致密油藏水平井分段壓裂用新型壓裂液技術(shù)研究*

徐 崗

（延長油田股份有限公司 子長采油廠，陜西 子長 717300）

致密油是非常規(guī)油氣資源的重要組成部分[1-3]，隨著我國先后在長慶油田、大慶油田、新疆油田等探明可觀的致密油儲量，致密油已成為我國油氣資源的重要組成部分。然而，相較于北美地區(qū)，我國對于致密油藏的開采仍處于起步階段。致密油藏的儲層物性復(fù)雜[4-6]，孔喉結(jié)構(gòu)微小，大多處于微米級甚至納米級，呈現(xiàn)出超低孔隙性、超低滲透性及強(qiáng)非均質(zhì)性。為在致密油氣藏實(shí)現(xiàn)體積壓裂，各油田采用水平井多段分簇壓裂的方式，對“甜點(diǎn)”進(jìn)行“密切割”式的射孔、壓裂技術(shù)，并取得了一定成效[2，7]。結(jié)合致密油藏的儲層特征，致密油藏水平井分段壓裂對壓裂液技術(shù)提出了更高要求[8-12]：（1）壓裂液體系具備良好的減阻性，確保大排量施工；（2）壓裂液具備超低傷害性，低殘?jiān)?、高效破膠；（3）破膠液具備良好滲吸驅(qū)油能力，將微納米孔隙中的油相替入大孔隙或微裂縫，實(shí)現(xiàn)致密油的高效開發(fā)；（4）現(xiàn)場連續(xù)混配，實(shí)現(xiàn)壓裂液的連續(xù)變黏。另外，大規(guī)模水力壓裂對淡水資源需求量大，但現(xiàn)場往往淡水資源不足，因此，采用高礦化度的返排水配制壓裂液具有重要的工程意義。

為在壓裂過程中實(shí)現(xiàn)高礦化度地層返排液在線配液、大排量泵注、超低傷害以及壓裂液破膠液對原油的高效滲吸置換，本文設(shè)計(jì)合成出一種耐鹽性極佳的兩性離子型四元共聚物DAP-4，并將其與多種表面活性劑按一定比例分散于白油中，以膨潤土為穩(wěn)定劑，制備出有效成分含量40wt%的多功能稠化劑DGN，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，DGN 耐礦化度效果極佳、溶解速率快、減阻效果優(yōu)異且具備超低傷害性，符合致密油水平井分段壓裂施工要求。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 試劑及儀器

丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、二烯丙基二甲基氯化銨（DMDAAC）、乙烯吡咯烷酮（NVP），均為分析純，上海阿拉丁生化科技股份有限公司；羧甲基纖維素鈉（CMC）、油酸聚氧乙烯醚、十二烷基酚聚氧乙烯醚、月桂酰胺丙基磺基甜菜堿，均為工業(yè)級，購于油田化學(xué)品市場；用于與多功能壓裂液稠化劑做對比的聚合物乳液RDX-1 以及瓜爾膠Guar-1 均采購于油田化學(xué)品市場。

FTS3000 型傅里葉紅外光譜（美國Bio-Rad 公司）；MZ-Ⅱ型摩阻測試儀（海安石油科研儀器有限公司）；NDJ-95A 型六速黏度計(jì)（上海魅宇儀器科技有限公司）；ZYLH-H01 型烘箱（中研立華儀器科技(蘇州)有限公司）；KZS-A3 型接觸角測量儀（東莞市科眾精密儀器有限公司）；HAAKE MAR ⅢRS 600型流變儀（德國HAAKE 公司）；CGYQT-180 型巖芯驅(qū)替儀器（海安石油科研儀器有限公司）。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 DAP-4 的合成 采用水溶液聚合法制備DAP-4，具體方法如下：（1）將AM、AMPS、DMDAAC以及NVP 按照摩爾比5∶1∶1∶2 配制成30wt%的溶液體系；（2）采用NaOH 溶液將體系pH 值調(diào)為7；（3）在聚合體系中加入0.5wt% NaCl 和1.0wt%碳酰胺以提高聚合物DAP-4 溶解性；（4）加入（NH4）2S2O8-NaHSO3（質(zhì)量比為2∶1）的氧化還原引發(fā)體系，引發(fā)劑加量1.5wt%；（5）充分?jǐn)嚢韬?，通入N2除O220min，隨后水浴45℃持續(xù)6h；（6）反應(yīng)結(jié)束后，將溫度降至室溫，取出膠塊剪碎，用乙醇浸泡3h 以除去未反應(yīng)單體并實(shí)現(xiàn)初步脫水；（7）真空干燥36h，進(jìn)行粉碎、過篩，得到100～120 目DAP-4 干粉備用。

