚度5 cm；對應(yīng)地層壓力15 MPa；導(dǎo)流室面積為65 cm2。結(jié)合疏松砂巖儲集層較高的產(chǎn)量和導(dǎo)流室面積，以0.18 mL/min的流速通過外接口向?qū)Я魇覂?nèi)注入煤油，以模擬真實(shí)儲集層的生產(chǎn)情況。持續(xù)此過程一段時間并測試支撐劑導(dǎo)流能力的變化。由圖 8可見，裂縫穩(wěn)定劑在保持裂縫導(dǎo)流能力中作用顯著。未用穩(wěn)定劑處理過的支撐劑中已進(jìn)入大量的地層微粒（見圖9a）?？梢娫趯?shí)際生產(chǎn)過程中會有大量的地層微粒進(jìn)入支撐劑，堵塞壓裂裂縫，降低裂縫導(dǎo)流能力。裂縫穩(wěn)定劑處理后的支撐劑很好地阻止了地層砂粒的侵入（見圖9b）。

圖8 導(dǎo)流能力隨時間變化曲線

圖9 地層砂粒侵入0.42～0.85 mm支撐劑情況

6 結(jié)論

針對疏松砂巖儲集層壓裂后裂縫容易失效的問題，優(yōu)選出一種改性樹脂并首次用作裂縫穩(wěn)定劑，用之對0.42～0.85 mm（40～20目）卡博陶粒支撐劑進(jìn)行處理。結(jié)合實(shí)際壓裂過程和疏松砂巖儲集層條件，評價了裂縫穩(wěn)定劑用量對導(dǎo)流能力的影響，及裂縫穩(wěn)定劑處理過的支撐劑對實(shí)際疏松砂巖儲集層的防砂效果，在模擬儲集層溫度條件下評價了各種壓裂液與裂縫穩(wěn)定劑的適配性。根據(jù)導(dǎo)流能力和微觀地層微粒侵入現(xiàn)象對裂縫穩(wěn)定劑用量進(jìn)行了優(yōu)化。

裂縫導(dǎo)流能力隨裂縫穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加而變小。當(dāng)裂縫穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于 5%時，隨著閉合壓力增加導(dǎo)流能力與原始支撐劑導(dǎo)流能力差別越來越大；裂縫穩(wěn)定劑用量大于 5%之后，裂縫穩(wěn)定劑用量增大所導(dǎo)致的導(dǎo)流能力降低幅度隨閉合壓力增大而減小。

當(dāng)裂縫穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于5%時，裂縫穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，侵入物質(zhì)量分?jǐn)?shù)下降較快；裂縫穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于5%之后侵入物質(zhì)量分?jǐn)?shù)基本不變。

該裂縫穩(wěn)定劑與傳統(tǒng)的胍膠壓裂液配合使用效果較好，但不適于新型的表面活性劑壓裂液（VES壓裂液）。

經(jīng)綜合評價，推薦選用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為 3%～5%的裂縫穩(wěn)定劑處理支撐劑，并使用胍膠壓裂液。

[1] 王伯軍, 張霞, 馬德勝, 等. 稠油出砂冷采顆粒離散元數(shù)學(xué)模型[J]. 石油勘探與開發(fā), 2011, 38(4)： 469-473.Wang Bojun, Zhang Xia, Ma Desheng, et al. Discrete element method mathematical model of sand-carrying cold heavy oil production[J]. Petroleum Exploration and Development, 2011, 38(4)：469-473.

[2] 郭建春, 曾凡輝, 趙金洲. 酸損傷射孔井儲集層破裂壓力預(yù)測模型[J]. 石油勘探與開發(fā), 2011, 38(2)： 221-227.Guo Jianchun, Zeng Fanhui, Zhao Jinzhou. A model for predicting reservoir fracturing pressure of perforated wells after acid damage[J].Petroleum Exploration and Development, 2011, 38(2)： 221-227.

