致密气藏防水锁易返排滑溜水研究与应用

刘培培

（中国石油吉林油田公司油气工程研究院，吉林松原 138000）

吉林油田致密气资源勘探领域广阔，赋存的地质条件复杂，具有低孔低渗、地层压力系数低、高损害潜力等工程地质特征[1-3]。致密气藏这些“先天发育不足”的特性，决定了实施增产改造是其经济开发的必然选择，而大排量、大液量滑溜水压裂正是其关键技术[4-8]。但由于气藏储层微纳米级孔隙发育，喉道窄小且连通性差，排驱压力高，导致水锁伤害普遍严重，压后液体返排难度大[9]。加之储层黏土含量高，易发生膨胀运移堵塞孔喉，进一步降低了储层的有效渗透率[10]。针对致密气储层这些“后天易损害”的特征，研发了防水锁、易返排滑溜水压裂液，与压裂工艺相结合，获得了较好的应用效果。

1 滑溜水体系组成

1.1 减阻剂

在压裂施工过程中，压裂液由井口到目的层因动能传递的速度差异而产生摩阻变化[11]。从摩阻产生的原因确定减阻剂的研究思路：①缩小压裂液在能量传递中的速度差异，避免瞬时与局部速度差过大；②降低接触面积；③使接触面变性。根据以上研究思路最终研制出性能优异的减阻剂XY-205（聚丙烯酰胺类衍生物含量≥15%）。当流体处于紊流区后，依靠减阻剂分子间相互引力抵抗流体质点的作用力，改变流体质点的作用方向和大小，使一部分做无用功的径向力转化为顺流向的轴向力，从而减少了无用功的消耗，宏观上表现出减少了流体的摩阻损失，即起到减阻作用[12-13]。减阻剂XY-205的理化指标见表1。

表1 减阻剂XY-205理化指标

1.2 纳米微乳助排剂

储层纳米级孔隙结构且连通性差是引起水锁的自然条件，外来流体的侵入引起的毛细管力自吸作用是引起水锁的物质条件[14]。在致密气储层完井与生产过程中，外来流体侵入储层是不可避免的，因此在外来流体中加入防水锁物质，降低入井液体表面张力或改变岩样润湿性是减少致密气储层水锁损害的最有效方法。

以表面活性剂和有机溶剂为主要原料，应用拟三元相图法获得均相微乳形成的最佳条件，并以表面张力为指标，确定最佳载体的使用浓度，最终得到纳米微乳助排剂。该助排剂分子为纳米级，胶束外部为非离子型表面活性剂，内部为有机溶剂，胶束外端为亲水结构，胶束直径为10～30 nm，平均为20 nm。由于分子量小，较小的用量就能均匀分散，处理大的表面区域，一个常规胶束作用的接触面区域，会有无数个纳米胶束在发挥作用，远比一个大胶束所发挥作用精细化。纳米级液滴能够进入储层微小的孔隙和喉道中，与岩石孔隙表面充分接触，降低表面张力、增加接触角，从而减小储层的水锁损害，提高压裂液返排效率。

1.3 黏土稳定剂

吉林致密气藏黏土含量分布较广，黏土中主要以伊/蒙混层含量居多。伊利石具有强水敏性，吸水膨胀后导致气体流动空间急剧减小，导致渗透率降低。伊利石和伊蒙混层表面存在毛发状、丛生状凸起，伊蒙混层呈蜂窝状、弯片状结构，这些结构特征在孔隙之间起到桥接作用，大大降低了储层的孔喉半径，增大了储层的比表面积，使喉道空间进一步分割。随着外来流体的进入或在气流冲击下，黏土矿物结构发生断裂，黏土微粒松散移动堵塞毛细管道，加剧水锁现象发生。

经过室内优选，筛选出分子量较小的有机胺类黏土稳定剂XY-63（有机胺类含量≥40%），与KCl虽有助于保持黏土质点的化学环境但却无法提供永久稳定的环境相比，有机胺类黏土稳定剂能够从黏土质点向外伸展形成“有机屏障”，从而保持黏土颗粒呈不分散状态，因此可防止压裂时高速流动引起的裂缝表面剥落和微粒产生[15]。

2 滑溜水性能评价

2.1 溶解性与增黏性

致密气井压裂规模大，“千方砂万方液”，要求压裂液配制简便，因此减阻剂需具有低黏、速溶特性，以满足现场快速连续混配的要求[16-18]。配制体积分数为0.1%的减阻剂，评价其溶解性与增黏性，结果见表2。

表2 减阻剂XY-205溶解性能与增黏性能评价

由表2可知，减阻剂XY-205具有速溶特性，搅拌5 min即可完全溶解，且具有低黏特性，在实验浓度下最高黏度为4.5 mPa·s，能够满足大规模现场快速连续混配要求。