1.2.2 分子結(jié)構(gòu)表征 采用FTS3000 型傅里葉紅外光譜對納米聚合物DAP-4 進(jìn)行結(jié)構(gòu)表征。

1.2.3 多功能壓裂液稠化劑DGN 制備方法 選用0#白油為連續(xù)相，加入3wt%有機(jī)膨潤土為穩(wěn)定劑，將DAP-4、羧甲基纖維素鈉（CMC）、油酸聚氧乙烯醚、十二烷基酚聚氧乙烯醚、月桂酰胺丙基磺基甜菜堿以質(zhì)量比11∶5∶2∶1∶1 加入白油中，有效成分含量為40wt%，1000r·min-1的轉(zhuǎn)速下機(jī)械攪拌30min，形成多功能壓裂液稠化劑。

1.2.4 溶解性與減阻性評價 采用界面擴(kuò)張模量分析氣泡膜的強(qiáng)度研究泡沫穩(wěn)定機(jī)理。根據(jù)NB/T 14003.3-2017《頁巖氣壓裂液第3 部分：連續(xù)混配壓裂液指標(biāo)及評價方法》，采用MZ-Ⅱ型摩阻測試儀對多功能壓裂液稠化劑的溶解性與減阻率進(jìn)行評價。

1.2.5 耐鹽性評價實(shí)驗(yàn) 將一定濃度稠化劑溶于不同礦化度的溶液中，在170s-1剪切速率下測試表觀黏度，分析礦化度對表觀黏度的影響。

1.2.6 流變實(shí)驗(yàn) 為模擬現(xiàn)場配液情況，本文采用總礦化度為52193mg·L-1的模擬返排水配制壓裂液，模擬地層水礦物成分組成情況見表1。

表1 模擬返排水礦物成分組成Tab.1 Simulated composition of mineral components in drainage

采用NDJ-95A 六速黏度計(jì)評價壓裂液及對比壓裂液的表觀黏度；采用HAAKE MAR ⅢRS 600流變儀在95℃、170s-1條件下測試壓裂液的耐溫耐剪切性能。

1.2.7 破膠實(shí)驗(yàn)與潤濕性實(shí)驗(yàn) 根據(jù)NB/T 14003.3-2017《頁巖氣 壓裂液 第3 部分：連續(xù)混配壓裂液指標(biāo)及評價方法》，評價壓裂液破膠情況，破膠劑選用（NH4）2S2O8；將標(biāo)準(zhǔn)巖芯切割為厚度2mm 的巖片，表面打磨光滑并洗凈，在烘箱中200℃烘2h，采用光學(xué)接觸角測試方法測試煤油-巖片-破膠液三相接觸角。

1.2.8 巖芯傷害實(shí)驗(yàn) 參照SY/T 5107-2005《水基壓裂液性能評價標(biāo)準(zhǔn)》中的評價方法評價破膠液對巖芯的傷害率。

