自交联乳液混合水体系性能评价及其在鄂北致密气储层的应用*

王娜，王蕾，龚浩研，李军，解亚鹏，李文洪

(1. 中国石油长庆油田分公司采气二厂，陕西榆林 719000；2. 捷贝通石油技术集团股份有限公司，北京 102299)

近年来，我国对油气的需求量不断升高。天然气作为一种清洁化石能源，在一定程度上缓解了我国石油供应的压力，我国天然气的消费量增长较快。2018 年，我国进口天然气1 214 亿m3，成为全球最大的天然气进口国，天然气对外依存度由2017年的38.77%增至2018 年的45.3%，并且还会逐年增加[1-2]。随着天然气消费量的不断升高，除了常规天然气资源外，低品位的非常规天然气资源逐渐受到关注，我国的非常规天然气可采资源量与常规天然气可采资源量相当，勘探开发潜力十分巨大。致密砂岩气，也称致密气，是非常规天然气的一种，目前国内将致密气定义为渗透率小于或等于1×10-4μm2的砂岩储层中的天然气。资料显示，我国致密气可采资源量超过9×1012m3[3]。与煤层气和页岩气相比，我国致密气开发进度较快，我国致密气已进入规模化开发利用阶段，目前我国致密气年产约400 亿m3，约占我国天然气总产量的30%，产气量仅次于常规气。

我国鄂尔多斯盆地北部蕴含有丰富的致密气资源，水力压裂是开发该类资源的主要手段之一[4-5]。加大该地区的致密气勘探开发力度，低成本、高效地发展适用于致密气储层的压裂改造新工艺、新技术是研究重点[6-7]。目前，致密气水力压裂大多采用的是线性胶压裂液、交联冻胶压裂液及泡沫压裂液体系等，其中，线性胶压裂液、交联冻胶压裂液存在残渣含量高、对地层伤害较大等缺点[8-9]，而泡沫压裂液存在成本高、专业设备多及施工风险高等缺点[10]。针对鄂北地区致密气山西组山2 段的储层地质特征，按照“体积压裂”，对传统的致密气储层压裂方式进行改进创新，提出了自交联乳液混合水压裂技术，并对制备的自交联乳液进行了性能评价。该技术在鄂北地区致密气压裂现场的6 口井得到了成功应用，增产效果显著，具有广阔的推广应用前景。

1 自交联乳液混合水压裂技术

1.1 目标区增产改造技术现状

鄂尔多斯盆地北部地区二叠系下二叠统山西组山2 段蕴含丰富的致密气资源，岩性主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩，以中-粗粒结构为主，碎屑粒径为0.3～1.0 mm。储层物性相对较差，结构和成分成熟度均较低，硅质及钙质胶结作用较强，孔隙类型以次生溶孔和晶间孔为主，含有少量收缩孔和微裂缝[11]。

该储层具有“低孔、低渗、低压力系数、低丰度”的典型特征，在覆压条件下，基质渗透率小于0.1×10-3μm2的储层占89%，具有典型的致密气储层特征[12]，该类气藏必须依靠水力压裂改造才能获得工业产能。

羟丙基胍胶压裂液是鄂北地区致密气储层最为常用的压裂液体系，其成本相对较高、残渣含量较大，容易引起致密储层孔喉的堵塞以及人工裂缝导流能力的损害，该区块储层使用(w)0.45%胍胶压裂液时，对支撑带损害率达到45%以上[13]。羟丙基瓜胶分子量较大，会进一步造成微细孔道的固相堵塞，从而降低天然气的绝对渗透率。此外，羟丙基瓜胶压裂液体系还会在致密砂岩气藏引起严重的水锁伤害，降低天然气的相对渗透率。目前该区块单井压裂试气产量整体偏低，采用常规压裂工艺无法获得储层的最大产能。因此，开发新的“低伤害、高改造程度、高导流”的压裂技术是提升目标区压裂产能的重要途径之一。

1.2 常规混合水压裂技术

混合水体积压裂技术发展的基础是滑溜水体积压裂技术。滑溜水体积压裂技术最早是在页岩气开发中提出的，之后逐渐应用于致密气储层开发，其技术原理是：在水力压裂过程中，采用低黏度滑溜水，以“大液量、大排量”地注入地层，不断开启天然裂缝，并产生剪切滑移自支撑(见图1)，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络(见图2)，进而缩短油气从基质向裂缝渗流的距离，实现对储层的三维立体改造，提高压裂产量[14]。

