深層頁巖氣儲層耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系研究

問曉勇,趙倩云,葉 亮,劉利峰,張燕明,王文雄,閆 健

(1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室,陜西 西安 710021; 2.中國石油長慶油田分公司 油氣工藝研究院,陜西 西安 710018; 3.西安石油大學(xué) 石油工程學(xué)院,陜西 西安 710065)

引 言

頁巖氣儲層與常規(guī)油氣儲層相比具有超低孔隙度以及超低滲透率的特點,需要采取壓裂增產(chǎn)的方式進行開發(fā)[1-3]。我國四川盆地頁巖氣資源儲量十分豐富,已探明的頁巖氣儲量中有較大部分埋深在3 500 m以上。深層頁巖氣的高效開發(fā)是我國頁巖氣的主要開發(fā)方向[4]。隨著儲層埋深的不斷增大,地層溫度會逐漸升高,對壓裂液的耐溫性能提出了更高的要求。另外,由于四川盆地大部分地區(qū)淡水資源比較缺乏,需要使用礦化度較高的地層產(chǎn)出水或者壓裂返排水配制壓裂液體系,這就要求壓裂液體系必須具備較強的抗鹽性能[5-9]。因此,為提高深層頁巖氣儲層的壓裂開發(fā)效率,研究耐溫抗鹽型壓裂液體系具有十分重要的現(xiàn)實意義。

滑溜水壓裂液是頁巖氣儲層壓裂施工時最常用的壓裂液類型,主要由降阻劑、黏土穩(wěn)定劑以及助排劑等處理劑組成,其中降阻劑是滑溜水壓裂液最核心的處理劑[10-12]。目前,針對頁巖儲層壓裂用的降阻劑類型主要包括聚合物型降阻劑、表面活性劑型降阻劑、生物基多糖類降阻劑以及納米復(fù)合降阻劑等,其中聚丙烯酰胺類聚合物型降阻劑的研究及應(yīng)用最為廣泛,此類降阻劑通常具有成本低、原料來源廣以及易溶解等優(yōu)點,是目前滑溜水壓裂液用降阻劑的研究重點[13-16]。為了提高聚丙烯酰胺類降阻劑的耐溫抗鹽性能,部分研究者通過引入磺酸基團、苯環(huán)以及其他強電解質(zhì)基團等方式對聚丙烯酰胺降阻劑進行了改性。如高清春等[17]以親水單體和耐溫抗鹽單體為合成原料,采用自由基水溶液共聚法制備了一種耐溫性能以及抗鹽性能較好的滑溜水壓裂液用聚合物降阻劑,該降阻劑可耐140 ℃高溫,在100 g/L鹽含量條件下能夠快速溶解。張汝生等[18]對耐溫抗鹽耐剪切型滑溜水所用降阻劑的制備方法進行了探討,提出了借鑒耐溫抗鹽型驅(qū)油劑的制備思路,使用耐溫抗鹽型單體合成滑溜水壓裂液降阻劑。姚奕明等[19]通過在降阻劑分子中引入剛性基團的方式來提高其耐溫性能,使用兩步法合成了一種耐高溫降阻劑,并以此為主要處理劑,研制了一套適合深層頁巖氣的滑溜水壓裂液,壓裂液體系可耐143 ℃高溫,現(xiàn)場應(yīng)用效果較好。王文哲等[20]以丙烯酰胺、對苯乙烯磺酸鈉、N-乙烯吡咯烷酮以及丙烯酰嗎啉等為原料,合成了二元共聚物和三元共聚物降阻劑,其中二元共聚物的溶解性能優(yōu)于三元共聚物,并且二元共聚物在140 ℃的高礦化度鹽水中仍能具有良好的抗剪切性能和降阻性能。

本文以丙烯酰胺、剛性基團陽離子單體和N-乙烯吡咯烷酮為主要合成原料,采用水溶液聚合法制備了一種高效耐溫抗鹽型降阻劑GHR-1,并以此為主要處理劑,結(jié)合助排劑和黏土穩(wěn)定劑,復(fù)配了一套適合深層頁巖氣儲層的耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系。

