致密砂岩气藏纳米封堵型低伤害压裂液研究

谭 佳，刘殷韬，潘宝风

中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川 德阳618000

引言

中国致密砂岩气藏具有孔隙度小、渗透率低、非均质性强的特征，在压裂改造中主要使用常规胍胶压裂液[1-6]。常规胍胶压裂液对储层存在较严重的基质伤害，引起基质伤害的3 种主要因素包括胍胶压裂液中的残渣、吸附滞留和水锁伤害[7-10]。常规压裂液残渣含量在400 mg/L 以上，会直接堵塞孔喉并造成渗流通道减小；压裂液中的稠化剂在岩石多孔介质中吸附滞留导致渗透率降低所形成的伤害，占岩芯伤害总量的60%以上；水浸入后会引起近井地带水锁效应，岩芯含水饱和度增加，孔隙中油水界面毛管阻力增大，使天然气在地层渗流中比正常生产状态下产生一个附加的流动阻力，宏观上表现为产气量的下降[11-20]。针对上述3 种伤害因素，国内外一般都是通过降低胍胶浓度、向胍胶压裂液中加入防水锁剂等措施来降低对储层的伤害。这些措施虽然在一定程度上降低了胍胶压裂液对储层岩石的固相和液相伤害，但降低伤害程度有限[21-26]。为了同时降低胍胶压裂液的残渣和吸附滞留等伤害，本文通过分析致密砂岩气藏储层特征，着手开展胍胶压裂液损害和吸附作用力等相关实验，研究胍胶压裂液对致密砂岩气藏的伤害机理。在此基础上，通过分子结构设计、室内研制工艺、装置研究及合成原材料优选等手段，旨在合成出能降低胍胶压裂液伤害的关键处理剂，并开展配方研究和性能评价，最终形成低伤害压裂液配方，有效降低伤害，满足现场施工需求。

1 致密砂岩气藏胍胶压裂液伤害机理研究

1.1 致密砂岩气藏储层特征分析

表1 是不同地区致密砂岩气藏矿物成分对比。从表1 中可以看出，致密砂岩气藏以石英、长石为主，黏土矿物类型中绿泥石、伊利石含量较高，具备潜在伤害的物质条件。采用压汞法对四川盆地ZJ122 井岩样的孔隙分布进行了测定，结果表明，岩样孔喉直径多集中在0.04～0.40 μm，孔喉分布呈非均质性。

表1 不同地区致密砂岩气藏矿物成分对比Tab.1 Comparison of mineral composition of tight sandstone gas reservoirs in different areas %

1.2 胍胶压裂液损害实验

对ZJ122 井岩芯开展胍胶压裂液损害实验，结果见表2，可以看出，水锁伤害导致岩芯平均伤害率为38.78%；由于压裂液引起的水敏伤害导致岩芯伤害率平均提高了6.08%；由于压裂液中固相堵塞导致岩芯伤害率平均提高了27.18%。

表2 水锁、水敏及固相造成的损害情况Tab.2 Damage caused by water lock,water sensitivity and solids

1.3 胍胶在岩芯孔隙中分布形态研究

分别制备长度为1 cm 和2 cm 的岩芯，驱替胍胶压裂液至反相端面出现液体，然后对该液体进行冷冻，采用扫描电镜开展微观形貌分析，模拟压裂液不同入侵深度的岩芯伤害，结果见图1，由图1 可以看出，胍胶压裂液是以细丝缠绕状吸附滞留在储层岩芯、孔喉表面，引起渗透率降低造成伤害。

图1 胍胶在岩芯孔隙中分布形态Fig.1 Distribution pattern of guar gum in core pores

1.4 吸附作用力研究

利用FTIR、Zeta 电位仪、XPS 等实验手段，开展了压裂液与致密砂岩岩芯作用力研究，如图2 所示。从图2 中可以明确吸附滞留伤害在低渗储层伤害中的主导作用，揭示了压裂液在岩石矿物表面的吸附机理主要为氢键力和静电作用。

图2 砂岩矿物与胍胶红外光谱、Zeta 电位关系曲线和XPS 能谱分析曲线图Fig.2 Infrared spectra,Zeta potential curves and XPS analysis curves of guar gum and sandstone minerals