[3] 蒲春生, 石道涵, 趙樹山, 等. 大功率超聲波近井處理無機(jī)垢堵塞技術(shù)[J]. 石油勘探與開發(fā), 2011, 38(2)： 243-248.Pu Chunsheng, Shi Daohan, Zhao Shushan, et al. Technology of removing near wellbore inorganic scale damage by high power ultrasonic treatment[J]. Petroleum Exploration and Development,2011, 38(2)： 243-248.

[4] Nguyen P D, Weaver J D, Rickman R D, et al. Remediation of proppant flowback： Laboratory and field studies[R]. SPE 106108-MS,2007.

[5] Aidagulov G R, Thiercelin M, Nikolaevskiy V N, et al. Prediction of long-term proppant flowback in weak rocks[R]. SPE 106264-MS,2007.

[6] Nguyen P D, Weaver J D, Rickman R D, et al. Application of diluted consolidation systems to improve effectiveness of proppant flowback remediation： Laboratory and field results[R]. SPE 106105-PA, 2009.

[7] Cooper J C, Nguyen P D, Magill D. Field application of a water-based consolidation system for remediation of proppant flowback[R]. SPE 134272-MS, 2010.

[8] 劉新全, 易明新, 趙金鈺, 等. 粘彈性表面活性劑(VES)壓裂液[J].油田化學(xué), 2001, 18(3)： 273-277.Liu Xinquan, Yi Mingxin, Zhao Jinyu, et al. Viscoelastic surfactant based fracturing fluids[J]. Oilfield Chemistry, 2001, 18(3)： 273-277.

[9] 張勁, 李林地, 張士誠, 等. 一種傷害率極低的陰離子型 VES壓裂液的研制及其應(yīng)用[J]. 油田化學(xué), 2008, 25(2)： 122-125.Zhang Jin, Li Lindi, Zhang Shicheng, et al. Development of anionic viscoelastic surfactant fracturing fluid causing very low formation damage[J]. Oilfield Chemistry, 2008, 25(2)： 122-125.

[10] 聶立宏, 孫文麗, 管玉榮, 等. 粘彈性表面活性劑壓裂液的化學(xué)和流變學(xué)原理[J]. 油田化學(xué), 2005, 22(3)： 279-282.Nie Lihong, Sun Wenli, Guan Yurong, et al. Chemical and rheological principles of viscoelastic surfactant fracturing fluid[J].Oilfield Chemistry, 2005, 22(3)： 279-282.

[11] 張偉民, 陳麗, 任國平, 等. 預(yù)固化樹脂覆膜砂的研究[J]. 石油學(xué)報(bào)： 石油加工, 2006, 22(2)： 75-80.Zhang Weimin, Chen Li, Ren Guoping, et al. Study on procured resin coated sands[J]. Acta Petrolei Sinica： Petroleum Processing Section,2006, 22(2)： 75-80.

[12] 李天才, 郭建春, 趙金洲. 壓裂氣井支撐劑回流及出砂控制研究及其應(yīng)用[J]. 西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)： 自然科學(xué)版, 2006, 21(3)： 44-47.Li Tiancai, Guo Jianchun, Zhao Jinzhou. Study on the proppant backflow control and the sanding control of fractured gas wells and its application[J]. Journal of Xi’an Shiyou University： Natural Science Edition, 2006, 21(3)： 44-47.

[13] 王晉槐, 趙友誼, 龔紅宇, 等. 石油壓裂陶粒支撐劑研究進(jìn)展[J].硅酸鹽通報(bào), 2010, 29(3)： 633-636.Wang Jinhuai, Zhao Youyi, Gong Hongyu, et al. Advance of ceramic proppants for oil hydraulic fracture[J]. Bulletin of the Chinese Ceramic Society, 2010, 29(3)： 633-636.

[14] Johnson D E, McWilliams J L, Nelson S G. Proppant flowback prevention： A new technology for low-BHST applications[R]. SPE 97161-MS, 2005.