1 實驗部分

1.1 實驗材料及儀器

實驗材料:丙烯酰胺(AM),工業(yè)級,河南銘之鑫化工產(chǎn)品有限公司;N-乙烯吡咯烷酮(NVP),工業(yè)級,江蘇新素新材料有限公司;剛性基團陽離子單體(PPR),自制;偶氮二異丁脒鹽酸鹽(有效物質(zhì)含量99%),山東力昂新材料科技有限公司;氫氧化鈉,分析純,國藥集團化學(xué)試劑有限公司;模擬地層水(總礦化度25.6 g/L)以及鹽含量分別為6.4、12.8、51.2、102.4、153.6和204.8 g/L的鹽水,均使用不同無機鹽和去離子水配制而成(表1);助排劑SW-1(含氟碳類混合表面活性劑),主要成分為非離子氟碳表面活性劑、兩性離子氟碳表面活性劑以及十二烷基硫酸鈉,質(zhì)量比為0.5∶1.5∶8,實驗室自制;有機胺類復(fù)合黏土穩(wěn)定劑C52,河北艾克新材料有限公司;無機鹽類復(fù)合黏土穩(wěn)定劑TS1、季銨鹽類黏土穩(wěn)定劑MQ2,沭陽豐泰化學(xué)品有限公司;聚丙烯酰胺滑溜水體系(配方為0.125%聚丙烯酰胺類降阻劑PAM-11、0.25%助排劑ST-2、1.0%KCl),取自目標(biāo)頁巖氣區(qū)塊現(xiàn)場;目標(biāo)區(qū)塊儲層段頁巖天然巖心、巖屑。

表1 不同礦化度鹽水離子組成Tab.1 Ion composition of brine with different salinity

實驗儀器:管路摩阻測試儀(內(nèi)徑8 mm),自制;MIT-200B全自動表面張力儀,承德市世鵬檢測設(shè)備有限公司;Hoffen-10傅里葉變換紅外光譜儀,嘉鑫海機械設(shè)備有限公司;DHG-9140a電熱恒溫干燥箱,上海培因?qū)嶒瀮x器有限公司;烏氏黏度計,河北順選智能科技有限公司;巖心驅(qū)替實驗儀,海安縣石油科研儀器有限公司。

1.2 實驗內(nèi)容

1.2.1 高效耐溫抗鹽型降阻劑GHR-1的制備

將丙烯酰胺、剛性基團陽離子單體和N-乙烯吡咯烷酮按照一定的摩爾比加入到三口燒瓶中,并按比例加入一定量的去離子水,攪拌混合均勻;加入氫氧化鈉溶液調(diào)節(jié)pH值至8～9,通入氮氣除氧30 min;升高反應(yīng)溫度至60～70 ℃,緩慢加入引發(fā)劑偶氮二異丁脒鹽酸鹽,反應(yīng)4～5 h左右,即得到凝膠狀產(chǎn)物;將反應(yīng)產(chǎn)物剪碎造粒、烘干干燥、粉碎過篩,即得到白色粉末狀固體產(chǎn)物(高效耐溫抗鹽型降阻劑GHR-1)。

1.2.2 降阻劑GHR-1紅外光譜測定

使用Hoffen-10傅里葉變換紅外光譜儀,采用溴化鉀壓片法對1.2.1中制備的高效耐溫抗鹽型降阻劑GHR-1的紅外光譜圖進行測定,測試波長范圍為4 000～500 cm-1。

1.2.3 降阻劑GHR-1相對分子質(zhì)量的測定

按照國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 12005.1—89《聚丙烯酰胺特性粘數(shù)測定方法》和GB/T 12005.10—92《聚丙烯酰胺分子量測定 黏度法》中的規(guī)定,采用黏度法測定降阻劑GHR-1的相對分子質(zhì)量。

1.2.4 減阻性能評價

按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)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》中的相關(guān)規(guī)定,采用自制管路摩阻測試儀對降阻劑GHR-1和滑溜水壓裂液體系的減阻性能進行評價。

1.2.5 表面張力的測定

使用MIT-200B全自動表面張力儀,采用吊環(huán)法對助排劑溶液和滑溜水壓裂液體系的表面張力進行測定,實驗條件均為常溫常壓。

1.2.6 防膨性能評價

按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5971—2016《油氣田壓裂酸化及注水用黏土穩(wěn)定劑性能評價方法》中的相關(guān)要求,使用目標(biāo)區(qū)塊儲層段頁巖巖屑對黏土穩(wěn)定劑或者滑溜水壓裂液體系的防膨性能進行評價。