2.2 减阻性能

室内对配制的滑溜水性能进行评价（0.1%减阻剂XY-205+0.2%微乳纳米助排剂+0.2%黏土稳定剂XY-63）。使用HBLZ-Ⅱ型流体流动阻力测试仪，在25 ℃下，分别测试了滑溜水与清水在不同流动速率下通过长3 m、内直径10 mm的管路所产生的压差，见图1。从图1可以看出，随着流速增大，此配方滑溜水的减阻率先上升后趋于平缓。滑溜水减阻率能够达到70%以上，说明该滑溜水体系具有良好的降摩阻性能。

图1 滑溜水减阻性能评价结果

2.3 防膨性能

利用毛细管吸收实验的原理测定防膨性能，使用Fann Instrument 440型毛细管吸收时间测试仪来进行。高的CST时间比说明岩层样品对液体有很强的吸收性，原因为黏土膨胀导致对水溶液的强吸收。一般来说，高的CST时间比说明注入和滤失的液体会产生更多的地层伤害。实验所用岩心粉末由致密气区块DS19井天然岩心粉磨得到，使用的液体为蒸馏水与配制滑溜水，实验结果见表3。实验结果表明，蒸馏水组表现出更高的CST时间比。这一高比值暗示该区块地层对水的强吸胀性，会因黏土膨胀造成伤害；对滑溜水的测试得到了较低的CST时间比，表明滑溜水能够较好地抑制黏土膨胀，对地层伤害小。

表3 CST实验结果

2.4 助排性能

评价助排性能主要以表面张力为标准，相同条件下，表面张力值越小说明助排能力越强[19-20]。使用Sigma 703D表界面张力仪对配制滑溜水表面张力、界面张力进行测试，得该滑溜水体系的表面张力为12.87 mN/m，界面张力为0.45 mN/m，表面张力比常规气井滑溜水降低40%以上，利于致密气井压后助排。

2.5 岩心伤害实验

选取致密气区块DS80井天然岩心，应用岩心动态流动仪分别对常规气井滑溜水和2.2配方滑溜水进行岩心伤害评价实验，实验结果见表4。

由表4可知，岩心伤害率分别为32.53%和9.45%，该滑溜水对岩心伤害远低于常规气井滑溜水，可知该滑溜水对储层伤害较小，有利于储层产能的发挥。

表4 滑溜水岩心伤害实验数据

2.6 水锁伤害性能评价

选取致密气区块DS111井营城组岩心，采用研制出的滑溜水与常规气井滑溜水，分别进行了水锁伤害与伤害后的渗透率恢复实验，结果如表5所示。可见采用研制出的滑溜水体系对岩心进行反向伤害后，启动压力梯度增加1.04倍，而常规气井滑溜水体系增加6.82倍，同时研制的滑溜水体系24 h岩心渗透恢复率接近90%，是常规气井滑溜水的1.35倍，解除水锁伤害程度较高。可见研制出的滑溜水有效降低了储层岩石的启动压力，具有较强的防水锁性能，可以使入井流体顺利地返排出储层。

表5 滑溜水水锁伤害启动压力梯度及渗透率恢复实验结果

3 现场应用

吉林油田致密气DH区块主力层位，岩性特征以凝灰质砂砾岩、凝灰质砂岩、凝灰质细砂岩为主，孔隙度为1.3%～11.2%，平均为4.9%，渗透率为0.01～0.07 mD，平均为0.02 mD，物性差，发育粒内溶蚀孔、粒间孔及微裂缝，孔隙连通性差，水锁伤害大，区块压后平均返排率仅为16.4%。为增大储层改造程度，提高单井产量，决定采用防水锁易返排滑溜水，降低压裂液毛管力，减少水锁伤害，促进压裂液返排，保障压后快速见气。该区块现场试验井的应用及对比情况见表6。

目前，该区块现场试验共计压裂施工4口井，压裂成功率为100%，压后平均返排率为52.41%，较对比井的平均返排率提高了2倍以上；实验井累计增加测试产量24.3×104m3/d，与对比井相比效果显著。施工取得了较好的效果，体现了降低水锁伤害提高返排率的技术优势，具有较好的大规模推广应用前景。

表6 防水锁易返排滑溜水现场应用及对比情况

4 结论

1.针对吉林致密气储层特征，研发了防水锁、易返排滑溜水压裂液，由减阻剂XY-205、纳米微乳助排剂、黏土稳定剂XY-63组成。该体系滑溜水具速溶性与低黏性，实验配方下减阻率能够达到70%以上，能够较好地抑制黏土膨胀，对地层伤害小，表面张力比常规气井滑溜水降低40%以上，利于致密气井压后助排。岩心实验表明，岩心伤害率为9.45%，24 h岩心渗透率恢复接近90%，具有较强的防水锁性能。

2.该体系滑溜水与压裂工艺相结合，在吉林致密气区块现场应用中，施工取得了较好的效果，压后平均返排率提高了2倍以上，累计增加测试产量24.3×104m3/d，施工取得了较好的效果，体现了降低水锁伤害提高返排率的技术优势，具有较好的大规模推广应用前景。