1.2.9 置換滲吸實(shí)驗(yàn) 將鄂爾多斯盆地XX 區(qū)塊儲層天然巖芯通過洗油、烘干，并測量巖芯尺寸及滲透率，隨后使用表1 中模擬地層水飽和巖芯，實(shí)驗(yàn)用天然巖芯基本物性參數(shù)見表2；采用高壓驅(qū)替裝置在低流速狀態(tài)下飽和模擬原油，模擬原油成分為原油與柴油以體積比1∶1 混合，30℃下表觀黏度為1.18mPa·s，驅(qū)替過程直至出口端無水流出，隨后將巖芯在模擬原油中浸泡24h。采用壓裂液破膠液對巖芯中的模擬原油進(jìn)行置換滲吸實(shí)驗(yàn)，測試方法參照文獻(xiàn)［13］進(jìn)行。

表2 置換滲吸實(shí)驗(yàn)巖芯參數(shù)Tab.2 Core parameters for imbibition displacement experiment

2 結(jié)果與討論

2.1 DAP-4 聚合物紅外光譜

DAP－4 聚合物的紅外光譜見圖1。

圖1 DAP-4 聚合物紅外光譜Fig.1 Infrared spectroscopy of DAP-4 polymer

由圖1 可見，3443cm-1處為AMPS 單體上N-H伸縮振動峰，2886cm-1為-CH3的伸縮振動吸收峰；2921cm-1為-CH2伸縮振動吸收峰；1730cm-1為羧基基團(tuán)中C=O 的特征吸收峰；2933cm-1、1473cm-1處是DMDAAC 單體季銨鹽基團(tuán)上-CH3的特征峰；1093cm-1為磺酸基團(tuán)上S=O 伸縮振動吸收峰。紅外光譜圖中各特征峰對應(yīng)了DAP-4 分子上的主要官能團(tuán)結(jié)構(gòu)，證明產(chǎn)物分子結(jié)構(gòu)與設(shè)計(jì)目標(biāo)分子結(jié)構(gòu)一致。

2.2 溶解性評價

根據(jù)NB/T 14003.3-2017《頁巖氣壓裂液第3部分：連續(xù)混配壓裂液指標(biāo)及評價方法》評價本文制備的多功能稠化劑DGN 溶解性，泵排量設(shè)為35L·min-1，攪拌罐攪拌速率為80r·min-1，DGN 加量為0.1wt%，觀察減阻儀兩端壓差平衡趨于穩(wěn)定的時間。本文分別測試了DGN 在清水、50000 mg·L-1NaCl 溶液以及50000 mg·L-1CaCl2溶液中的溶解性，結(jié)果見圖2。

圖2 多功能稠化劑DGN 溶解性測試結(jié)果Fig.2 Results of dissolution test of multifunctional thickener DGN

由圖2 可見，DGN 在清水中的溶解時間為31s，在50000mg·L-1NaCl 溶液和CaCl2溶液中溶解時間分別為35s、39s，結(jié)果證明多功能稠化劑DGN 在清水或50000mg·L-1礦化度鹽水中的溶解速率符合連續(xù)混配壓裂液指標(biāo)要求。

2.3 減阻率評價

采用MZ-Ⅱ型摩阻測試儀對多功能壓裂液稠化劑DGN 減阻率進(jìn)行評價，DGN 加量為0.1wt%條件下，測試DGN 在不同排量下的減阻效果，結(jié)果見圖3。

圖3 多功能稠化劑DGN 減阻率測試結(jié)果Fig.3 Results of drag reduction efficiency test of multifunctional thickener DGN

由圖3 可見，減阻率隨著排量的升高而增加，體現(xiàn)出良好的耐剪切性，隨著排量提高至40L·min-1，排量趨于穩(wěn)定，清水配制的滑溜水減阻率最高可達(dá)79.3%，50000mg·L-1NaCl 和CaCl2溶液配制的滑溜水減阻率最高可達(dá)77.5%和75.6%。多功能稠化劑DNG 在50000mg·L-1鹽水中配制的滑溜水減阻率可達(dá)75%以上，體現(xiàn)出其在大排量水平井分段壓裂中的適用性，同時可采用返排液直接配液緩解淡水資源不足以及環(huán)保問題帶來的壓力。

