清洁滑溜水压裂液在长宁H26平台的应用

2018-06-13范宇恒肖勇军郭兴午余维初

钻井液与完井液 2018年2期

范宇恒，　肖勇军，　郭兴午，　余维初，4

（1.长江大学化学与环境工程学院，湖北荆州434023；2.中国石油西南油气田长宁分公司，成都610056；3.中国石油西南油气田页岩气研究院，成都610056；4.非常规油气湖北省协同创新中心，武汉430100）

近年来，关于四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩的研究越来越多，人们对页岩气的了解也更加深入，由中石油建成投产的四川长宁—威远国家级页岩气示范区表明，中国对页岩气这一非常规能源的研究、开发已经走上正轨[1]。长宁区块龙马溪组页岩自生脆性矿物含量较高，其中，石英、长石平均含量为51.1%，有机碳含量普遍大于5%，页岩孔隙度平均为4.07%，平均渗透率为0.028 mD，具备良好的压裂潜力，有利于通过体积压裂形成复杂裂缝[2-3]。长宁H26平台钻探目的层为长宁龙马溪页岩层，井场周边人口密度大且位于山区，水资源宝贵。因此，在使用压裂液的过程中需考虑其对储层的伤害以及返排水的回收利用。在页岩气开采过程中，如果选用合适的滑溜水体系，既能有效降低施工摩阻提高施工效率，又能减少对页岩储层的伤害，有利于气井长期开发[4-5]。鉴于长宁H26平台实际情况以及目前使用的滑溜水压裂液存在着没有充分考虑保护环境及储层、抗盐抗钙抗铁能力差的问题，笔者所在团队研发出一种具有保护环境及储层性能的清洁滑溜水压裂液体系，其对裂缝导流能力影响较小，黏度低，在返排液中减阻性能良好，可以大幅降低压裂施工摩阻，溶解速度快，实现即配即注的施工方案，可以大幅降低施工成本。

1　清洁滑溜水压裂液体系的优选

根据四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩的特点[6-7]，结合施工需要，在经过大量室内实验探索与研究后，最终研究出一种适合长宁区块的清洁滑溜水压裂液体系。

1.1　减阻剂

减阻剂作为滑溜水压裂液体系的核心助剂，在压裂液中的含量一般在千分之一以下，必须具有良好的降低井筒摩阻的性能，才能降低施工压力，满足体积压裂大排量施工以及加砂施工要求。因此，选用的减阻剂性能优劣对于压裂施工意义重大。在经过大量室内实验后，优选出一种适合长宁区块地层压力系数高、井口施工压力偏高地质特点的减阻剂JHFR-2，其由水溶性单体（丙烯酸类、丙烯酰胺类、丙烯酸酯类、丙烯酸盐类、磺酸盐类）、含氟丙烯酸酯、互溶剂（醇）、表面活性剂/分散剂（聚丙烯铵盐）和无机铵盐在水中通过自由基引发分散聚合而获得，减阻性能优异；减阻剂分子含有阳离子基团，与返排水中含有的阳离子互相排斥，从而能起到抗盐抗钙的作用，在海水和返排水中也能迅速起效；在合成减阻剂的成分选取上去除了对环境有害的物质，全部采用至少达到FDA GRAS(generally regarded as safe)安全标准的物质，尽可能地降低产品的毒性。JHFR-2减阻剂聚合物的分子链随着湍流的程度提高沿着流体运动方向发生拉伸变形，储存能量、释放后保持流体本应具备的动能，从而减少高速流动过程中溶液与管路的摩擦阻力，达到减阻效果。经过室内性能评价，最终确定剂量为0.1%。

1.1.1返排液中减阻性能

为了节约水资源以及实现返排水的循环利用，油田目前多采用返排水配制滑溜水压裂液，因此需要考虑减阻剂在返排液中的减阻性能。在室内采用JHJZ-I高温高压动态减阻评价系统测试0.1%JHFR-2在长宁平台现场返排液中的减阻效果，测试时流量为30 L/min，测试管径为10 mm，返排水为氯化钙水型，总矿化度为21 570 mg/L，其中Ca2+含量为161.45 mg/L；Mg2+含量为 13.31 mg/L；Na+、K+含量为8 044.01 mg/L；Cl－含量为12 435.34 mg/L；SO4

2-含量为27.84 mg/L；HCO3-含量为792.83 mg/L，结果如图1所示。测试结果表明，使用现场返排液配制的减阻剂溶液的减阻率最高能达70%，说明该减阻剂在返排水这种复杂水质环境条件下也能表现出良好的减阻性能。

