非常規油藏多功能滑溜水體系研究與應用

劉培培，何定凱，潘柯羽，王清剛

中國石油吉林油田分公司油氣工程研究院，吉林 松原 138000

頁巖油、致密油是典型的非常規油藏，具有低孔低滲的特點，通常無自然產能，需借助水力壓裂才能實現其工業級開發［1-5］。目前，滑溜水壓裂能夠制造大規模復雜縫網、溝通地層天然裂縫，實現非常規油藏的增產，從而成為全世界范圍內應用最廣泛的技術［6-9］。常規滑溜水主要由減阻劑復配一些其他添加劑組成，具有低黏度、低殘渣、減阻效果良好且對地層傷害小等優點［10-11］，但也存在一些問題，主要表現在：顆粒類減阻劑溶解緩慢，不利于現場混配［12-13］；攜砂能力差，主要依靠高排量提高攜砂能力，導致施工摩阻增加［14-15］；抗鹽能力弱，遇高礦化度地層水產生“鹽析”效應使性能降低［16］，導致返排液無法循環利用，易造成環境污染，而使用清水配液則大量消耗淡水資源，對于淡水資源匱乏的地區是一大弊端；對溫度相對敏感，不利于西北、東北等極寒地區冬季施工。針對以上問題，筆者開發了一種適用于頁巖油、致密油等非常規油藏的多功能滑溜水體系，該體系不僅增黏快、減阻好，能夠實現在線混配，而且具有變黏攜砂、循環配液、耐溫性強及驅油增效等特點。該滑溜水體系在吉林探區頁巖油、致密油區塊均已應用，并且取得了良好的改造效果。

1 實驗部分

1.1 藥品和試劑

減阻劑：通過反相乳液聚合法自主合成的油包水型聚合物乳液型減阻劑，分子量1.75×107。

納米乳液：使用表面活性劑、油、水、表面活性劑助劑配制而成的納米級別分散體系，其膠束直徑為10~30 nm，平均為20 nm，膠束內部為檸檬烯有機溶劑、外部為非離子型表面活性劑。

KCl、MgCl2、CaCl2均為分析純，遼寧泉瑞試劑有限公司。

1.2 測試儀器

D90-A型電動攪拌機，青島海通達專用儀器有限公司；ZNN-D6A型六速旋轉黏度計，青島膠南分析儀器廠；Sigma 703D型表界面張力儀，瑞典百歐林科技有限公司；HBLZ-Ⅱ型流體流動阻力測試儀，江蘇宏博機械制造有限公司；Haake MARS型旋轉流變儀，德國ThermoFisher公司。

1.3 實驗和測試方法

1.3.1 溶解實驗

按0.1%~0.6%減阻劑與0.2%納米乳液配制不同濃度滑溜水體系，每30 s測定體系表觀黏度，繪制表觀黏度隨時間的變化曲線。

1.3.2 減阻率實驗

滑溜水的減阻率即為清水與滑溜水在相同條件下流經相同管路所產生壓差的差值與清水產生的壓差之比，其計算見式（1）。

式中：DR為滑溜水減阻率，%；Δp1為清水流經管路時的壓差，Pa；Δp2為滑溜水流經管路時的壓差，Pa。

分別測定不同減阻劑濃度的滑溜水在25℃條件下流經直徑為10 mm、長度為3 m的管路的減阻率。

1.3.3 攜砂性實驗

配制減阻劑體積分數分別為0.4%、0.6%的多功能滑溜水，按照15 %砂比加入212~425 μm低密度陶粒支撐劑（體積密度1.46 g/cm3，視密度2.61 g/cm3），充分攪拌后靜置，定期觀察并計算懸浮支撐劑的沉降比例和平均沉降速率。

沉降比例計算見式（2）。

式中：η為懸浮支撐劑上端面的沉降比例，%；s為懸浮支撐劑上端面的沉降距離，mm；l為混合液液面總高度，mm。

平均沉降速度計算見式（3）。

式中：v為懸浮支撐劑上端面的平均沉降速率，mm/s；t為混合液充分攪拌后靜置的時間，s。

1.3.4 耐鹽實驗

1）耐一價鹽實驗。使用礦化度為30 000 mg/L的KCl溶液配制滑溜水，在管路流速為8.5 m/s條件下測定其減阻率，并與清水配液滑溜水減阻率進行對比，計算減阻率變化率。

2）耐二價鹽實驗。使用不同Ca2+、Mg2+含量的溶液配制滑溜水，溶解3 min后測定其表觀黏度，分析Ca2+、Mg2+含量對滑溜水表觀黏度的影響。

1.3.5 耐溫實驗

因滑溜水需要在現場即配即用，從而對減阻劑乳液的保存提出了更高要求。本研究以減阻劑乳液的耐溫性來表證滑溜水的耐溫性。將減阻劑乳液放置于-30~40℃環境中靜置24 h，確保乳液整體溫度達到設定溫度后，檢測乳液的黏度及流動性，然后檢測減阻劑乳液在室溫（25℃）條件下恢復24 h后的黏度。