1.2.7 對巖心的傷害性能評價

按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5107—2016《水基壓裂液性能評價方法》中的動態(tài)濾失損害率部分,使用目標(biāo)區(qū)塊儲層段天然頁巖巖心,評價耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系對巖心基質(zhì)滲透率的傷害性能。

1.2.8 壓裂液體系基本性能評價

按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)NB/T 14003.1—2015《頁巖氣 壓裂液第1部分:滑溜水性能指標(biāo)及評價方法》和SY/T 6376—2008《壓裂液通用技術(shù)條件》中的相關(guān)要求,對耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系的pH值、運動黏度、殘渣含量以及與地層水的配伍性進行評價。

2 結(jié)果與討論

2.1 降阻劑GHR-1結(jié)構(gòu)表征及相對分子質(zhì)量

2.1.1 紅外光譜圖

圖1為高效耐溫抗鹽型降阻劑GHR-1的紅外光譜分析結(jié)果?？梢钥闯?3 405 cm-1和3 190 cm-1處是丙烯酰胺基團中—NH2的兩個伸縮振動吸收峰;2 925 cm-1和2 850 cm-1處是甲基和亞甲基的伸縮振動峰;1 652 cm-1和1 605 cm-1處是羰基的兩個伸縮振動吸收峰;1 422 cm-1處是甲基的彎曲振動吸收峰;1 125 cm-1處是N-乙烯吡咯烷酮單體中C—N鍵的伸縮振動吸收峰;965 cm-1處是N-乙烯吡咯烷酮單體與N連接處亞甲基的變形振動峰;702 cm-1和524 cm-1處是剛性基團陽離子單體上C—H鍵平面外的彎曲振動吸收峰。根據(jù)合成實驗所用單體及合成產(chǎn)物的官能團和結(jié)構(gòu)分析結(jié)果,基本可以證明合成產(chǎn)物為高效耐溫抗鹽型降阻劑GHR-1。

圖1 高效耐溫抗鹽型降阻劑GHR-1紅外光譜Fig.1 Infrared spectrum of high-efficient temperature-resistance salt-resistance friction reducer GHR-1

2.1.2相對分子質(zhì)量

按照1.2.3中的實驗方法,采用烏氏黏度計測定了高效耐溫抗鹽型降阻劑GHR-1的特性黏數(shù),并依據(jù)Mark-Houwink方程計算出了GHR-1的相對分子質(zhì)量為265×104,可以看出高效耐溫抗鹽型降阻劑GHR-1的相對分子質(zhì)量較高,從而有利于提高其減阻性能。

2.2 耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系配方優(yōu)化

2.2.1 降阻劑加量優(yōu)化

降阻劑作為滑溜水壓裂液體系最關(guān)鍵的處理劑,其性能的好壞對滑溜水壓裂液綜合性能的影響至關(guān)重要。并且深層頁巖氣儲層使用滑溜水壓裂液大規(guī)模壓裂施工時的排量較高,致使管路摩阻較大,需要降阻劑具有良好的減阻性能。因此,室內(nèi)按照1.2.4中的實驗方法,使用去離子水和模擬地層水分別配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的高效耐溫抗鹽型降阻劑GHR-1,測試其減阻率。測試過程中壓裂液注入速度實驗流量均為30 L/min,實驗結(jié)果如圖2所示。

圖2 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)GHR-1的減阻效果Fig.2 Friction reduction rate of different mass fraction of GHR-1 solutions

由圖2可以看出,降阻劑在去離子水中的減阻效果略優(yōu)于模擬地層水;另外,隨著降阻劑GHR-1質(zhì)量分?jǐn)?shù)的不斷增大,減阻率均呈現(xiàn)出“先升高后降低”的趨勢。當(dāng)降阻劑GHR-1的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.100%～0.125%時,在去離子水和模擬地層水中的減阻率均可以達到75%以上,減阻效果較好。因此,為了使降阻劑GHR-1在高礦化度鹽水中也能達到良好的減阻效果,推薦其最佳加量為0.125%。