根据上述实验研究，胍胶压裂液对致密砂岩储层伤害主要包括液相和固相两种伤害，液相伤害主要为水锁、水敏伤害，胍胶压裂液吸附滞留是导致岩芯中压裂液固相伤害的主要因素之一。因此，要降低压裂液对致密砂岩储层的伤害，必须实现少进液和低吸附滞留。

2 纳米封堵型低伤害压裂液研究

2.1 纳米封堵剂研制

2.1.1 分子结构设计

2.1.2 室内研制工艺及装置

首先，将纳米材料放入盛有纯净水的三颈烧瓶中，搅拌，用有机酸调节pH 值，加热到80°C，加入多元醇改性，搅拌5 h，恒温20 h，形成纳米占位改性材料，然后，再加入多羟基化合物，温度调至60°C，加入小分子氮氢化合物搅拌2 h，再加入表面活性剂搅拌均匀，在60°C保温6 h，出料形成纳米封堵剂。具体研制情况和装置如表3、图3 所示。从表3 的试制结果可以看出，纳米封堵剂是能实现在室内试制形成样品的，设计的单剂试制比例、研制装置满足合成实验的要求。

图3 纳米封堵剂研制装置Fig.3 Device for preparation of nanoscale plugging agent

表3 纳米封堵剂室内研制Tab.3 Preparation of nanoscale plugging agent in laboratory

2.1.3 纳米封堵剂原材料优选

选择不同类型的纳米材料、表面活性剂、多羟基化合物和氮氢化合物通过改性、接枝共聚反应生成合成产物，考察合成产物是否是均匀、黏度低的稳定溶液，同时将合成产物加入压裂液基液中考察配伍性，从而优选出合成纳米封堵剂的原材料，具体优选情况如图4、表4～表7 所示。

图4 不同类型的纳米材料Fig.4 Different types of nanomaterials

表4 不同类型纳米材料合成产物稳定性、与压裂液配伍性Tab.4 Stability of different types of nanomaterials and compatibility with fracturing fluids

表5 加入不同类型的表面活性剂合成产物性状Tab.5 Properties of synthetic products with different types of surfactant added

表6 加入不同类型多羟基化合物合成产物的性状Tab.6 Properties of products synthesized by adding different types of polyhydroxy compounds

表7 加入不同类型氮氢化合物合成产物的性状Tab.7 Properties of synthetic products with different types of nitrogen-hydrogen compounds added

2.1.4 纳米封堵剂正交实验

根据单剂优选实验结果，选择纳米材料B、YEC、YC、NS 和TF285 等原材料开展纳米封堵剂正交合成实验，研制形成试样，并将试样按0.3%浓度加入常规胍胶压裂液基液中。从表8 中的实验结果可以看出，9 个试样与现有压裂液添加剂配伍性好。结合成本考虑，选择试样1 的配方合成纳米封堵剂产品。

表8 纳米封堵剂正交合成实验Tab.8 Orthogonal synthesis of nanoscale plugging agent

2.2 低伤害压裂液配方研究

基于研制的纳米封堵剂，优选杀菌剂、黏土稳定剂、助排剂等添加剂，优化助排剂和增效剂加量，开展破胶液表面张力正交实验，根据实验结果对川西80°C储层常规胍胶压裂液进行配方优化（常规胍胶压裂液配方：0.4%胍胶+0.3%杀菌剂+0.5%黏土稳定剂+0.5%助排剂+0.5%增效剂+0.15%碳酸钠），结果见表9，可以看出，加入纳米封堵剂后，助排剂加量明显降低0.2%～0.4%；增效剂加量为0时，表面张力仍满足行业标准（≤28 mN/m）的要求。

针对电压暂降的问题，国内外学者主要从幅值、持续时间和相位跳变3个特征量展开大量研究，但在方案设计中，若未能将暂降幅值、持续时间、电压相位、相位跳变、相位不对称、暂降幅值不对称、波形畸变与暂态等特征量进行描述[5]，则难以准确评估电压暂降的影响。因此，除了对电压暂降基本的特征量进行准确描述，还需对暂降区段其余的特征量进行全面准确描述[8]。

表9 压裂液配方优化正交实验Tab.9 Orthogonal experiment of fracturing fluid formula optimization