1.3.6 驅油實驗

選擇質量法測定滑溜水的滲吸驅油效率。將地層巖心抽真空飽和煤油后，將其放入裝滿滑溜水破膠液的滲吸瓶中，使巖心內的煤油與外部的破膠液進行滲吸置換，觀察滲吸瓶刻度線處驅出煤油的體積，根據式（4）計算滲吸驅油效率。

式中：η為滲吸驅油率，%；V為滲吸驅出煤油體積，mL；m2為飽和煤油后的巖心質量，g；m1為干巖心質量，g；ρ0為煤油的密度，一般取值為0.8 g/cm3。

2 結果與討論

2.1 滑溜水體系組成

經大量室內實驗得出，減阻劑體積分數為0.1%時，最高減阻率為74.84%，滿足造縫要求；減阻劑體積分數為0.4%和0.6%時，最高減阻率分別為74.26%和65.79%，能夠滿足現場施工中對減阻、攜砂的要求，且在施工中不需要額外添加交聯劑，僅需根據施工需要調節減阻劑濃度即可實現低黏滑溜水與高黏攜砂液的實時切換，低黏滑溜水構造復雜縫網，高黏滑溜水提高加砂量，從而實現密切割高砂量的體積改造。

將納米乳液復配到滑溜水體系中，能夠改善巖石潤濕性，增強巖石親水性，提高液體在巖石表面的延展性，從而剝離置換原油［17］。納米乳液使用濃度的優選見圖1。由圖1可知：隨著乳液體積分數升高，液體表面張力和界面張力（乳液與煤油的界面張力）均下降，當納米乳液體積分數超過0.2%時，表面張力和界面張力下降減緩，基本趨于穩定，因此選擇使用體積分數為0.2%的納米乳液。

圖1 納米乳液體積分數對表/界面張力的影響

2.2 滑溜水性能評價

2.2.1 增黏性能

非常規儲層壓裂以增大改造體積為主要目的，施工規模較大，千方砂萬方液的施工場面不在少數，這就對滑溜水的溶解與增黏性提出了更高要求。壓裂前期造縫階段，需要滑溜水能夠快速溶解起黏，以滿足現場連續混配的要求；后期攜砂階段需要滑溜水快速提升至較高的黏度，以滿足懸砂的要求。選擇0.1%、0.4%和0.6%的減阻劑，分別測定減阻劑滑溜水表觀黏度隨時間的變化，結果見圖2。由圖2可知：3種濃度的減阻劑滑溜水30 s后溶解能達到90%以上，90 s后溶解基本完成，說明該滑溜水溶解時間短，起黏快，具備現場連續混配條件，保證進井筒之前已完成溶解過程。

圖2 不同減阻劑滑溜水的增黏性能

2.2.2 減阻性能

圖3是0.1%、0.4%和0.6%減阻劑滑溜水在不同流速中的減阻率曲線。由圖3可知：隨著流速增大，減阻率逐漸升高，當流速為8 m/s左右時，減阻率基本達到最高值。減阻劑體積分數為0.1%時，作為壓裂前期造縫的低黏滑溜水，其減阻率最高為74.84%；減阻劑體積分數為0.4%時，作為低黏攜砂液，減阻率最高為74.26%；減阻劑體積分數為0.6%時，作為高黏攜砂液，減阻率最高為65.79%。因此，3種濃度減阻劑滑溜水的減阻性能良好，能夠有效降低施工中的沿程摩阻。

圖3 不同減阻劑滑溜水的減阻性能

2.2.3 攜砂性能

圖4是0.4%、0.6%的減阻劑滑溜水的靜態攜砂能力曲線。由圖4可知：靜置120 min后，0.4%的減阻劑滑溜水沉降比例為18.52%，平均沉降速率為1.5×10-4mm/s；0.6%的減阻劑多功能滑溜水沉降比例為15.63%，平均沉降速率為9.5×10-4mm/s，均表現出低濃度高攜砂特性。

圖4 不同減阻劑滑溜水的靜態攜砂能力

通過對上述兩種不同濃度減阻劑滑溜水的黏彈性檢測，可知該滑溜水屬于彈性為主的液體，檢測結果見表1。由表1可知：隨著減阻劑體積分數升高，儲能模量G'與耗能模量G″均增大，表明液體表觀黏度增加的同時彈性也在增強；由于G'/G″也在增大，可知其彈性模量增長速率超過黏性模量增長速率，因此表觀黏度這一指標不應作為衡量該滑溜水攜砂性能的唯一標準［18-19］。由此可知：該滑溜水是黏性與彈性共同攜砂，且彈性對其攜砂性能的貢獻遠大于黏性。