图1 裂缝剪切滑移过程示意

由于滑溜水的黏度较低，支撑剂难以被携带进入天然裂缝，导致储层改造效果受限。近年来，研究者们提出了以“高低黏度液体组合、不同粒径支撑剂组合、大排量、大规模压裂”为主要特点的混合水压裂技术，并在鄂尔多斯盆地致密油气储层中得到了应用[15-16]。混合水压裂技术主要采用滑溜水、线性胶和交联液等不同类型的压裂液进行交替压裂作业，相比于传统的滑溜水体积压裂，该技术一般在携砂液阶段采用黏度更高的胶液或冻胶来保证携砂能力，同时采用不同粒径的支撑剂组合，其中大粒径支撑剂主要用于支撑缝口，小粒径支撑剂用于支撑缝尖以及天然裂缝，进而保证获得更大的网络裂缝导流能力。混合水压裂主要分为4 种类型，即正向混合水压裂、反向混合水压裂、段塞式正向混合水压裂以及段塞式反向混合水压裂[17]。混合水压裂的技术特点为“高低黏度液体组合、不同粒径支撑剂组合、大排量、大规模压裂”，能够最大程度增大储层改造体积(SRV)及有效支撑体积(EPV)[18]。

1.3 自交联乳液混合水压裂技术

常规混合水压裂技术存在一些缺点，如压裂配方较为复杂，产生的储层伤害较大。自交联乳液混合水压裂技术是针对致密气藏改造发展起来的一项技术，该技术与常规混合水压裂技术的特点大体一致，施工流程相近，但是自交联乳液混合水压裂技术以自交联乳液作为携砂液，能够对体积裂缝产生有效支撑，还能大幅降低压裂液产生的储层伤害。自交联乳液[19]由线型高弹性聚合物分子和纳米材料相结合，分子量大幅降低，通过在同一个分子上接上不同的活性基团，同时具有降阻、防膨、助排、杀菌等多种功能，简化了压裂液体系配方。自交联乳液是由多种环保功能单体合成的，合成中不添加对环境有害的物质，同时自交联乳液是依靠聚合物分子间的多元缔合形成稳定的空间网状结构，无需额外添加交联剂，就可具有较好的携砂能力。

自交联乳液混合水可以使用现场水直接配液，现场只使用一种化学药剂，通过浓度的调整实现高低黏液体的转换。与常规压裂液体系相比，自交联乳液混合水具有以下优点：①一剂多效。具有降阻、增黏、助排、防膨、杀菌等多种功效。②速溶性更好。③携砂性能更好。由于体系为乳液型，体系在水中可自交联形成稳定的黏弹性空间网状结构。④清洁环保低伤害。采用无毒化学物质合成，清洁安全环保，无生物毒性，对环境友好。体系易破胶，破胶后无残渣、无重金属成分，对储层伤害小。⑤耐高温性能好。使用温度最高可达160 ℃。⑥降阻性能好。降阻率可达75%以上。⑦配液简单。单一组分，用量少，现场配液简单，使用方便。⑧成本低：混合水压裂比常规冻胶压裂成本可降低40%～60%。

2 自交联乳液的制备与性能评价

2.1 自交联乳液制备方法

自交联乳液的合成配方主要采用内向相和外相结合进行乳液聚合，内向选择水为溶剂，各单体的质量分数为：2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(5%～8%)，氢氧化钾(1%～2%)，甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(15%～20%)；选择碳酸甘油酯为外相溶剂，各单体质量分数为：碳酸甘油酯(35%～45%)、丙烯酸(10%～16%)、全氟丙烯酸聚氧乙烯酯(3%～5%)。

合成步骤为：①将甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、氢氧化钾、水配制成混合物作为内相；②将丙烯酸、全氟丙烯酸聚氧乙烯酯、碳酸甘油酯混合配成混合物作为外相；③将外相和内相混合配成基液；④利用引发剂进行催化反应，在30 ℃下反应24 h，最终得到自交联乳液产品。

2.2 自交联乳液性能评价

2.2.1 红外光谱特征

对自交联乳液进行了红外光谱分析以确定聚合物上的官能团的特征吸收峰，结果见图3。

图3 自交联乳液红外光谱

由图3 可见：3 450 cm-1处宽而强的吸收峰是酰胺基团(—NH2)的特征吸收峰，2 930 cm-1处尖而狭窄的吸收峰是高分子主链上C—H 的伸缩振动吸收峰，1 750 cm-1处的吸收峰是碳酸甘油酯中酯基的弯曲振动吸收峰，1 700 cm-1处的吸收峰是酰胺基团的伸缩振动吸收峰，1 450 cm-1处是自交联乳液上—CH3的弯曲振动吸收峰，1 307 cm-1和1 035 cm-1处是侧链上羧酸的吸收峰。综上，自交联乳液上具有各聚合单体的所有特征吸收峰，表明多功能自交联乳液的合成较为成功。

