页岩气用复合增效压裂液的研究与应用

2019-08-30周仲建于世虎张晓虎

钻采工艺 2019年4期

周仲建，于世虎，张晓虎

(1西南石油大学石油与天然气工程学院 2中国石油集团川庆钻探工程公司井下作业公司)

页岩气是新兴的清洁化能源，其开发利用对于缓解能源危机、优化能源结构和推动高质量发展都具有重大意义[1]。页岩气的开采方式主要是体积压裂，以大排量、大液量的低黏液体疏通天然裂缝，形成相互交织的空间裂缝网络系统，实现三维改造，最大程度地提高储层渗透率[2-3]。滑溜水因其黏度低更容易获得较大的改造体积[3]，同时具有摩阻低、残渣少、伤害小、现配现用等优点[4]，成为目前页岩气储层改造的主要压裂液。虽然低黏液体有利于增加改造体积，但支撑裂缝的导流能力同样显著影响压后产能，盲目追求改造体积而忽视波及区内的改造强度，并不能获得最优的产能[5]。同时，滑溜水存在明显的不足[5-10]：黏度低，携砂能力较差、滤失量大、液体效率低；为防止砂堵，以“大排量+低砂比”施工，铺砂深度有限，导流能力较低；以增加注入液量的方式提高总加砂量，浪费清水资源，大量返排液造成环境污染。虽然线性胶黏度较高，携砂能力较强，但摩阻高，且成本高，难以大规模应用。目前，单独使用线性或胶滑溜水都不利于页岩气的高效清洁化开采。开发出具有较低摩阻和一定黏度的压裂液，具有较好的携砂能力和较高的液体效率，在适当减少液量的前提下获得较大改造体积并提高裂缝的有效支撑体积，是未来页岩气压裂液发展的主要方向[4-7]。

在公司现有的反相乳液降阻剂和疏水缔合聚合物的基础上，通过协同增效研究和配方优化形成复合增效压裂液，具有滑溜水低摩阻和胶液黏弹性的双重优点，降低施工压力的同时提高携砂能力，保证裂缝得到有效填充，提高改造效率。该压裂液黏度较高(2～20 mPa·s)，有效降低支撑剂沉降速率，延长支撑剂运移距离[11]，满足高砂比和大粒径支撑剂的铺砂要求，提高填充效果和改造强度；黏度可控可调，针对天然裂缝较发育、脆性较高地层采用黏度较低的压裂液，针对黏土含量高、塑性强的储层采用较高黏度的压裂液[12]，满足复杂储层的改造需求，适用范围广；摩阻低，携砂能力强，改造效果好，用液量少，现场易调控，满足页岩气清洁化生产的需求。现场应用取得较好成效，摩阻较低，施工压力平稳，加砂顺利，加砂强度高于滑溜水，压后产量稳定。

一、实验部分

1.主要试剂和仪器

公司自产乳液降阻剂SD2-12、低伤害聚合物稠化剂SD2-13、复合增效剂SD1-17；JA2003型电子天平，JJ-1型电动搅拌器，ZNN-D6型六速旋转黏度计，毛细管黏度计(Ø0.8 mm)，A601型全自动表/界面张力仪，压裂液摩阻测试仪。

2.复合物压裂液的制备

按照0.3%SD2-13+0.2%SD1-17的比例配制聚合物线性胶，表观黏度为24.6 mPa·s；按照0.1%SD2-12比例配制滑溜水，运动黏度为1.92 mm2/s。然后将配制好的线性胶和滑溜水按照体积比1 ∶9～9 ∶1的比例混合分别配制8组复合压裂液，黏度如表1所示。

表1 不同配比的复合压裂液表观黏度

由表1可知，复合压裂液的黏度为2～22 mPa·s，介于滑溜水和线性胶之间，且随线性胶的比例增加而增大，当两者体积比为1 ∶1时，压裂液的表观黏度在15 mPa·s左右，当两者体积比达到8 ∶2时，压裂液的表观黏度超过20 mPa·s。由此可见，加入一定比例的线性胶能够有效提高滑溜水的黏度，弥补滑溜水黏度低的缺陷。

二、复合压裂液性能研究

当线性胶与滑溜水体积比低于2 ∶8或高于8 ∶2时，复合压裂液的性能与滑溜水和线性胶接近，研究的意义不大，因此，选取选择②、④、⑤、⑥、⑧五组为代表研究复合压裂液的协同效果与性能。

1. 降阻性能

降阻性能是评价页岩气用压裂液的关键指标，页岩气储层改造施工的排量一般在10 m3/min以上，为降低施工压力，要求压裂液具有良好的降阻性能。采用压裂液摩阻测试仪分别测量②、④、⑤、⑥、⑧五组复合压裂液、清水、滑溜水和线性胶的摩阻，然后按照式(1)计算降阻率[13]，结果如图1所示。

图1 不同比例的复合压裂液与滑溜水、线性胶的降阻性能

(1)