2.4 耐鹽性評價

本文通過評價礦化度對減阻率和表觀黏度的影響分析DGN 耐鹽性能，并引入乳液聚合物RDX-1和瓜爾膠Guar-1 作對比分析。其中，測試減阻率所用主劑濃度為0.1wt%，測試表觀黏度所用濃度為0.5wt%。

2.4.1 礦化度對減阻率的影響 在35L·min-1的排量條件下，分別測試DGN 與DRX-1 在不同礦化度的減阻率，結(jié)果見圖4。

圖4 礦化度對減阻率的影響Fig.4 Influence of salinity on drag reduction

由圖4 可見，CaCl2濃度對二者的減阻率影響幅度較大，但本文制備的多功能稠化劑DGN 隨著NaCl 和CaCl2濃度的增加體現(xiàn)出良好的穩(wěn)定性。聚合乳液DRX-1 的減阻效果對NaCl 和CaCl2濃度敏感性較強(qiáng)，隨著礦化度增加至50000mg·L-1，減阻率下降10%以上。

2.4.2 礦化度對表觀黏度的影響 礦化度對各稠化劑（0.5wt%）的增黏能力的影響見圖5，CaCl2對各稠化劑增黏能力的影響幅度高于NaCl。

圖5 礦化度對表觀黏度的影響Fig.5 Influence of salinity on apparent viscosity

由圖5 可見，隨著礦化度的升高，DGN 的增黏能力下降幅度甚微，且在礦化度為10000mg·L-1條件下，表觀黏度有所上升，這主要源于DGN 主要成分中含有兩性離子聚合物DAP-4，“反聚電解質(zhì)效應(yīng)”使其在較高的礦化度下維持良好的穩(wěn)定性。而DRX-1 與Guar-1 的增黏能力則隨著礦化度的增加大幅度下降，實(shí)驗(yàn)對比結(jié)果體現(xiàn)出DGN 具有良好的耐鹽性。

2.5 耐溫耐剪切性能測試

采用表1 中的模擬返排水配制壓裂液，總礦化度為52193mg·L-1，稠化劑加量為0.5wt%，分別配制DGN、DRX-1 與Guar-1 壓裂液，3 種壓裂液在170s-1剪切速率下，表觀黏度測試結(jié)果見圖6。

圖6 不同稠化劑在模擬返排水中配制的壓裂液表觀黏度Fig.6 Apparent viscosity of fracturing fluid prepared with different thickeners in simulated backflow water

由圖6 可見，由于DGN 具有良好的耐鹽性，其在高礦化度的模擬返排水中配制的壓裂液表觀黏度遠(yuǎn)高于DRX-1 與Guar-1 壓裂液。

將0.5wt%DGN 壓裂液在95℃、170s-1條件下加熱剪切100min，分析其耐溫耐剪切能力，測試結(jié)果見圖7。

圖7 0.5wt%DGN 壓裂液耐溫耐剪切測試結(jié)果Fig.7 Test results of 0.5wt% DGN fracturing fluid in temperature and shear resistance

由圖7 可見，0.5wt%DGN 壓裂液在持續(xù)加熱剪切100min 后，表觀黏度維持在30mPa·s 以上，體現(xiàn)出良好的耐溫耐剪切性能。

2.6 破膠與潤濕性能實(shí)驗(yàn)

2.6.1 破膠與殘?jiān)鼘?shí)驗(yàn)結(jié)果 連續(xù)混配壓裂液工藝中，壓裂液以變黏形式泵入儲層，低黏體系作為滑溜水體系，高黏體系作為膠液攜帶、頂替支撐劑。本文采用表1 中的模擬返排液配制各種壓裂液，在90℃條件下以（NH4）2S2O8為破膠劑，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。

表3 各壓裂液體系的破膠實(shí)驗(yàn)結(jié)果Tab.3 Gel breaking test results of various fracturing fluid systems

由表3 可見，無論是高黏體系還是低黏體系，以DGN 為主劑配制的壓裂液體系破膠時間最短、破膠液表界面張力最低、殘?jiān)孔钚?，可初步判斷其對儲層傷害程度較低，且對儲層潤濕性較強(qiáng)。

