致密油新一代驅(qū)油型滑溜水壓裂液體系的研制與應(yīng)用

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(tuán)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(yùn)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(chǔ)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(chǔ)層實(shí)施注水吞吐工藝已經(jīng)成為有效補(bǔ)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?jiān)扛?，在?chǔ)層中長時(shí)間滯留容易造成儲(chǔ)層傷害，并對油藏開發(fā)效果產(chǎn)生不利影響［4］。與此同時(shí)，壓裂液的返排釋放了壓裂過程中注入儲(chǔ)層的能量，造成能量的極大浪費(fèi)［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(bǔ)充地層能量以及進(jìn)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(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層低傷害，還可以通過燜井過程中的壓力擴(kuò)散傳導(dǎo)，在毛細(xì)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(shí)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(dòng)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(shí)驗(yàn)，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(diǎn)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?jǐn)?shù)為質(zhì)量分?jǐn)?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(jī)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(jī)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(dòng)能被減阻劑分子吸收，以彈性能形式儲(chǔ)存起來；旋渦動(dòng)能減小，旋渦消耗的能量也隨之減小，從而顯著降低流動(dòng)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(dāng)其質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%時(shí)，防膨率為80%，表面張力達(dá)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(dá)到相關(guān)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。

1.3 生物驅(qū)油劑

首先，利用微生物發(fā)酵裝置，在實(shí)驗(yàn)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(jìn)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(shí)驗(yàn)溫度60℃下，測定HEBIO生物驅(qū)油劑溶液界面張力與質(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)系（見圖1）。當(dāng)其質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時(shí)，界面張力達(dá)0.018 mN/m；進(jìn)一步增加質(zhì)量分?jǐn)?shù)，界面張力無明顯變化。

2 性能評價(jià)

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(shí)，都需要一定的時(shí)間溶解；之后，減阻劑溶液才能進(jìn)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(biāo)及測試方法》，提出了減阻率測定以及利用減阻率評價(jià)減阻劑溶解性的方法（即通過減阻劑起效時(shí)間判斷其溶解速度），并采用JHJZ-I高溫高壓動(dòng)態(tài)減阻評價(jià)系統(tǒng)［10］進(jìn)行實(shí)驗(yàn)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(jì)算減阻率。測試方法為：將清水注入減阻儀的整個(gè)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(shí)間來計(jì)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(shí)驗(yàn)要求，打開相應(yīng)的電動(dòng)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(yùn)行；保持流量不變，取數(shù)個(gè)流量點(diǎn)，采集相應(yīng)測試管路中差壓傳感器的讀數(shù)并進(jìn)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(shí)的穩(wěn)定壓差，kPa；Δp2為減阻劑溶液流經(jīng)管路時(shí)的穩(wěn)定壓差（與清水實(shí)驗(yàn)的測量條件相同），kPa。

2.1.2 減阻劑溶解性評價(jià)

加入0.1%JHFR-2減阻劑，測試系統(tǒng)每5 s檢測1個(gè)減阻率。由圖2可以看出：減阻劑在30 s時(shí)減阻率為75.8%，在90 s時(shí)減阻率達(dá)到最大，為83.4%，且減阻率保持平穩(wěn)，直至5 min后實(shí)驗(yàn)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(shí)現(xiàn)在線自動(dòng)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(shí)驗(yàn)對比結(jié)果見圖3。

由圖3可知：在實(shí)驗(yàn)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(rèn)為，壓裂液運(yùn)動(dòng)黏度越大，其沿程摩阻越大，本文壓裂液運(yùn)動(dòng)黏度僅為1.5 mm2/s，低黏胍膠壓裂液采用0.1%胍膠配制，運(yùn)動(dòng)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(jià)（氯化鈉）、二價(jià)（氯化鈣）、三價(jià)（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(jì)，測試了本文壓裂液在清水中的運(yùn)動(dòng)黏度為1.53 mm2/s，在50 g/L的標(biāo)準(zhǔn)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(yùn)動(dòng)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(shí)，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(dòng)過程中液體與管路的摩擦阻力，即無法達(dá)到減阻的目的［11］。因此，在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測試本文壓裂液的減阻性能時(shí)，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?jǐn)?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?jǐn)?shù)的增加而降低；在清水中（氯化鈣質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0）減阻率為76.5%，當(dāng)氯化鈣質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到10%時(shí)，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(shí)在壓裂液進(jìn)入或滯留地層時(shí)，不會(huì)受礦化度影響而發(fā)生絮凝導(dǎo)致地層堵塞。

2.3 儲(chǔ)層傷害

當(dāng)壓裂液滯留儲(chǔ)層時(shí)，由于其殘?jiān)蝠ね恋V物的膨脹、運(yùn)移，儲(chǔ)層滲透率大大降低，孔隙半徑變小，最終會(huì)導(dǎo)致開發(fā)井產(chǎn)量下降［12-15］。殘?jiān)|(zhì)量分?jǐn)?shù)也可以反映入井流體對儲(chǔ)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(biāo)及評價(jià)方法》，對本文壓裂液進(jìn)行了殘?jiān)|(zhì)量分?jǐn)?shù)測試，結(jié)果為0。參照SY/T 5107—2016《水基壓裂液性能評價(jià)方法》，測試分析了本文壓裂液對儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(jìn)行評價(jià)。參考SY/T 6788—2010《水溶性油田化學(xué)劑環(huán)境保護(hù)技術(shù)評價(jià)方法》，室內(nèi)采用SY-3生物毒性測試儀，利用發(fā)光細(xì)菌法EC50值評價(jià)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(biāo)準(zhǔn)，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(huì)對地層水造成嚴(yán)重污染。

2.5 洗油效率

選取100～500目的石英砂與原油進(jìn)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(shí)驗(yàn)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(diǎn)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(jì)量驅(qū)出水體積（即原油飽和體積），計(jì)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(dá)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(dá)到98%后計(jì)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(shí)驗(yàn)結(jié)果

3 現(xiàn)場應(yīng)用

南泥灣油田儲(chǔ)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(huì)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(chǔ)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(jìn)行了壓裂三采一體化先導(dǎo)試驗(yàn)。

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(chǔ)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(shí)現(xiàn)有效裂縫與儲(chǔ)層的接觸面積最大化。本文壓裂液在造縫時(shí)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(jī)械動(dòng)能來彌補(bǔ)浮力的不足。為此，P132平2井體積壓裂施工設(shè)計(jì)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(dá)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(shí)，要用大量的前置液先造縫，之后泵入攜砂液，可達(dá)到更佳的施工效果；2）單獨(dú)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(jī)理；3）加砂時(shí)，采用低砂比，以及多臺(tái)階診斷地層臨界進(jìn)砂敏感性，可提高加砂施工成功率；3）壓裂后燜井時(shí)間不少于15 d，進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層中的壓力擴(kuò)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(gè)施工過程順利完成，本文壓裂液滿足長時(shí)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(jì) m3

表7 P132平2井壓裂施工參數(shù)統(tǒng)計(jì)

該井壓裂施工結(jié)束后，燜井36 d，然后放噴、返排、抽汲，累計(jì)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(diǎn)。這說明，利用本文壓裂液體系，可實(shí)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(dá)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(dá)0.018 mN/m。同時(shí),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(jìn)行的壓裂三采一體化先導(dǎo)性試驗(yàn)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(gè)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(dá)到了體積壓裂施工設(shè)計(jì)指標(biāo)。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(diǎn)，實(shí)現(xiàn)了油井穩(wěn)定生產(chǎn)，達(dá)到了將大量壓裂液滯留地層增能、驅(qū)油的工藝目的。