2.2.2 助排劑加量優(yōu)化

深層頁巖氣儲層通常具有超低孔低滲的特點,孔喉較為細小,導(dǎo)致毛細管阻力較大,壓裂施工后壓裂液的返排比較困難。因此,為提高滑溜水壓裂液的返排效率,減輕壓裂液滯留對頁巖儲層造成的損害,室內(nèi)研制了一種新型含氟碳類混合表面活性劑助排劑SW-1,并按照1.2.5中的實驗方法,通過測定不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)助排劑SW-1溶液的表面張力來對其加量進行優(yōu)化,實驗結(jié)果如圖3所示。

圖3 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)SW-1降低表面張力效果Fig.3 Surface tension of different mass fraction SW-1 solution

由圖3可以看出,隨著助排劑SW-1質(zhì)量分?jǐn)?shù)的不斷增大,水溶液的表面張力呈現(xiàn)出“先降低后升高”的趨勢,當(dāng)助排劑SW-1的加量為0.25%時,溶液表面張力值可以達到最低,說明助排劑SW-1具有良好的降低溶液表面張力的效果,較低的表面張力有助于滑溜水壓裂液的返排。此外,為了考察助排劑SW-1與降阻劑GHR-1的配伍性,在0.125%降阻劑GHR-1溶液(去離子水配制)中加入0.25%的助排劑SW-1后,體系的外觀澄清透明,未出現(xiàn)沉淀或渾濁現(xiàn)象,穩(wěn)定性較好,且復(fù)合體系的減阻率可以達到78.3%,說明助排劑SW-1與降阻劑GHR-1具有較好的配伍性。

2.2.3 黏土穩(wěn)定劑優(yōu)選

目標(biāo)深層頁巖氣儲層段含有較多的黏土礦物(平均達到30%以上),且主要以高嶺石、伊/蒙混層和伊利石為主,壓裂施工過程中外來流體的侵入極易引起儲層段黏土礦物的水化膨脹,造成地層滲透率的降低,影響壓裂施工的效果。因此,在滑溜水壓裂液體系中需要加入抑制性能較好的黏土穩(wěn)定劑,以降低壓裂液引起黏土水化膨脹的風(fēng)險。室內(nèi)按照1.2.6中的實驗方法,對比評價了不同類型黏土穩(wěn)定劑對目標(biāo)區(qū)塊儲層段頁巖巖屑的防膨效果,實驗時間均為2 h,實驗結(jié)果如圖4所示。

圖4 不同類型黏土穩(wěn)定劑的防膨效果Fig.4 Varying of anti swelling rate of different clay stabilizers with mass fraction

由圖4可以看出,隨著不同類型黏土穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的不斷增大,其對頁巖巖屑的防膨率逐漸升高,其中有機胺類復(fù)合黏土穩(wěn)定劑C52的防膨效果最好,當(dāng)其質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%時,防膨率就可以達到90%以上,質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大至0.4%后,防膨率可以達到95%以上,說明有機胺類復(fù)合黏土穩(wěn)定劑C52能夠較好地抑制目標(biāo)頁巖區(qū)塊儲層段黏土礦物的水化膨脹。此外,在0.125%降阻劑溶液(去離子水配制)中加入0.2%的黏土穩(wěn)定劑C52后,發(fā)現(xiàn)體系外觀澄清透明,未出現(xiàn)沉淀或渾濁現(xiàn)象,且減阻率可以達到77.8%,說明黏土穩(wěn)定劑C52與降阻劑GHR-1的配伍性較好,對滑溜水體系的減阻性能影響較小。

基于以上室內(nèi)實驗研究,形成一種適合深層頁巖儲層的耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系,其具體配方為:0.125%降阻劑GHR-1、0.25%助排劑SW-1、0.2%黏土穩(wěn)定劑C52。

2.3 耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系性能評價

2.3.1 基本性能

按照1.2.5、1.2.6和1.2.8中的實驗方法,對耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系的表面張力、防膨性能、pH值、運動黏度、殘渣含量以及與地層水的配伍性進行了評價,實驗結(jié)果見表2。

