深层油气用加重滑溜水压裂液体系

2020-05-07王丽伟杨竞旭高莹杨战伟滕起韩秀玲徐敏杰

钻井液与完井液 2020年6期

王丽伟，杨竞旭，高莹，杨战伟，滕起，韩秀玲，徐敏杰

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北唐山 063004；3.中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院，新疆库尔勒 841000）

近年来，深层油气开发已成为我国油气勘探开发的重要领域，作为典型的非常规油气藏，它具有埋藏深度大、温度高、施工压力高等特点，给储层改造带来更多困难[1-2]。塔里木库车山前区块作为典型的超深层气藏，75%施工井泵压在100 MPa以上，最高施工压力达到136 MPa，压裂增产改造一直是制约其油气开发的技术瓶颈，施工排量也受到极大限制。笔者借鉴页岩气用滑溜水成功应用的经验和加重压裂液的优点，形成了加重滑溜水体系。

1 超深井改造高施工压力分析

超深井储层改造施工时，由于井口压力高，无法通过提排量满足体积改造的需要，同时超高压力下施工安全隐患较高，利用目前的技术与装备甚至无法进行施工作业。

压裂施工期间井口所受压力计算见公式（1）。

式中，Pw为井口压力，MPa；Pb为储层破裂及延伸压力，MPa；Pf为摩阻损失（包括孔眼、管柱沿程），MPa；Ph为井筒液柱压力，MPa。

这个公式表明降低井口压力的主要措施是增加液柱压力及降低沿程摩阻。因此，通过增加压裂液的密度，即增加液柱压力，可降低井口施工压力。但在实际施工过程中部分加重压裂液并没有显著降低施工压力，某施工井施工曲线见图1。该井井深为7600 m，前置液阶段为非加重压裂液，密度为1.0 g/cm3，最高排量为4.5 m3/min，施工压力为91～119 MPa，已接近井口最高限压120 MPa。前置液泵注68 m3后，开始泵注密度为1.35 g/cm3的甲酸钾加重压裂液，最高排量仍为4.5 m3/min，按照液柱增加值计算，井口压力应降低26 MPa 左右，实际施工井口压力却高达117 MPa，未显示压裂液加重后的降压作用。

图1 某井加重压裂液施工压力曲线

据统计超深加重压裂液施工井，普遍存在液体密度增加，施工压力降低值未达到理论效果。根据公式（1），影响井口施工压力另外一个重要参数是沿程摩阻。由贾因（Jain）（1976）提出的单项流体摩阻系数关系计算，见公式（2）～（4）。

可知，压裂管柱确定后，摩阻损失Pf仅与液体密度及摩阻系数相关。沿程摩阻是与液体密度、摩阻系数及液体黏度正相关，可见液体摩阻也是决定施工压力的关键参数。

随着深层油气渗透率、孔隙度进一步劣势化，如何形成缝网、提高单井产量成为目前丞待解决的难题。基于理论分析及加重压裂液实际应用中存在的问题，借鉴页岩气用滑溜水应用的经验[3-5]，笔者以库车山前区块为研究对象，通过加重剂、降阻剂及助排剂的合成及优选，形成一套高效率加重滑溜水体系。该体系密度增加的同时，还能降低液体黏度及摩阻系数，达到降低沿程摩阻目的；并对其进行了系统的性能评价，以期为该区块的储层改造提供技术支持及保障。

2 高效加重滑溜水体系的研发

常规滑溜水体系主要组成部分是水和降阻剂，对于加重滑溜水而言，还有一个重要组分是加重剂。主要从加重剂、降阻剂及助排剂3 方面进行高效加重滑溜水的研发。

2.1 加重剂的优选

压裂液体系用加重剂通常要溶解度高、溶解速度快、加重密度大与其它处理剂和储层流体的配伍性要好，通常有氯化物、硝酸盐、甲酸盐、溴盐及它们的复合盐等几类[6-8]。氯化钾价格低廉，但加重密度较低；NaNO3加重压裂液密度为1.32 g/cm3，考虑到安全隐患，在新疆禁用；甲酸盐及溴盐体系可加重至1.5 g/cm3以上，成本高出KCl 加重压裂液5 倍以上；另外还有一些复合盐体系[9-11]，选择复合盐加重的目的在于考虑成本和加重密度2 者之间的平衡，达到可行的加重盐组合。

综合考虑以上因素，选择价格低廉、货源充足的氯化钙作为加重剂。氯化钙无毒、无臭，吸湿性极强，极易潮解，易溶于水，同时大量放热（其溶解焓为-176.2 J/g）。无水氯化钙溶于水放热严重，不利于现场施工，因此选择二水氯化钙作为加重滑溜水加重剂，放热温和，可操作性更强。二水氯化钙产品形态、生产方式及产地多样化，且应用于不同的行业，故没有形成统一的氯化钙标准。作为滑溜水加重剂使用，由于硫酸盐对管柱腐蚀有一定的影响，故选择符合国标GB/T 26520—2011 的工业氯化钙，该标准对氯化钙中硫酸盐含量进行了明确规定。根据这一要求，选取了3 种工业二水氯化钙进行配制，见图2。1#工业二水氯化钙杂质含量高，呈现棕黄色；2#工业二水氯化钙溶于水有白色沉淀；3#工业二水氯化钙能够形成无色透明溶液。因此选择杂质含量更低的3#工业氯化钙作为滑溜水加重剂使用，降低对储层的伤害。

