高黏滑溜水在秋林致密砂岩气压裂中的应用

2021-04-23张琳羚

钻采工艺 2021年1期

冯逢，张琳羚，刘波，张浩，杨波，蒋欣

(1中国石油西南油气田分公司致密油气勘探开发项目部 2中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院 3 成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室4 成都理工大学能源学院)

0 引言

普通滑溜水携砂能力弱，导致采用滑溜水进行致密砂岩气压裂时耗水量大，大量压裂液进入储层，可能导致气相渗透率大幅降低，对产能带来严重负面影响[1- 2]。交联胶和线性胶虽然携砂能力强，但通常渗透率伤害较高。高黏减阻剂(High Viscosity Friction Reducers，简称HVFRs)具有良好的黏弹性[3- 4]，较普通滑溜水具有更高的携砂能力且比交联胶和线性胶具有更低的储层伤害[5]，因此HVFRs可以用来替代高砂比阶段使用的线性或交联瓜尔胶[6]。近年在北美的非常规压裂中，HVFRs取得了良好的应用效果和经济效益。北美重要的七个油田(或盆地)(STACK、Anadarko、within the Meramee、Eagle Ford,Fayette County,TX、Haynesville、Osage、Utica)26口井施工情况统计显示，HVFRs使用化学用剂成本下降30%～80%，耗水量减少30%，产量增幅30%～80%[7]。

四川秋林致密砂岩储层具有低孔、低渗特点，孔隙度主要分布在8%～15%,平均为11.3%；渗透率主要分布在0.01～1 mD，平均0.57 mD。有效的储层改造才能使之获得工业气流，但压裂效果很容易因储层伤害而变差。为了进一步增加压裂液携砂性能，降低储层伤害，增加充填裂缝渗透率，本文开展了HVFRs的筛选及应用研究。

1 实验及方法

1.1 实验材料及仪器

选择市场3种乳液型普通滑溜水减阻剂A、B、C及一种乳液型高黏减阻剂HVFRs。岩心渗透率损害实验采用低渗人造岩心，长度约50 mm，直径约25 mm。仪器有：HAAKE MARS III型流变仪、MZ- II型摩阻仪、ZD- 5型台式多管式低速离心机、电动搅拌器、电子天平、电热恒温水浴。

1.2 实验内容及方法

测试不同浓度减阻剂下的黏度、耐盐性、减阻率及岩心渗透率损害率；实验方法采用行业标准：SY/T 6376—2008《压裂液通用技术条件》；SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》。黏度采用HAAKE MARS III型流变仪测试。岩心渗透率损害实验使用气体孔渗联测仪测定岩心的初始气体渗透率K1，然后注入不同类型压裂液破胶液滤液，注入氮气充分返排，再次测定其渗透率K2，根据两次渗透率数据得到渗透率损害率。

2 实验结果与讨论

2.1 增黏性能

如图1所示，4种减阻剂溶液黏度均随减阻剂浓度的增加而增加，HVFRs较其它3种减阻剂具有更强增黏能力。相同浓度下，黏度由大到小为:HVFRs>减阻剂A>减阻剂B>减阻剂C；相同黏度下，HVFRs的用量显著低于其它减阻剂。因此，HVFRs单位用量黏度最高，在保障滑溜水携砂性能时，能有效减少减阻剂的用量，节约液体成本，降低储层伤害。

图1 减阻剂溶液黏度随浓度变化对比图(清水)

进一步测试发现，当HVFRs浓度超过0.15%时，其黏度增加速度显著加快，见图2。

图2 HVFRs溶液黏度随浓度变化图(清水)

黏浓关系由每增加0.1%聚合物浓度黏度增加33.4 mPa·s，变为增加119.5 mPa·s，增黏效率增加2.6倍。这一现象归因于聚合物之间相互作用力的增强，通常出现在水溶性疏水缔合聚合物溶液中，当聚合物浓度超过临界缔合浓度后，聚合物链之间开始结成网络结构，使得黏度和弹性迅速增加，溶液携砂能力大幅增强[8]。因此，HVFRs高增黏效率使得可以通过调整稠化剂用量，来实现低、中、高黏滑溜水的配制(表1)，达到甚至超过线性胶的黏度。同时HVFRs溶解速度快，可实现全程在线混配，无需线性胶水化设备及备液罐，能有效节约成本并减少场地占用。

2.2 减阻性能

摩阻是滑溜水压裂液最重要的一项参数，4种减阻剂测试结果如图3所示。结果表明：0.05%、0.07%和0.10%浓度的HVFRs，较0.10%浓度的其它3种减阻剂的减阻性能好，10 000 s-1剪切速率下，HVFRs减阻率分别为74%、76%和78%。同时HVFRs表现出良好的耐剪切能力，剪切10 min减阻率仅有轻微降低，而减阻剂A、B、C在剪切2 min后，减阻率开始呈直线下降趋势，剪切10 min时减阻率已下降至50%左右。此外，测试显示HVFRs具有更快的水化速度，90 s时HVFRs减阻率已接近最大，说明其已充分水化，而其它3种减阻剂均在120 s时减阻率才达到最大。较快的水化速度有利于减阻剂发挥减阻效果及提升现场在线混配效率。