表2 耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系的基本性能Tab.2 Basic properties of temperature-resistant salt-resistant slickwater fracturing fluid system

由表2可以看出,耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系的各項基本性能參數(shù)均能達到行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)NB/T 14003.1—2015《頁巖氣 壓裂液第1部分:滑溜水性能指標(biāo)及評價方法》和SY/T 6376—2008《壓裂液通用技術(shù)條件》中的相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)要求,這說明該滑溜水體系具有良好的綜合性能,可以滿足深層頁巖氣儲層大規(guī)模體積壓裂施工時對壓裂液性能的基本要求。

2.3.2 耐溫性能

為考察滑溜水壓裂液體系的耐溫性能,按照2.2.3中的配方,使用模擬地層水配制滑溜水壓裂液,然后將壓裂液體系分別放置在不同溫度條件下老化24 h,再按照1.2.4中的實驗方法測定壓裂液體系的減阻性能,并與現(xiàn)場用聚丙烯酰胺滑溜水體系(使用模擬地層水配制)進行了對比。實驗結(jié)果如圖5所示。

圖5 老化溫度對不同滑溜水壓裂液體系減阻率的影響Fig.5 Varying of friction reduction rate of different slickwater systems with aging temperature

由圖5可以看出,隨著老化溫度的不斷升高,兩種滑溜水體系的減阻率均有所降低,但耐溫抗鹽滑溜水體系降低的幅度較小,而現(xiàn)場用聚丙烯酰胺滑溜水體系降低的幅度較大。當(dāng)老化溫度為140 ℃時,耐溫抗鹽滑溜水體系的減阻率仍能達到70%以上,而聚丙烯酰胺滑溜水體系的減阻率僅為40.6%。這說明研制的耐溫抗鹽滑溜水壓裂液體系具有良好的耐溫性能,能夠保證滑溜水在深層頁巖氣儲層高溫條件下仍能發(fā)揮良好的減阻效果。分析其耐溫性能較強的原因是由于降阻劑GHR-1分子結(jié)構(gòu)中引入了剛性基團和環(huán)狀結(jié)構(gòu)基團,這類基團通常具有體積較大、水合分子較多以及熱穩(wěn)定性較好的特點,使滑溜水壓裂液體系能夠具備良好的耐溫性能,滿足高溫儲層壓裂施工的需求。

2.3.3 抗鹽性能

為考察滑溜水壓裂液體系的抗鹽性能,使用不同礦化度鹽水(具體離子組成見表1)配制滑溜水壓裂液,然后再按照1.2.4中的實驗方法測定壓裂液體系老化處理前后的減阻性能,并與現(xiàn)場用聚丙烯酰胺滑溜水體系(使用模擬地層水配制)進行了對比。老化處理條件均為:120 ℃×24 h,實驗結(jié)果如圖6和圖7所示。

圖6 礦化度對耐溫抗鹽型滑溜水體系減阻率的影響Fig.6 Effect of salinity on friction reduction rate of temperature-resistance salt-resistance slickwater system

圖7 礦化度對聚丙烯酰胺滑溜水體系減阻率的影響Fig.7 Effect of salinity on friction reduction rate of polyacrylamide slickwater system

由圖6和圖7可以看出,隨著鹽水礦化度的不斷升高,兩種滑溜水壓裂液體系老化處理前后的減阻率均不斷降低,并且老化處理前的減阻率均大于老化處理后。鹽水礦化度的升高對現(xiàn)場用聚丙烯酰胺滑溜水體系減阻率的影響更為明顯,而對耐溫抗鹽滑溜水體系的影響則相對較小。當(dāng)鹽水的礦化度達到204.8 g/L時,老化處理后,耐溫抗鹽滑溜水體系減阻率仍能達到72.4%,減阻效果較好,而聚丙烯酰胺滑溜水體系的減阻率僅有30.2%。這說明研制的耐溫抗鹽滑溜水壓裂液體系具有良好的抗鹽性能。分析原因是由于降阻劑GHR-1分子結(jié)構(gòu)中含有一定量的極性陽離子基團和強電解質(zhì)基團,極性陽離子基團可以增強降阻劑分子鏈之間的作用力,減少分子鏈上極性位點的數(shù)量,從而降低降阻劑分子與頁巖巖石之間形成氫鍵的可能性,并且極性陽離子基團還能使金屬陽離子的官能團屏蔽效應(yīng)得到減弱;而強電解質(zhì)基團則能增強降阻劑分子與金屬離子的配位能力,增強降阻劑的親水性能,使滑溜水壓裂液體系能夠具備良好的抗鹽性能,滿足高礦化度鹽水環(huán)境下壓裂施工的需求。