2.6.2 潤濕實(shí)驗(yàn)結(jié)果 采用表3 中的低黏壓裂液體系破膠液測試巖石-煤油-破膠液的三相接觸角，結(jié)果見表4。

表4 潤濕角測試結(jié)果Tab.4 Wetting angle test results

由表4 可見，DGN 壓裂液破膠后對儲層巖石具有更佳的潤濕性，根據(jù)毛管現(xiàn)象原理，液相對巖石表面的潤濕性越強(qiáng)，其毛管驅(qū)動力越強(qiáng)，因此,可初步判斷DGN 壓裂液破膠液相對于其他兩種壓裂液體系具有更強(qiáng)的滲吸置換驅(qū)油能力。

2.7 滲吸置換實(shí)驗(yàn)

采用表3 中的低黏壓裂液體系破膠液對致密巖芯中模擬原油進(jìn)行滲吸置換率測試，結(jié)果見圖8。

圖8 不同破膠液體系對致密巖芯內(nèi)模擬原油的滲吸置換率Fig.8 Imbibition displacement rate of simulated crude oil in dense rock core by different gel-breaking fluid systems

由圖8 可見，由于DGN 破膠液具有較低的表界面張力以及良好的巖石潤濕性，DGN 壓裂液破膠液對致密巖芯中的模擬原油滲吸置換率最高，比DRX-1 與Guar-1 壓裂液破膠液高出10%以上。因此，DGN 壓裂液在致密油藏水平井分段壓裂施工后，經(jīng)過“燜井”一段時間后可大幅度提高采收效率。

2.8 巖芯傷害實(shí)驗(yàn)

針對超低滲致密油藏，壓裂液最為關(guān)鍵的性能為儲層低傷害，采用表3 中3 種高黏壓裂液破膠液測試巖芯傷害率，測試結(jié)果見表5。

表5 巖芯傷害實(shí)驗(yàn)結(jié)果Tab.5 Result of core damage experiment

由表5 可見，DGN 壓裂液所含高分子為自合成兩性離子共聚物DAP-4 與羧甲基纖維素，其殘?jiān)繕O低，對巖芯傷害率低于5%；而瓜爾膠體系由于較高的殘?jiān)?，其對巖芯傷害程度最高，傷害率達(dá)到20%以上。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，DGN 壓裂液體系對低滲致密油藏巖芯具有極低的傷害率。

3 結(jié)論

（1）本文采用丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、二烯丙基二甲基氯化銨、乙烯吡咯烷酮4 種單體合成了兩性離子四元共聚物，并與羧甲基纖維素鈉、油酸聚氧乙烯醚、十二烷基酚聚氧乙烯醚、月桂酰胺丙基磺基甜菜堿以質(zhì)量比11∶5∶2∶1∶1 懸浮分散于白油中，制備出有效成分含量40wt%的多功能壓裂液稠化劑DGN，用于在致密油藏水平井分段壓裂過程中實(shí)現(xiàn)連續(xù)混配。

（2）多功能壓裂液稠化劑DGN 配制的低黏壓裂液體系減阻效果極佳，可達(dá)79%，且在50000mg·L-1礦化度下減阻率保持在75%以上；相對于常規(guī)乳液聚合物體系和瓜爾膠體系，DGN 壓裂液體現(xiàn)出良好的耐鹽性，采用總礦化度52193mg·L-1的模擬返排水配制的壓裂液展示出良好的耐溫、耐剪切性能。

（3）DGN 配制的壓裂液破膠性良好，破膠液表界面張力較低、殘?jiān)繕O少、具有良好的儲層巖石潤濕性，從而相較于常規(guī)壓裂液體系，其破膠液對巖芯中的模擬原油展示出最佳的滲吸置換率，達(dá)43%；同時對低滲巖芯的傷害率最低，僅為3.24%；總體而言，DGN 壓裂液體系對致密油藏水平井分段壓裂具有良好的適用性。