氢键抑制方法减少瓜尔胶压裂液对砂岩储层的吸附伤害

2019-09-02郭建春王世彬

天然气工业 2019年7期

郭建春李杨王世彬

“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学

0 引言

中国致密砂岩气藏资源丰富，但储量丰度低、产量递减快、经济开发难度大[1-4]。水力压裂是开发致密砂岩气藏的关键技术[5-7]，其中瓜尔胶压裂液的使用率超过75%[8-10]。但是瓜尔胶进入储层会与岩石发生物理化学作用，导致油气渗流通道变窄甚至完全堵塞，进而表现为储层的渗透率伤害[11-14]。

目前，针对瓜尔胶压裂液在砂岩储层中的伤害机理研究主要包括水敏、水锁、压裂液残渣伤害等[15-17]。常用的储层保护技术主要有加入黏土稳定剂、破胶剂、助排剂等添加剂，减小压裂液浓度，缩短施工时间以及降低稠化剂分子量等[18-21]。但是由于瓜尔胶分子链上大量的羟基基团会与岩石表面产生吸附作用，导致岩石多孔介质的有效孔喉半径减小，严重影响了水力压裂改造的效果[22-24]。

为了实现对砂岩储层吸附伤害的有效控制并提升致密砂岩气资源的勘探开发效果，笔者针对瓜尔胶压裂液在砂岩多孔介质中产生的吸附伤害进行了系统的实验与理论研究，主要包括瓜尔胶压裂液对砂岩的吸附伤害机理、瓜尔胶压裂液吸附引起的孔喉结构变化、解吸附剂的加入对瓜尔胶压裂液综合性能的影响等。

1 砂岩吸附伤害问题提出

瓜尔胶压裂液中稠化剂瓜尔胶的含量为3%～5%，为验证瓜尔胶是否会吸附在砂岩多孔介质中，首先将砂岩岩样用5 000 mg/L的瓜尔胶压裂液（或超纯水）正向驱替5 h，再利用氮气反向驱替直至尾端无液体回流。取出夹持器中与瓜尔胶压裂液（或超纯水）接触后的岩心制样，进行热重分析（图1）。

图1 砂岩热重分析曲线图

根据热重实验结果可以看出，与超纯水接触后的岩样在升温至100 ℃时重量开始下降，200 ℃以后岩样质量降低至原始重量的99.85%。而与瓜尔胶压裂液接触后的砂岩在200 ℃以内和与超纯水接触后的热重曲线变化趋势一致，但当温度超过瓜尔胶热分解温度280 ℃[25]，岩石重量迅速下降（相比超纯水继续下降0.392%），350 ℃后失重速度降低，重量趋于稳定，热重曲线呈现双平台。由此可推知，瓜尔胶已经在砂岩多孔介质中发生了吸附，且瓜尔胶在砂岩中的吸附量大约为3.9 mg/g。

2 压裂液对砂岩吸附伤害机理

吸附的主要作用力有范德华力、静电力、氢键力和化学键[26-28]。范德华力太小可忽略不计[29]，瓜尔胶分子不显电性，静电力也十分微弱[30]。因此氢键作用力和化学键作用是瓜尔胶与岩石之间吸附作用力的重要来源，笔者采用X射线光电子能谱仪对瓜尔胶分子与砂岩岩石之间的吸附作用力进行分析。

2.1 吸附作用机理

从X射线光电子能谱图上可以看出，砂岩岩石表面有3个含碳特征峰（图2）。其中284.8 eV键能表示的是C—H/C—C键，吸附前后该处的键能未发生变化。285.8 eV处为C—O键，吸附后该峰值左移286.1 eV，但移动幅度很小，说明此处并没有新的键形成，而是由于岩石表面裸露的O原子与瓜尔胶分子链上羟基发生相互作用，形成了氢键（C—O——H）。288.6 eV 处为键，吸附后该峰右移至288.0 eV处，说明在此处也形成了氢键综上所述，瓜尔胶与砂岩之间的吸附作用力主要是氢键力，并且瓜尔胶分子会与砂岩表面的含氧基团形成多重氢键作用，从而加剧瓜尔胶压裂液在岩石多孔介质中的吸附伤害。

图2 砂岩与瓜尔胶吸附作用力类型图

2.2 吸附作用力破坏

明确了瓜尔胶与岩石之间的吸附作用机制为多种氢键作用，而氢键作用属于一种可逆的吸附作用力。因此本文利用氢键抑制剂破坏瓜尔胶与砂岩间的氢键作用，从而降低瓜尔胶在砂岩多孔介质中的吸附[31]。瓜尔胶压裂液中加入2‰的氢键抑制剂，吸附量会从 3.95 mg/g 降至 2.07 mg/g（图 3），这表明笔者所提出的抑制氢键作用从而解决瓜尔胶压裂液在砂岩多孔介质中的吸附伤害思路是可行的。

