一体化自交联乳液型压裂液体系的应用

2022-01-08边天宏张伟杰何冬爱

石油工业技术监督 2021年12期

边天宏，张伟杰，何冬爱

延长油田股份有限公司志丹采油厂（陕西志丹 717500）

1 组成及性能测定

1.1 组成及基本性能

一体化自交联乳液型压裂液APFR-6是一种乳白色液体，丙烯酰胺单体、改性单体、油溶性溶剂、水、乳化剂等为主要原料，是由压裂用增稠剂、助排剂、破胶剂（过硫酸铵）等化学品按照一定比例配制而成，密度为0.9～1.1 g/cm3，pH值为5.0～8.0。其水溶解时间≤1 min，溶液黏度≥50 mPa·s，静态悬砂时间≥30 min，120 ℃时剪切90 min的黏度≥30 mPa·s，破胶液黏度≤5 mPa·s。

1.2 黏度测定

1）基液黏度：基液黏度代表稠化剂的增稠能力与溶解速度。一体化自交联乳液型压裂液基液黏度可采用六速旋转黏度计现场测定[1]，并根据排量、砂比、压力的变化，随时调整乳液用量及黏度。

2）滑溜水黏度：由于基液黏度较小，APFR-6试剂的质量分数在0.05%～0.20%即可，无需添加破胶剂。现场实测滑溜水的黏度在15.2～22.5 mPa·s。

3）压裂液黏度：APFR-6 试剂的使用质量分数在0.4%～1.1%，压裂液现场实测黏度为35.4～95.6 mPa·s。

1.3 压裂液的剪切稳定性

1）压裂液样品的制备。将清水+0.5%APFR-6试剂+0.2助排剂按比例加入混调器中，并不断搅拌，以免产生“鱼眼”。样品的配比以满足压裂施工需要为依据，待液体起黏后，继续搅拌10 min，待用。

2）试验方法。取配制好的压裂液60 mL，用RT-20高温流变仪测其抗剪切性能。从室温开始升温，剪切速率170 s-1，剪切时间90 min。试验开始后，仪器自动记录剪切速率、表观黏度、温度等参数。

3）测试结果与分析。取适量配制好的冻胶，用RT-20 高温流变仪进行剪切性能试验，并将剪切速率、温度、黏度等详细数据显示在同一坐标系中，测试结果如图1所示。

图1 体系抗剪切试验

从图1可以看出，试验温度120 ℃，剪切速率设定为170 s-1，剪切时间90 min。前30 min，由于压裂液冻胶为假塑性液体，剪切黏度迅速下降；后60 min，剪切黏度保持较高值，基本在50 mPa·s 以上，说明该压裂液体系的抗剪切性能良好。

2 一体化自交联乳液型压裂液的作用机理

1）水化机理：将一体化自交联乳液型压裂液APFR-6加入水中后，快速水化（10～30 s），压裂液体系中的多元缔合聚合物与水分子作用，在稀溶液中高分子链间通过范德华力、氢键、离子键等多种弱分子间力形成空间网状结构，使溶液具有优异的流变性能。

2）交联机理：该压裂液体系是在VES 压裂液体系的基础上，改变支链结构，通过水化与水分子作用，仅靠多元缔合聚合物的分子间特殊作用力（可逆交联）即可形成强大的空间网状结构，无需添加交联剂，形成具有一定结构强度的胶液，同时保持了优良的减阻与携砂性能[2]。

3）破胶/沉降机理：因交联作用为物理交联，属可逆交联，在破胶剂的作用下，交联结构很容易解开，聚合物开始降解，实现破胶过程。故APFR-6体系压裂液易于破胶水化，无残渣，对储层伤害小。在破胶前期，物理交联的解开，溶液中的分子间结构减弱，黏度开始下降，支撑剂缓慢下沉；破胶后期，高分子断裂为小分子，聚合物降解，黏度明显降低，支撑剂完全沉降，达到最终破胶[3]。

3 现场作业

3.1 现场压裂液配比

结合该产品实验室及前期施工作业经验，得出水平井大排量体积压裂施工现场配比，见表1、表2。

表1 一体化自交联乳液型压裂液（滑溜水）现场配比

表2 一体化自交联乳液型压裂液（携砂液）现场配比

3.2 应用效果

一体化自交联乳液型压裂液APFR-6采用的是混砂车现场实时配制方式，一剂多用，即配即用、不用即停，无剩余液体浪费，可满足现场不同条件下的施工要求，无论是配置滑溜水还是携砂液，所用材料种类少（2 种）且配方相同，仅仅是材料使用量的区别。1.2%～1.5%乳液可以在10～20 s基本溶解，因此实现了真正的在线连续配液，无需提前配液，更不用建配液站。同时亦可满足场地小、规模大的体积压裂需求。

2019—2021年分别在延长油气勘探公司、延长油田各采油厂、斯伦贝谢（蟠龙区块）及俄罗斯试验井进行了现场应用，与同类产品相比，该压裂液具有以下特点：

1）施工材料组分少。通过与延长油气勘探公司已应用的同类产品对比分析，在线连续配液的施工中，仅APFR-6的使用组分少（仅1种），其他清洁压裂液施工材料多为3 种及以上，较APFR-6 添加组分多，而且增稠剂使用质量分数大（1.5%以上）。另外，材料使用越多，对地层伤害越大。