式中：η— 降阻率；

Δp清水—清水通过测试管路时的压差；MPa;

Δp—压裂液通过测试管路时的压差，MPa。

由图1可知,复合压裂液的降阻率在63%～73%之间，摩阻明显优于线性胶，随着滑溜水比例的增大，降阻性能不断提高并接近滑溜水。当滑溜水体积百分比大于60%时，降阻率超过70%，这是因为随着线性胶比例的降低，疏水缔合聚合物分子浓度低于临界缔合浓度，长链结构的降阻剂分子占主导地位，充分发挥吸收径向流能量转化为轴向流能量的作用，流体能量损失减小[14]，表现为降阻率性能的大幅提升。由此可见，加入一定比例滑溜水能够有效降低线性胶的摩阻，有利于降低施工压力。

2. 流变性能

流变性能是评价压裂液的重要指标之一，用流变仪分别对②、④、⑤、⑧号压裂液进行剪切，研究四组压裂液在不同剪切速率下的黏度，实验结果如图2所示。

图2 不同比例的复合压裂液剪切性能

由图2可知，在低速剪切下(<400 s-1)，具有较高的黏度，有利于支撑剂输送到更远的裂缝。在高速剪切下(>400 s-1)，黏度趋于平稳，这说明复合压裂液具有良好的耐剪切性能。高速剪切后的稳定黏度随线性胶的比例增大而增加，说明线性胶能提高滑溜水的耐剪切性能，使压裂液在高速剪切下保持较高黏度。

3. 静态携砂实验

将页岩气常用支撑剂(100目粉砂和40/70陶粒)分别与②、④、⑤、⑧号复合压裂液、滑溜水、线性胶配制不同浓度的混砂液，研究几种压裂液的携砂性能。

表2 不同比例的复合压裂液对粉砂和陶粒的携砂性能

由表2 可知，滑溜水对100目粉砂和40/70陶粒的沉降时间最短，均小于30 s，线性胶对两种支撑剂的沉降时间最长，复合压裂液对两种支撑剂的沉降时间介于滑溜水和线性胶之间。随着复合压裂液的黏度增大，支撑剂的沉降时间明显延长，说明黏度增大有利于降低支撑剂的沉降时间，提高压裂液的携砂性能。因此，线性胶对于提高滑溜水携砂性能起到积极作用。

4. 静态滤失性能

静态滤失实验是测定不含支撑剂的压裂液在一定温度和压力下通过滤纸的滤失性，以评价压裂液在地层温度和压力下的滤失情况，以此判断能否满足压裂施工要求。参考SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》[15]中的操作方法分别评价②、④、⑤、⑧号复合压裂液、滑溜水、线性胶静态滤失性能，结果如表3所示。

表3 不同比例的复合压裂液静态滤失性能

由表3 可知，复合压裂液的初始滤失量、滤失系数、滤失速率均小于滑溜水，说明其静态滤失性能优于滑溜水。随着线性胶比例的不断增大，复合压裂液的静态滤失参数不断减小，因此，可以通过增加线性胶比例来降低复合压裂液的滤失量，降低施工风险。

5. 破胶性能

复合压裂液采用常用的过硫酸盐破胶剂体系，通过优化破胶剂加量，破胶时间30～720 min可调，现场可根据地层温度、施工时长等工艺参数调整，同时降低施工风险。破胶液清澈透明，残渣量较少，黏度低于2 mPa·s，破胶液性能如表4所示。

表4 复合压裂液破胶性能

由表4可知，复合压裂液破胶后的黏度较低(<1.5 mPa·s)，破胶彻底；破胶液表面张力小于28 mN/m，界面张力小于2 mN/m，平均残渣含量为20 mg/L，破胶性能均满足行业标准要求。残渣含量介于滑溜水和线性胶之间，随着线性胶比例的增大，残渣含量明显增大，因此，可以通过优化线性胶的比例来降低压裂液对储层的伤害。

通过对复合压裂液的降阻性能、流变性能、携砂性能、静态滤失性能和破胶性能等方面的评价发现：滑溜水和线性胶在适当的比例下具有一定的协同增效作用，通过配方优化可以获得表观黏度较高、降阻性能好、携砂能力强、滤失量小、残渣较低的复合压裂液。该压裂液保留了滑溜水和线性胶的双重优点，弥补了两者的不足，同时可以调整配方强化某些性能以满足各种施工需求和应对复杂情况。

三、现场应用情况

复合压裂液在威远页岩气区块现场应用10多井次，施工排量12～14 m3/min，施工压力60～77 MPa，平均降阻率在72.5%，液体摩阻较低，最高砂浓度180 kg/m3，平均加砂强度1.7 t/m，携砂能力强，加砂强度高于常规滑溜水，施工成功率100%，压后稳产能力较好，取得了良好的应用效果。

例如在W-204H50平台XX井同一施工段和相邻施工段分别采用常规滑溜水和复合压裂液施工，对比两种液体的施工情况，施工参数如表5所示。