图3 氢键作用力破坏效果图

3 压裂液吸附对砂岩孔喉结构变化

3.1 孔径分布变化

将饱和超纯水和驱替瓜尔胶（以及含氢键抑制剂的瓜尔胶）的岩心进行核磁共振实验（图4）。由T2谱可知瓜尔胶进入岩心后弛豫时间变短，加入2‰的氢键抑制剂后弛豫时间变长。驱替瓜尔胶后反演计算出的砂岩孔径分布变小，大孔径明显消失，小孔隙比例增加，加入氢键抑制剂后孔径分布也相应地出现了增大的趋势。驱替瓜尔胶后宏观孔隙度从16.56%减小至12.23%，加入氢键抑制剂后孔隙度增至14.47%。综上所述，瓜尔胶会吸附在砂岩多孔介质内部导致孔径变小，而氢键抑制剂可以使孔隙空间得到较大程度的恢复。

3.2 孔喉连通性变化

压裂液对储层渗透率伤害不仅是由于稠化剂分子吸附引起砂岩有效孔喉半径减小，其本质是由于吸附致使大部分的喉道发生堵塞，使得孔喉连通性变差，最终导致油气在多孔介质中的渗流阻力增加。因此本文利用CT扫描＋三维重构＋灰度识别对瓜尔胶在砂岩中的吸附形态进行精细化表征，同时利用PerGeos软件对重构岩样进行数学处理，对孔喉连通性进行定量化表征。从图5可以看出，原始岩样空隙空间大且孔喉连通性好，孔喉比高达1︰3.44。瓜尔胶驱替后的岩样有效孔隙空间减小，孔喉比降低，剩余有效孔喉比仅为1︰1.26。加入氢键抑制剂后有效孔隙空间增大，孔喉连通性变好，孔喉比恢复至1︰2.32。

4 氢键抑制剂对压裂液综合性能的影响

压裂液的综合性能是保障顺利进行压裂施工的前提，氢键抑制剂是否会影响瓜尔胶压裂液的综合性能，本文按照标准SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》对加入氢键抑制剂后压裂液的流变性、破胶性和伤害性进行了系统评价。

4.1 流变性

图4 瓜尔胶驱替前后T2谱及孔径分布图

图5 砂岩CT扫描及孔喉划分结果图

图6 瓜尔胶压裂液基液、胶液流变曲线图

利用 Hakke Mars III流变仪在 170 s－1、90 ℃条件下测试压裂液基液和胶液的表观黏度（图6）。当温度升高至90 ℃时，含氢键抑制剂压裂液相比常规压裂液的基液黏度从 55 mPa·s降至 53 mPa·s，下降幅度很小。相比常规胶液而言含氢键抑制剂的胶液黏度从 318 mPa·s 降至 270 mPa·s，含氢键抑制剂的胶液黏度略有下降，但始终保持在250 mPa·s以上，有较好的耐温抗剪切性能，能满足现场要求。

4.2 破胶性

压裂施工结束后，需要对冻胶压裂液进行破胶，降低压裂液分子量和黏度，加快压裂液返排，减小对储层的伤害。将瓜尔胶压裂液和含氢键抑制剂的瓜尔胶压裂液交联后在90 ℃条件下进行破胶，待压裂液完全破胶后测其表面张力和残渣含量（表1）。两种压裂液均能完全破胶。含氢键抑制剂的瓜尔胶压裂液破胶时间从240 min缩短至180 min；破胶液黏度从 2.8 mPa·s降低至 2.1 mPa·s；破胶液表面张力从25.14 mN/m降低至20.15 mN/m；残渣含量从 471.52 mg降低至 283.65 mg。综上所述，含氢键抑制剂的压裂液相比常规压裂液更有利于破胶后返排。

4.3 伤害性

笔者测试了两种压裂液破胶液对4块砂岩岩心的基质伤害（4块岩心孔隙度、渗透率基本一致），实验结果如表2所示。常规瓜尔胶压裂液破胶液平均伤害率高达35.69%，而含2‰氢键抑制剂的瓜尔胶压裂液破胶液平均伤害率为23.77%，伤害降低幅度高达33.41%。进一步说明了氢键抑制剂对减少瓜尔胶在砂岩多孔介质中的吸附，从而降低渗透率伤害的有效性。