一种基于返排水的新型滑溜水压裂液体系

2018-11-21周东魁李宪文肖勇军郭兴午丁飞余维初

石油钻采工艺 2018年4期

周东魁李宪文肖勇军郭兴午丁飞余维初

1.长江大学；2.长庆油田公司油气工艺研究院；3.中国石油西南油气田分公司；4.荆州市现代菲氏化工科技有限公司

页岩油气资源的勘探和开发对缓解油气资源短缺及经济发展具有十分重要的意义［1］。四川盆地是目前中国页岩气勘探开发的重点地区，其中南部下志留统龙马溪组页岩气资源量极其丰富［2-3］。测井资料表明龙马溪组水平优质页岩厚度大，裂缝发育，长宁H7平台井水平段平均脆性指数达到68%，水力压裂可以沿天然裂缝网络延伸，增强裂缝的导流能力，并有利于天然裂缝网络和井筒之间的连通性，有利于通过体积压裂形成复杂裂缝［4-8］。

滑溜水是大型体积压裂过程中主要的压裂液体系［9-12］，可降低施工摩阻，提高液体的携带能力，从而更有利于裂缝网络的形成，提高压裂效率和页岩气井产能。由于压裂过程中大液量造成水资源短缺问题，部分油田开始采用返排水配制滑溜水，既可实现返排液的循环利用，又可降低返排液的处理成本和对环境的污染程度［10-12］。魏松研发的EM30滑溜水现场应用中返排水回收重复利用率达85%，摩阻降低50%以上［13］；王娟娟采用60%的自来水稀释压裂返排水后，配制的BCS压裂液能达到原130 ℃配方的标准［14］；刘宽研发了一种GAF-RP减阻剂能应用于Ca2+、Mg2+同时存在的高矿化度盐水中［15］。然而实现返排水的完全重复利用尚待研究。

为此，通过室内研发和性能测试，研究形成了一种具有高效减阻、速溶、绿色环保、返排液完全重复利用的滑溜水压裂体系。

1 滑溜水压裂液体系

根据四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩的地质结构［15-19］，结合环保抗盐返排时重复利用需要，对滑溜水体系中减阻剂、助排剂及页岩抑制剂进行评价，研发一种适合长宁区块压裂形成复杂裂缝的绿色清洁滑溜水压裂液体系：0.1%JHFR减阻剂+0.2%JHJZ助排剂+0.25%JHNW页岩抑制剂。

1.1 JHFR减阻剂

JHFR减阻剂其成分全部选取达到FDA GRAS（generally regarded as safe）安全标准的物质，是一种密度为1.0～1.3 g/cm3、乳白色、无气味的微黏性液体，具有高效减阻、绿色环保、抗盐性能好、与返排水配伍性好的特点。

1.1.1 减阻性能利用JHJZ-I 高温高压动态减阻评价系统［20］，对JHFR减阻剂分别在清水、返排水（来自目标区块，高矿化度）和盐水（3%NaCl+2%CaCl2）中的减阻性能进行评价。实验温度31℃。实时动态读取实验数据，选取间隔10 s的数据进行分析，测试结果如图1所示。

图1 JHFR在不同水质中的减阻率Fig. 1 Drag reduction rate of JHFR in different water quality

由图1可看出：JHFR在10 s减阻率为64%（达到峰值的86%），20 s内可达到70%，说明JHFR溶解性好，起效快，完全满足长时间连续混配压裂施工要求；JHFR在清水、盐水和返排水中的减阻率都在72%～74%，说明JHFR在3种水质中都具有良好的减阻性能。

1.1.2 生物毒性参考标准SY/T 6788—2010 《水溶性油田化学剂环境保护评价方法》，利用生物毒性指标EC50（半最大效应浓度）评价JHFR的生物毒性［20］，其EC50值为1.25×106mg/L（标准为＞2.5×104mg/L，该值越大毒性越小），说明其无毒（自来水EC50值为1.00×106mg/L）。

1.2 JHJZ助排剂

滑溜水压裂施工时用液量大，为了防止压裂液在地层中滞留产生液堵储层伤害，施工完成后需及时进行返排［21-22］。压裂液返排率往往和液体的表、界面张力成反比。优选出了JHJZ助排剂拥有较低的表界面张力，并参考国家能源行业标准NB/14003.1《页岩气压裂液第一部分：滑溜水性能指标及评价方法》对其降低表、界面张力的能力进行测试。实验中用自来水配制溶液，测试温度为30 ℃，界面张力实验中所用油样为煤油。测试结果如表1所示，可以看出，JHJZ助排剂可显著降低表、界面张力，有助于压裂液的快速、有效返排。

1.3 JHNW页岩抑制剂

施工中，压裂液以小分子水溶性滤液进入孔隙，水溶性介质对堵塞油层有很大的影响。油气藏储层中大多存在黏土矿物，外来流体会堵塞岩石内部孔隙和喉道，造成严重的储层伤害［23］。页岩抑制剂主要作用是对黏土矿物进行防膨处理，防止黏土矿物因其水化膨胀导致的储层伤害［24］。参考中国石油化工集团公司企业标准Q/SH 0053—2010 《粘土稳定剂技术要求》，对不同页岩抑制剂的防膨性能进行评价，并优选出了JHNW页岩抑制剂，实验参数及结果见表2。根据要求，膨胀体积不高于3 mL即可，由表2可见JHNW具有良好的页岩防膨性能，与减阻剂的配伍性良好。