图3 不同稠化剂浓度下滑溜水减阻性能

2.3 耐盐性能

如图4所示，0.1%浓度的减阻剂溶液黏度随矿化度(KCl)的增加而降低。其中，HVFRs抗盐性最好，随矿化度增加，HVFRs黏度降低很小。而其它3种减阻剂黏度均出现大幅下降，例如矿化度为20 000 mg/L时，减阻剂A、B、C黏度下降幅度分别为33.78%、37.16%、52.23%。另外，不同浓度减阻剂黏度测试结果显示(图5)，相同浓度减阻剂加量下，HVFRs黏度比常规减阻剂黏度高40%以上。因此，HVFRs具有较好的抗盐性，使得配液用水矿化度范围更广，与低廉防膨剂(KCl)配伍性更强，有利于返排水的利用和成本控制。

2.4 岩心渗透率损害

对比测试变黏滑溜水HVFRs和常规滑溜水体系对储层岩心的伤害情况(见表2)。HVFRs对岩心渗透率损害率约为9.32%，远低于常规滑溜水A和B的14.57%和16.89%。

图4 0.1%浓度减阻剂溶液黏度与矿化度关系

图5 不同浓度减阻剂在20 000 mg/L KCl下的黏度

表2 不同滑溜水对岩石伤害测试结果

3 现场应用

3.1 变黏滑溜水现场应用模式

根据现场施工排量及滑溜水配方，按照一定比例将稠化剂及其他添加剂直接泵入混砂车搅拌池。稠化剂在搅拌池中20 s即可黏，40 s溶胀率可达到90%，现配现用完全满足了现场施工要求。通过改变稠化剂的浓度，实现低、中、高黏滑溜水在线自由切换。

3.2 典型井对比分析

3.2.1 地质参数对比

秋林202- H1、秋林203- H1、秋林10- H1井均为2019年在秋林地区实施的压裂水平井。3口井均分布在秋林区块沙2段8号砂组预测的有利储集带上。从储层物性看，平均孔隙度均在11%左右，含水饱和度40%左右。秋林202- H1、秋林203- H1、秋林10- H1井压裂段长度分别为1 119 m、1 122 m、891 m；Ⅰ、Ⅱ类储层之和秋林202- H1(857.6 m)井比秋林203- H1(487.2 m)和秋林10- H1井(258.4 m)具有明显的优势，平均孔隙度11.9%也略高于另2口井的10.5%、10.7%。

3.2.2 压裂施工概况及对比

秋林202- H1井采用常规滑溜水+交联胶，秋林203- H1井采用常规滑溜水+线性胶，秋林10- H1井采用HVFRs滑溜水体系。3口井先后于2019年4、6、10月施工，措施效果具有明显差异。3口井压裂效果影响因素较多，施工参数也不尽相同，但仍有一定可比性，详细参数见表3。

表3 三口井施工参数统计对比表

秋林202- H1井储层品质最好，但施工效果最差，压后绝对无阻流量仅7.7×104m3/d，为另外两井的22%，最终产量不足两口井的1/4。该井用液量2.4×104m3，约为另外两井的1.2倍；砂量3 393 t，约为另外两井的77%。分析认为，主要是交联胶对储层伤害大，裂缝渗透率保留率低，很可能导致储层伤害后渗透率大幅降低。

秋林202- H1井与秋林10- H1井压后绝对无阻流量相当，分别为35.6×104m3/d、33.4×104m3/d。加砂量和用液量也相当，加砂量均为4 400 t，液量均约为2×104m3。但秋林203- H1井全程加砂为40/70目，其中22%(1 014 t)为陶粒，而秋林10- H1井为粒径更小的石英砂，采用70/140目(80%)和40/70目(20%)组合，理论上，支撑剂粒径更大的秋林203- H1井裂缝渗透率更高。同时，秋林203- H1井Ⅰ、Ⅱ类储层总厚度也明显高于秋林10- H1井，达到了1.9倍。秋林203- H1地质条件和支撑剂均显著优于秋林10- H1井，但绝对无阻流量却相当。推测秋林10- H1井变黏滑溜水HVFRs体系比起普通滑溜水+线性胶的秋林203- H1有更低的储层伤害，从而使得前者在压裂段长度仅为后者80%、优质储层仅为后者53%的情况下，仍然保持了几乎相同的绝对无阻流量。

从携砂能力看，三种体系最高砂浓度分别为480 kg/m3、520 kg/m3、520 kg/m3，采用HVFRs体系后，典型的施工曲线如图6，整个施工过程压力平稳，说明高黏滑溜水具有较强的携砂能力。

3.3 总体应用情况

在前期总结的基础上，后期秋林地区沙2段8号砂组均采用变黏滑溜水HVFRs体系。截止2020年6月，该区块已采用HVFRs压裂5口井，绝对无阻流量33.4×104～214.1×104m3/d，平均84.5×104m3/d，显示出良好的改造效果(表4)。目前该技术已成为四川致密砂岩气改造获得突破的关键技术之一。