图2 3 种CaCl2在水中的溶解情况

2.2 耐高盐降阻剂的研发

合成了具有特殊结构的长链聚丙烯酰胺类聚合物FA31，在合成过程中添加了耐高温、耐高浓度二价离子盐的单体，分子量600 万左右，耐氯化钙35×104mg/L，降阻剂在密度为1.35 g/cm3的二水氯化钙溶液中具有良好的减阻性、溶解性和耐温性。

2.3 助排剂的优选

与常规压裂液不同，在加重溶液中液体密度大，液体内部分子之间的距离变小，分子间引力增大，液体的表面张力也会相应越大。Q/SY 17376—2017中提到气井氟碳类和非氟碳类助排剂表面张力标准值为≤25 mN/m 和≤27 mN/m。常用的某一性能优良的助排剂YL-3 在常规压裂液和该加重滑溜水中的表面张力分别为22.78 mN/m 和32.10 mN/m（见表1），可见密度对表面张力的影响非常明显。因此优选出加重滑溜水专用助排剂ZD-4，其与加重滑溜水配伍性良好，用量在0.5%时表面张力为26.53 mN/m，具有良好的助排效果。

表1 助排剂在不同溶液中的表面张力（mN/m）

3 高效加重滑溜水体系的性能

低成本高效加重滑溜水体系由水、二水氯化钙加重剂、降阻剂FA31、助排剂ZD-4 组成。加重剂加量为46%，压裂液密度为1.35 g/cm3，降阻剂用量为0.05%～0.15%，助排剂用量为0.5%。

3.1 降阻剂溶解性能

由于大量二价钙离子的存在严重影响降阻剂分子的分散及水溶性，因此该加重滑溜水配制过程为水中先行加入降阻剂FA31，溶胀完毕后再加入二水氯化钙。不同降阻剂浓度形成的加重水溶液黏度数据见表2。可知，降阻剂溶胀5 min，黏度可达到最终黏度的90%以上，然后加入二水氯化钙，在0.1%降阻剂中，黏度为6.56 mPa·s。可知，该降阻剂具有良好的溶解性能，在现场配制简便可行。

表2 不同降阻剂浓度形成的水溶液黏度特性

3.2 降阻剂耐温性能

采用高温高压旋转流变仪测试0.1%降阻剂的加重滑溜水的耐温耐剪切性能，对比高温剪切前后的黏度变化见图3。

图3 加重滑溜水高温剪切（150 ℃、16 min）前后的黏度变化

由图3 可知，高温剪切前黏度为9.48 mPa·s，再次降低至25 ℃时黏度为8.53 mPa·s。黏度可恢复到初始黏度的90%，说明高分子结构未被破坏，该降阻剂具有良好的耐温性能。

3.3 降阻剂耐高盐性能

实验室用清水和35×104mg/L 氯化钙盐水配制滑溜水，测试滑溜水黏度，观察降阻剂溶解性能，结果见表3。可知，油田常用降阻剂1 和降阻剂2 在氯化钙盐水中不能完全溶胀，有絮状物漂浮和沉降，黏度变化较小，氯化钙盐水的黏度为3.29 mPa·s，说明降阻剂在该盐水中几乎没有溶胀。耐高盐降阻剂FA31 在清水中的黏度为7.61 mPa·s，在氯化钙盐水中的黏度为6.56 mPa·s，溶胀均匀，无絮状物漂浮或沉降。说明，降阻剂FA31 具有良好的耐高盐性能。

表3 不同降阻剂在清水和氯化钙盐水中的黏度

3.4 减阻性能

实验采用常规的管路摩阻测试设备，摩阻管路长度4 m，最大排量10 L/min，管线内径为4.6 mm，通过测定滑溜水流经管路的压降和流量进行摩阻测试。根据流体力学，降阻率可以表示为摩阻系数的降低，即：DR=（1-λ/λ0）×100%。由公式可知：

式中，D为管路内径，m；ΔP为流体摩阻压差，Pa；ρ为流体密度，kg/m3；υ为流体流速，m/s；l为管路长度，m。由公式（5）可见，当实验管路确定后，保持对同样流速下的清水和滑溜水进行比较，摩阻系数与流体密度和摩阻压降相关，将式（5）带入DR计算可得式（6）。

由式（6）可知，若液体不加重，少量的降阻剂对密度影响极小，密度可约等于清水的密度，则降阻率仅与压降有关。但对于加重滑溜水而言，密度能够提高15%～50%，因此加重滑溜水的减阻率较常规滑溜水降阻率低。针对笔者研究的加重滑溜水（密度为1.35 g/cm3）进行系列摩阻测试，见图4。可见由于受多种因素影响，减阻效果不仅与流速相关，流速增大到一定数值，减阻增量有所降低，还与流体密度和降阻剂浓度也关系密切。根据实验数据，在0.1%降阻剂条件下，未加重时降阻率达到75%，加重时降阻率约为62%，减阻效果明显。因此本研究采用0.05%～0.15%作为加重滑溜水中降阻剂的浓度。

图4 降阻剂对加重滑溜水降阻性能的影响

3.5 伤害性能测试

该加重滑溜水中含有大量的二水氯化钙，工业化学品中不可避免含有一定的不溶性杂质，会对岩心产生一定的伤害。根据行业标准SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》，进行岩心伤害率测试。初始渗透率0.125 mD，伤害后渗透率0.111 mD，伤害率11.2%，可见，通过控制添加剂质量关，能够降低该滑溜水对岩心的伤害程度。