表1 表、界面张力实验结果Table 1 interface tension test results

表2 黏土膨胀实验结果Table 2 Clay Expansion Test Results

1.4 滑溜水体系性能

所配滑溜水绿色环保，pH值6.7，速溶，减阻性能优异，与多功能添加剂配伍性好，具有较低的表面张力以及较高的防膨性能，有利于增产改造。抗盐能力强，利用返排液配制时也能表现出很好的减阻效果，满足连续混配和可回收利用的要求。其主要参数见表3。

表3 滑溜水体系主要参数Table 3 Main parameters of the slickwater system

2 现场应用

该体系在长宁H7平台4、5、6井进行了多段加砂压裂施工应用，采用连续在线混配，均表现出良好的减阻性能，施工成功率 100%。

2.1 施工设计

长宁H7平台4、5、6井构造位置为长宁背斜构造中奥顶构造南翼，位于龙马溪组，3口水平井压裂施工井段主要参数如表4所示。

表4 压裂施工段主要参数Table4 Main parameters of fracturing construction section

3口井分别设计压裂25、30、29段，采用清洁滑溜水体系、大通径桥塞、分簇射孔分段压裂工艺。由于天然裂缝发育，酸液对于降低破裂压力具有一定作用，第1段注酸10 m3，后续压裂段根据施工情况决定酸液使用量。注入一定量的胶液，采用70/140目石英砂与40/70目陶粒小粒径组合支撑剂，其中70/140目石英砂主要用于支撑微裂缝、降低滤失，40/70目陶粒用于主体裂缝支撑。设计施工排量在12 m3/min以上，控制施工压力95 MPa以下，尽可能提高施工排量，采用段塞式加砂模式，单段液量设计1 800～2 000 m3，单段砂量 80～120 t。

2. 2 压裂施工

压裂液的配制工艺是连续在线混配注入工艺。（1）平台4井：25段压裂注入井筒液量48 017.93 m3，其中盐酸 549.5 m3，滑溜水 20 042.52 m3，滑溜水携砂液21 644.65 m3，交联液2 386.6 m3，线性胶1 310.29 m3，顶替液3 718.09 m3。施工参数：排量 10.98～12.57 m3/min，压力 68～85 MPa，最高施工压力 85 MPa，停泵压力 43.88～50.95 MPa，加入支撑剂2 156.19 t，其中70/100目石英砂1 712.37 t，40/70目陶粒254.98 t，70/140目陶粒188.84 t。平均单段注入液体1 920.717 m3，平均加砂86.247 6 t，最大加砂浓度达到134 kg/m3。施工减阻率可达70%。图2为其第12段的压裂曲线，减阻率为 69.67%。

图2 平台4井第12段压裂施工曲线Fig. 2 Curved construction curve of the 12th section of platform 4 well

（2）平台5井：30段压裂注入井筒液量57 264.6 m3，其中盐酸 554.57 m3，滑溜水 24 380.21 m3，滑溜水携砂液 26 343.66 m3，交联液 2 411.72 m3，线性胶1 381.06 m3，顶替液2 203.38 m3。施工参数：排量 9.06～14.14 m3/min，压力 70～84 MPa，最高施工压力 84 MPa，停泵压力 41.7～55.51 MPa，加入支撑剂2539.08 t，其中，70/100 目石英砂 1 787.82 t，40/70 目陶粒701.21 t，70/140目陶粒85.65 t。平均单段注入液体1 908.82 m3，平均加砂84.636 t，最大加砂浓度达到127.9 kg/m3。施工减阻率可达70%。图3为其第24段的压裂曲线，减阻率为68.47%。

图3 平台5井第24段压裂施工曲线Fig. 3 Curved construction curve of the 24th section of platform 5 well

（3）平台6井：29段压裂注入井筒液量54238.83 m3，其中盐酸 549.05 m3，滑溜水 21 114.41 m3，滑溜水携砂液 28 034.18 m3，交联液 1 508.38 m3，线性胶923.68 m3，顶替液2 109.13 m3。施工参数，排量9.64～14.08 m3/min，压力 68～84 MPa，最高施工压力 84 MPa，停泵压力 42.84～55.3 MPa，加入支撑剂2633.9 t，其中，70/100 目石英砂 1 742.596 t，40/70 目陶粒891.31 t。平均单段注入液体1 870.304 m3，平均加砂90.82 t，最大加砂浓度达到146.54 kg/m3。减阻率可达75%。图4为其第10段的压裂曲线，减阻率为73.11%。

2.4 效果评价

图4 平台6井第10段压裂施工曲线Fig. 4 Curved construction curve of the 10th section of platform 6 well

从长宁H7平台3口井压裂施工结果可以得出：（1）连续在线混配注入工艺实现在线自动化配制滑溜水，连续施工在3口水平井成功应用，满足了压裂设计和在线混配的要求，减阻率可达到70%能保证在10 m3/min 以上排量施工时，地面施工压力不超过95 MPa的设备限压；（2）JHFR减阻剂压裂液体系出色的降阻性能和稳定施工压力，满足页岩气井层现场压裂要求，降低了施工难度，利于节约压裂费用和施工安全；（3）压裂施工过程表现了良好的互配性和适应性，特别适应混砂车混砂槽中加入即成压裂液，无需单独配置设备。