表1 多功能滑溜水黏彈性實驗數據

2.2.4 耐鹽性能

我國非常規油藏多數位于水資源匱乏地區［20-21］，為了使水資源得到充分利用且防止返排液帶來污染，要求滑溜水能夠循環配液，需要使用礦化度高的返排液或產出水直接配液。

表2是不同配方減阻劑對多功能滑溜水減阻率的影響。由表2可知：高礦化度的KCl溶液雖然使滑溜水體系的減阻率降低，但減阻率變化率均在2%范圍內，說明該滑溜水具有非常好的耐一價鹽能力。

表2 KCl對多功能滑溜水減阻率的影響

高價陽離子的降黏作用比低價陽離子的降黏作用更強，而且，在高價陽離子含量過高時會引起聚合物的交聯，使聚合物從溶液中沉淀出來，這就是所謂的聚合物與油田水不配伍［22］。在壓裂過程中，如果使用返排水，水中會有Ca2+、Mg2+。圖5為Ca2+和Mg2+含量對0.4%的減阻劑滑溜水表觀黏度的影響。由圖5可知：當Ca2+和Mg2+質量濃度之和低于1 000 mg/L時，對黏度影響不大；當Ca2+和Mg2+質量濃度之和在1 000~3 000 mg/L時，滑溜水黏度雖有明顯降低趨勢，但黏度保持率仍在90%以上；后期隨著Ca2+、Mg2+質量濃度進一步升高，黏度降低趨勢減緩，滑溜水中沒有沉淀絮凝產生，說明該滑溜水對Ca2+、Mg2+耐受性很高，對水質有很強的適應性。

圖5 Ca2++Mg2+對多功能滑溜水表觀黏度的影響

2.2.5 耐溫性能

表3是不同溫度對減阻劑乳液性能的影響。由表3可知：檢測溫度范圍內，隨溫度降低，乳液黏度增大，流動變慢；但在恢復室溫后，流動性與黏度基本恢復，低溫恢復反而比高溫恢復后黏度有所提升。減阻劑乳液恢復室溫后，肉眼觀察無沉淀、無絮凝產生。

表3 溫度對減阻劑乳液性能的影響

2.2.6 驅油性能

多功能滑溜水在進入地層后，其破膠液很容易進入巖石微小孔隙內部，從而發揮出它的驅油增效功能［23］。選用吉林探區頁巖油、致密油區塊的巖心進行實驗，滲吸排驅72 h后的驅油效率見表4。由表4可知：多功能滑溜水對頁巖的滲吸驅油率為71.25%，對致密砂巖的滲吸驅油率為74.16%，說明該滑溜水體系具有穩定且高效的驅油效率。

表4 多功能滑溜水破膠液的滲吸驅油效率

3 現場應用

目前，多功能滑溜水已在現場應用兩口井，其中，J36-5井使用0.1%的減阻劑滑溜水9 641 m3，使用0.6%的減阻劑滑溜水4 434 m3，用液強度達807 m3/m；JY1井使用0.1%的減阻劑滑溜水10 936 m3，使用0.6%的減阻劑滑溜水3 598 m3，用液強度達75.7 m3/m。兩口井均達設計要求，壓裂成功率100%，施工情況見表5。由表5可知：施工中兩井的最高砂密度為540~550 kg/m3，減阻率在77%以上，表明該滑溜水體系有良好的攜砂性能與減阻效果，壓后兩井日產油9.8~14.4 m3，證明多功能滑溜水具有驅油增效的特點。

表5 試驗井壓裂施工及試油情況

4 結 論

1）針對頁巖油、致密油等典型非常規油藏，研發了多功能滑溜水體系，主要成分為0.1%~0.6%減阻劑+0.2%納米乳液。減阻劑為聚合物乳液型，分子量1.75×107，合成中引入了離子型單體來增強減阻劑性能；納米乳液膠束直徑平均20 nm，能夠改善巖石潤濕性，剝離置換原油。

2）多功能滑溜水體系溶解時間短，滿足連續混配要求，且減阻性能良好；施工中不需要添加交聯劑，僅靠提高減阻劑濃度即可實現變黏攜砂；對水質與環境的適應性強，抗鹽性能良好，可以使用返排液循環配液，且能適應冬季極寒地區的壓裂施工；能夠驅油增效，具有穩定且高效的滲吸驅油效率。

3）多功能滑溜水在現場應用中取得良好效果，壓裂成功率為100%，驅油增效效果明顯，證明了其技術優勢。