2）悬砂性能强。从2019年开始，本产品在延长油气勘探采气厂现场施工作业累计21井次（采气一厂15井次、采气三厂4井次、采气四厂2井次），整个施工过程顺利，施工压力稳定、携砂性能好、砂比高、全程无砂堵、砂卡等情况。其中，延518-4 井原采用小分子可循环压裂液（在线配液）进行施工。该井开采层位为长6，设计压裂4层。由于现场施工环境温度较低（-10 ℃至-25 ℃），导致小分子压裂液的起黏速度过慢，抗剪切能力较低、悬砂性能极差，施工第一层时最高砂比只能达到20%，勉强施工完；施工第二层，在砂比提到15%、加砂5 m3时出现了砂堵，经反洗后继续施工，仍然砂堵，最后被迫停止施工。后改用一体化自交联乳液型压裂液APFR-6 进行现场试验，先是对第二段进行了重新压裂，设计排量2.5 m3/min，砂比25%～30%。按设计要求的施工参数，顺利完成了本段的施工任务；次日，又施工了剩余2段，整个3段的施工压力稳定，加砂过程顺利，最高砂比可达32%。

2020 年在延长油田各采油厂推广应用一体化自交联乳液型压裂液APFR-6产品，共施工水平井3口，常规定向井15 口。其中下寺湾采油厂柳平25井采用滑溜水+携砂液进行施工，现场携砂液采用质量分数为0.4%～0.5%，最高砂比达35%，该液携砂能力强、携砂持续时间较长，且工作压力平稳。在常规井压裂施工中，现场采用质量分数为0.8%～1.0%，最高砂比可达45%，足以证明APFR-6体系携砂性能强。

3）对配液水质要求较低。APFR-6一体化自交联乳液型压裂液材料对现场的配液水质要求较低，矿化度小于1%的水基本能够满足施工要求。2020年采气一厂（试242-2 井）、采气三厂（延866-4 井）均采用胍胶液进行压裂，但由于水质、气温等原因，导致胍胶液出现坏液现象，现场基液交联性很差，施工过程出现多次砂堵。后选用APFR-6进行配伍性实验，实验结果满足施工设计的要求。进而改用一体化自交联乳液型压裂液进行该井后段的现场施工，全程严格执行设计的泵注程序，平均砂比及最高砂比均满足设计要求，顺利完成了该井的压裂施工，后期液体破胶黏度2～3 mPa·s。

4）降摩阻性能优良。对比测试胍胶压裂液与APFR-6乳化压裂液在流经多功能流动回路仪管路时的摩擦阻力（其中胍胶压裂液稠化剂的质量分数为0.45%），结果如图2所示。

图2 携砂液降阻率测试

实验结果表明，APFR-6 压裂液比胍胶压裂液的降阻效果更好，降阻率在40%左右[5]。通过甘肃长庆H41-5水平井现场的冲砂作业，验证了该材料的降摩阻性能。H41-5 井采用反冲砂作业，现场施工压力19.0 MPa左右，采用该体系配置的低黏度冲砂液进行同排量冲砂，现场泵压降至12.5 MPa 左右，降阻作用显著。

2020年延长油田南泥湾采油厂评124平1井的施工设计为大排量（12 m3/min）的体积压裂，水基滑溜水压裂液体系，全井压裂6段，前3段采用类似活性水进行施工，施工压力约26 MPa，最高砂比10%。后3 段采用0.15%APFR-6 压裂液进行施工，最高砂比达15%，施工压力稳定在20 MPa左右。通过两者对比发现，后3 段在排量不变的情况下砂比提升了5%，压力下降了6 MPa，减阻效果显著。同时，该井投产作业后，产量较高，目前产液28 m3，产油7 t，较同井场其他井，增产效果显著。

5）耐温性能优良。目前使用的在线连续配液产品，环境温度降低后材料的溶解起黏速度降幅较大，悬砂性能变差。以某在线清洁压裂液为例，2019年12月在子长采油厂施工的某井，现场使用该清洁压裂液，由于现场环境温度过低（-18℃），使该清洁液的胶联性变差，施工过程中曾出现多次砂堵，最终造成砂埋管柱的井下事故[6]。而APFR-6一体化自交联乳液型压裂液，由于溶解、起黏速度快，耐温性能优良，即使在环境温度很低（-25℃）的情况下，仍可现场施工[7-8]。

2020 年12 月8 日，APFR-6 体系压裂液在下寺湾采油厂桥平18水平井的现场施工，现场环境温度约-20 ℃，水温0 ℃（上部结冰10 cm），在该温度下，现场滑溜水采用0.1%质量分数，携砂液采用质量分数0.3%，施工现场最高砂比25%，压力平稳。2020年10月，APFR-6体系压裂液在采气三厂丹39-4井进行现场压裂，射孔段为4 200～4 205 m，储层温度极高，温度达到121.8 ℃，在该温度下，APFR-6体系压裂液现场施工压力平稳，最高砂比为25%，完全满足高温井的现场施工[9-10]。表明APFR-6 体系耐温性能良好，完全满足低温和高温环境下的现场施工。

6）产品性价比高。由于APFR-6乳液体系压裂液现场施工组分少，使用浓度低，无需现场配液，不产生配液成本的同时缩短了施工周期，产品性价比较高。通过与下寺湾采油厂、南泥湾采油厂水平井压裂液价格对比后发现，APFR-6 乳液体系压裂液成本下降10%以上。