2.3.4 對巖心的傷害性能

按照1.2.7中的實驗方法,評價了耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系對目標(biāo)深層頁巖氣儲層段巖心基質(zhì)滲透率的傷害性能,實驗結(jié)果見表3。

表3 耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系對巖心的傷害性能Tab.3 Damage of slickwater system to physical properties of cores

由表3可以看出,耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系對目標(biāo)區(qū)塊頁巖巖心的基質(zhì)滲透率平均傷害率小于10%,具有低傷害的特點。雖然該滑溜水體系具有良好的防膨性能和返排性能,但在實際應(yīng)用過程中,仍不可避免地會對頁巖儲層基質(zhì)孔隙產(chǎn)生一定的水鎖傷害,另外,滑溜水中的液相侵入也可能會引起輕度的黏土水化膨脹,進而對巖心基質(zhì)滲透率產(chǎn)生一定的傷害。但綜合來看,傷害程度較小,在壓裂施工過程中不會對頁巖儲層造成嚴(yán)重的污染傷害,有助于提高壓裂施工的效率。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

復(fù)配的耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系在四川盆地某深層頁巖氣區(qū)塊的NX-1井進行了現(xiàn)場試驗,NX-1井完鉆井深為5 102.5 m,完鉆垂深為3 912.6 m,水平段長度為1 251 m,地層溫度最高可達120.4 ℃,地層水礦化度平均為25.6 g/L。該井共設(shè)計壓裂層段為19段,總計使用滑溜水壓裂液40 512.6 m3,累計加砂2 319 t,滑溜水壓裂液的現(xiàn)場減阻率可以達到74.5%～78.6%。以壓裂施工的第1段為例(施工曲線見圖8),該井段壓裂施工過程中泵壓比較平穩(wěn),最高施工泵壓為84.2 MPa,施工排量在13～15 m3/min,最高加砂濃度可達235 kg/m3。可見耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系的現(xiàn)場施工性能比較穩(wěn)定。

圖8 NX-1井第1段壓裂施工曲線Fig.8 Fracturing operation curve of the first section of well NX-1

NX-1井壓裂施工后返排順利,平均返排率可達15%以上,并且見氣時間較早(排液15 d左右見氣),測試產(chǎn)氣量達到了42.35×104m3/d,取得了良好的壓裂增產(chǎn)效果。

4 結(jié) 論

(1)以丙烯酰胺、剛性基團陽離子單體和N-乙烯吡咯烷酮為原料制備了一種高效耐溫抗鹽型降阻劑GHR-1,并以此為主要處理劑,結(jié)合助排劑和黏土穩(wěn)定劑,復(fù)配出一種適合深層頁巖氣儲層的耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系。

(2)耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系的防膨性能、表面張力、pH值、運動黏度、殘渣含量以及與地層水的配伍性等指標(biāo)均能滿足相關(guān)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的要求;體系的耐溫性能較好,在140 ℃下老化24 h后的減阻率仍能達到70%以上;體系的抗鹽性能較好,當(dāng)鹽水的礦化度達到204.8 g/L時,壓裂液的減阻率仍能達到72.4%,耐溫抗鹽性能明顯優(yōu)于現(xiàn)場常用的聚丙烯酰胺滑溜水壓裂液體系;并且體系具有低傷害的特點,對目標(biāo)區(qū)塊儲層段巖心的基質(zhì)滲透率傷害率低于10%。

(3)現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明,耐溫抗鹽型滑溜水壓裂液體系在深層頁巖氣區(qū)塊的NX-1井中取得了良好的應(yīng)用效果,施工過程中滑溜水的性能比較穩(wěn)定,作業(yè)過程順利,壓裂后產(chǎn)氣量較高,達到了壓裂增產(chǎn)的目的。