2.2.2 溶解性能评价

考察了自交联乳液(w，0.1%，下同)在清水中的溶解时间对体系黏度的影响，结果见图4。

图4 自交联乳液在清水中的溶解时间对体系黏度的影响

由图4 可见：在清水中加入(w)0.1%的自交联乳液，20 s 后体系的黏度可维持在1.5 mPa·s 左右，溶液均匀无沉淀及絮凝物出现，表明自交联乳液能够快速充分溶解。因此，在现场施工配液过程中，自交联乳液只需在配液水中循环即可，无需额外增加搅拌增溶设备，可大大缩短压裂施工周期和成本。

2.2.3 降阻性能评价

由于酰胺基团易溶于水且能形成黏弹性溶液，因此自交联乳液具有较优的降阻性能。此外，自交联乳液中还引入了耐剪切的AHN 单体，同样可提高自交联乳液的抗剪切能力。按照SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》，采用管路摩阻测试系统考察了不同剪切速率下清水及自交联乳液通过管路时的摩阻，并对其在不同剪切速率下的降阻率进行计算，结果见图5。

图5 自交联乳液混合水降阻性能曲线

由图5 可见：自交联乳液在剪切速率为5 000 s-1条件下的降阻率高达78.6%。

考察自交联乳液在不同温度条件下的降阻率，结果见图6。

由图6 可见：随着温度的升高，该体系的降阻率几乎不改变，且在160 ℃以上的高温条件下仍具有较好的降阻性能。

图6 温度对降阻率的影响

2.2.4 防膨性能评价

山2 段致密砂岩储层黏土含量较多，且含有大量的伊蒙混层，压裂液进入储层后极容易引起黏土水化膨胀、分散和运移，从而堵塞通道并降低天然气的流动能力[20]。按照SY/T 5971—2016《油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》进行了防膨能力试验，分别测定了自交联乳液和油田常用防膨剂KCl 不同质量分数对防膨率的影响，结果见图7。

图7 自交联乳液和防膨剂KCl的防膨性能对比

由图7 可见：当自交联乳液加量为(w)0.1%时，其对黏土的防膨率已高达92.3%，而KCl 的质量分数为5%时的防膨率仅为67.5%，表明自交联乳液的防膨性能远优于KCl，可满足工程要求。这主要是由于自交联乳液含有吸附性官能团羟基和酰胺基团，可以取代水而强烈吸附于黏土表面，达到隔离水和黏土的目的。同时，自交联乳液溶于水后的体系会有一定的黏度，可以控制水活度，进而促使水流出黏土晶层间。此外，自交联乳液粒度较小，可进入到黏土晶层间压缩黏土扩散双电层，使得黏土聚集沉降。上述3个原因的协同作用使得自交联乳液具有较优的防膨性能。

2.2.5 残渣含量测定

残渣是压裂液破胶后残存的不溶物质，该不溶物可能在储层表面形成致密滤饼并对储层渗透率造成一定伤害，还可能充填与支撑裂缝带造成导流能力的损失。按照SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》测定了自交联乳液破胶后的残渣含量。结果表明：当试验温度为90 ℃时，(w)0.1%的自交联乳液的残渣质量浓度仅为19 mg/L，符合行业规定(小于500 mg/L)，且远低于目前主要使用的羟丙基瓜胶压裂液的残渣含量，大幅降低了压裂液导致的固相伤害。

2.2.6 携砂性能评价

按照行业标准SY/T 5108—2006《压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法》的方法对压裂砂沉降速率进行测定[21]。首先采用标准筛组合进行筛分，得到符合粒径规格的支撑剂。在100 mL 量筒中加入50 mL 的压裂液，在水浴锅中恒温至90 ℃，加入0.5 g 支撑剂，使用秒表测定支撑剂的沉降速率，完成3 次平行试验，取其平均值作为最终结果。自交联乳液混合水和羟丙基瓜胶压裂液的支撑剂沉降速率测定结果见表1。

表1 自交联乳液和羟丙基瓜胶压裂液的支撑剂沉降速率测定结果

由表1 可见：在90 ℃条件下，40 mPa·s 的自交联乳液混合水的悬砂能力与400 mPa·s的羟丙基胍胶压裂液的悬砂能力相当，表明自交联乳液体系具有较优的携砂性能，可完全满足压裂施工需求。