图1　返排水配制的滑溜水减阻率与时间的对应关系

1.1.2岩心伤害

页岩气开发过程中，因减阻剂分子聚团沉积在压裂形成的新储层裂缝中，造成了严重的储层伤害，有可能导致油气产量下降。因此，在选用压裂液前，必须考虑对储层的伤害情况，需对压裂液体系进行人造岩心储层伤害实验。JHFR-2分子中有分散剂存在，该分散剂在减阻剂分子聚合过程中能起到帮助成核的作用，在聚合后能起到稳定胶体的作用，在现场应用时使得其不需破胶剂即能自动返排，对储层渗透率几乎没有伤害。选择了3种不同类型减阻剂进行岩心伤害实验，结果见表1。由表1可看出，粉末减阻剂和国外乳液减阻剂对岩心渗透率恢复率分别为8.6%和0.30%，而JHFR-2减阻剂对岩心渗透率恢复率为91.9%，对储层伤害极低。

表1　不同减阻剂对岩心气相渗透率恢复值测试

1.1.3生物毒性

依据标准Q/SY 111—2007《油田化学剂、钻井液生物毒性分级及检测方法发光细菌法》和SY/T 6788—2010《水溶性油田化学剂环境保护评价方法》，根据发光细菌法评价了滑溜水的生物毒性，结果见表2。可以看出，JHFR-2为无毒，而某油基乳液减阻剂和某粉末减阻剂分别为微毒与中毒。

表2　不同减阻剂的生物毒性

1.2　滑溜水多功能处理剂

在滑溜水压裂液体系中，除了添加减阻剂核心助剂保证施工顺利外，通常还需加入黏土稳定剂和助排剂等添加剂，但目前市面常见的黏土稳定剂和助排剂在施工时需要分别加入，给施工带来不便。为此研发出一种新型的滑溜水多功能处理剂JHFD-2，其由水溶性氟碳类表面活性剂和水溶性季铵盐类黏土稳定剂复配得到，同时具备防膨和助排的功能。其性能测试结果见表3。

表3　不同添加剂的表面张力与膨胀体积

实验室测得清水的表面张力为72 mN/m，膨胀体积为9.2 mL，在加入JHFD-2后表面张力与膨胀体积降低明显，表明其具有良好的表面活性和防膨性能；滑溜水的表面张力和膨胀体积与JHFD-2溶液几乎相同，表明JHFR-2与JHFD-2配伍性良好。

1.3　滑溜水体系性能

经过室内实验，最终优选出来的滑溜水配方为：0.1%JHFR-2+0.2%JHFD-2。按照上述配方配制的滑溜水压裂液的pH值为6.5；运动黏度为1.3 mm2/s，黏度较低，有助于液体返排；表面张力为24.1 mN/m，膨胀体积为2.80 mL；返排水中降阻率为70.1%；岩心渗透率保持率为91.9%；生物毒性EC50值为1.89×106mg/L；地层温度下，与返排水混合放置12 h无沉淀物，无絮凝物，无悬浮物。

2　在长宁H26平台4井的应用

长宁H26-4水平井位于四川省宜宾市兴文县毓秀苗族乡鲵源村6组，构造位置为长宁背斜构造中奥顶构造南翼，完钻井深4 830 m，完钻层位为龙马溪组，采用φ139.7 mm套管完井，水平段长1 500 m。该井设计压裂23段，压裂施工井段为3 220～4 768 m，段长1 548 m，有效孔隙度为5.0%，矿物脆性为57%，压力系数为1.9，地层温度为106.70 ℃（4 820 m），采用大通径桥塞作为分段工具，采用JHFR清洁滑溜水压裂液体系，支撑剂采用70/140目石英砂+40/70目陶粒组合，设计施工排量大于13.5 m3/min，采用段塞式加砂模式，单段液量设计1 800～2 000 m3，单段砂量为80～120 t。

H26-4井于2017年9月22日开始进行第一段压裂施工，2017年11月3日进行第23段压裂施工，压裂液的配制工艺是连续在线混配注入工艺。该井注入压裂液及酸43 821.62 m3，其中滑溜水43 162.62 m3，线性胶459 m3，交联液180 m3，12%盐酸20 m3；加入支撑剂2 396.96 t，其中70/100目石英砂749.6 t，40/70目陶粒1647.25 t。施工排量为12.0～14.1 m3/min，施工压力为63.3～78.2 MPa，最高施工压力为84.3 MPa，破裂压力为69.1～84.3 MPa，停泵压力为47.0～54.3 MPa。

H26-4井总计压裂23段，平均单段注入液体1 905.29 m3，单段加砂量为63.57～125.17 t，平均为104.2 t。由于压裂过程中加入浓度不同，导致表现出的降阻率介于60.3%～79.3%之间，如在第2段压裂施工中表现出了79.3%的降阻率，第2段压裂施工曲线如图2所示。施工过程中，因第2段压裂后套管变形，不能下入桥塞分段工具，故第3、4、5、6段采用了投球和暂堵7次8个段塞的加砂压裂，如图3所示。第3、4、5、6段合压压裂连续施工近12 h，8个段塞加砂压裂注入压裂液7 880.11 m3（其中滑溜水7 820.11 m3，线性胶60 m3），加入支撑剂400.43 t，加砂浓度最大为180 kg/m3，平均为133.55 kg/m3，施工排量为12.0～14.1 m3/min，压力为69.7～76.3 MPa，其降阻率达到73.9%。