3 自交联乳液混合水现场应用分析

3.1 应用情况

自交联乳液混合水压裂技术已在鄂尔多斯盆地北部致密气压裂现场成功应用6 井次，与常规胍胶压裂工艺的应用情况对比见表2。

表2 自交联乳液混合水与常规胍胶压裂工艺的应用情况对比

由表2 可见：自交联乳液混合水的溶解速率较快，配制的压裂液体系较为均匀且无沉淀和絮凝物出现，施工压力较低，降阻效果明显。压裂后平均井口油压15.6 MPa，平均无阻流量11.8 万m3/d。与常规羟丙基瓜胶压裂液的应用效果相比，在同等地层条件下，使用自交联乳液混合水的措施井无阻流量提高了25.5%，井口油压提高了4.2 MPa，表明自交联乳液混合水压裂技术在鄂北地区致密气储层具有较好的适用性。

3.2 典型井改造案例

3.2.1 压裂改造思路

DK-XX 井是鄂尔多斯盆地北部山西组山2 段致密气储层部署的一口水平井，水平段长1 200 m，水平井筒方向与最大水平主应力方向呈88°，砂岩钻遇率达到82.9%，平均全烃含量(w)为58.9%。目的层砂体厚度为11.4 m，气层厚度为8.3 m，上部盒1-1 层发育6～24 m 的泥岩隔层，下部山2-1层发育20 m 的泥岩隔层，形成了较好的隔层遮挡作用。邻井在山2-2 层的压裂无阻流量为1.5～3.7万m3/d。

根据DK-XX 井的地层特征，考虑采用自交联乳液混合水压裂工艺，以增大储层改造体积及有效支撑体积，提高单井产能，进而实现该区山2-2 层的突破。改造方案为：①采用低黏度前置滑溜水，前置液比例(w)提高至40%～45%；②为保证施工顺利，适当控制砂比，结合前期施工经验，平均砂比控制在21%～23%，最高砂比控制在35%以内；③实行压裂液用量差异化设计，对储层物性好的厚层适当加大规模，对物性差的薄层适当控制规模；④施工排量在前置液阶段设计为10 m3/min，携砂液阶段为8 m3/min；⑤为增大改造体积，对于单簇大厚层段，在中后期采用缝内转向工艺来造复杂缝网；⑥为保证大部分射孔孔眼能够有效进液，采用缝口暂堵剂来促使压裂液转向，增大储层改造程度[22]。

3.2.2 压裂改造效果

该井分13 级25 簇采用可溶桥塞分段压裂工艺，根据油气显示情况，两桥塞间射孔分为单簇、两簇及三簇射孔。平均单簇加砂量为25 m3，全井完成加砂701.6 m3，使用低黏压裂液1 844 m3，高黏压裂液4 871 m3。压后无阻流量达到12.8 万m3/d，产气效果远优于周围邻井。可以看出，自交联乳液混合水压裂技术是鄂尔多斯盆地北部致密气储层改造的一种有效手段，具有较大的应用推广价值。

4 结论

1)鄂尔多斯盆地北部山西组储层具有“低孔、低渗、低压力系数、低丰度”的典型特征，采用常规瓜胶压裂液体系难以获得理想的压裂产能。自交联乳液混合水压裂技术是针对致密气藏改造开发的一项新技术，主要采用滑溜水、自交联乳液等不同类型压裂液进行交替压裂作业，该技术采用不同粒径缝支撑剂组合、大排量、大规模压裂，不仅能够实现对裂缝网络的有效支撑，还能大幅减小压裂液伤害。

2)将线型高弹性聚合物分子和纳米材料结合，开发了一种低分子多功能自交联乳液，介绍了其合成方法，并进行了性能评价，试验结果表明：该体系具有良好的溶解性、降阻性、防膨性及携砂性，残渣含量远低于目前常用的羟丙基瓜胶压裂液，且成本更低、无环境污染、施工较方便。

3)自交联乳液混合水压裂技术已在鄂尔多斯盆地北部致密气储层成功应用6 井次，压裂后平均井口油压达到15.6 MPa，平均无阻流量达到11.8万m3/d ，产气效果优于同区块采用常规羟丙基瓜胶压裂液的气井。自交联乳液混合水压裂技术在DK-XX 井的应用结果表明该技术在鄂北致密气储层压裂改造具有广阔的应用前景。