最终的低伤害压裂液配方：0.4% 胍胶+0.3%杀菌剂+0.5% 黏土稳定剂+0.1%～0.3% 助排剂+0～0.5%增效剂+0.15%碳酸钠+0.3%纳米封堵剂。

3 纳米封堵型低伤害压裂液室内评价

3.1 流变性能

向基液中加入0.3% 纳米封堵剂后，再加入0.4% 延迟交联剂（延迟交联剂由交联主剂SPRA：交联辅剂SPRB=10：1 配制），基液30 s 左右起黏，1 min 左右交联挑挂。将纳米压裂液冻胶在80°C、170 s-1条件下剪切120 min，终黏度保持在278.7 mPa·s，流变曲线如图5 所示。

图5 纳米封堵型低伤害压裂液流变曲线Fig.5 Rheological curve of low damage fracturing fluid with nanometer plugging

对比纳米压裂液与常规胍胶压裂液流变性能，常规胍胶压裂液在80°C、170 s-1条件下剪切120 min，终黏度保持在260 mPa·s，结果表明两种压裂液在流变性上差异不大，均能满足现场施工需求。

3.2 破胶性能

对比纳米封堵型低伤害压裂液与常规胍胶压裂液的破胶性能，实验结果如表10 所示，可以看出，纳米封堵型压裂液破胶液澄清，少见残渣。纳米封堵型压裂破胶液的表面张力略低于常规胍胶压裂液的表面张力。

表10 纳米封堵型压裂液与常规压裂液破胶性能对比Tab.10 Comparison of gel breaking properties between nano-sized plugging fracturing fluid and conventional fracturing fluid

3.3 伤害性能

图6 为纳米封堵型压裂液与常规压裂液对致密砂岩岩芯伤害对比，由图6 可以看出，常规胍胶压裂液破胶液对砂岩岩芯基质的伤害率约为30%左右，纳米封堵型压裂液可将伤害率降低到15% 左右，伤害降低率高达50%左右。

图6 纳米封堵型压裂液与常规压裂液岩芯基质伤害对比Fig.6 Comparison of matrix damage between nano-sealing fracturing fluid and conventional fracturing fluid

3.4 封堵性能

105°C烘干待测岩芯，测定岩芯长度、直径、干重、气测孔隙度和渗透率基础数据，选择渗透率和孔隙度相近的岩芯抽真空，采用20 000 mg/L 标准盐水（2.0%KCl+5.5%NaCl+0.45%MgCl2+0.55%CaCl2质量比）建立初始含水饱和度42.7%（标准盐水浓度和初始含水饱和度根据地层情况而定）。选择GM111 井岩芯开展封堵性评价实验，实验装置如图7所示。向纳米胍胶压裂液和常规胍胶压裂液中加入0.3%的示踪剂，开展两种压裂液岩芯伤害对比实验，实验后挤压剖开岩芯，观察岩芯剖面及称量岩芯初始湿重和伤害后岩芯湿重，通过对比岩芯剖面液体侵入深度和侵入液体质量，评价纳米胍胶压裂液的封堵性能，封堵性能评价实验如图8 所示。

图7 压裂液封堵性评价实验装置示意图Fig.7 Schematic diagram of experimental device for evaluating plugging property of fracturing fluid

图8 压裂液侵入深度对比Fig.8 Comparison of Penetration Depths of fracturing fluids

从图8 和表11 的封堵性能评价实验结果可以看出，纳米胍胶压裂液比常规胍胶压裂液侵入深度减少2.3 cm，进液量减少8.9%，具有良好的封堵性能。

表11 伤害后GM111 井岩芯侵入液体质量对比Tab.11 Quality comparison of core invasion fluids in well GM111 after damage

对纳米封堵剂的封堵机理开展分析，结果表明，纳米封堵剂因比表面积大、水溶液沉降稳定性好和表面带极性电荷的特性，与胍胶竞争吸附时，会优先吸附在岩石表面，能阻止液体大量进入岩芯基质中，从而降低伤害。

4 现场应用

为验证封堵型纳米胍胶压裂液性能，在川西致密砂岩气藏开展现场应用。ZJ125 井是川西拗陷东部斜坡回龙构造的一口定向评价井。井深2 480～2 507 m，完钻层位沙溪庙组，压裂目的层（射孔段2 492～2 498 m），造斜点深度2 095 m，采气树选KQ78-70，最大限压105 MPa，地层温度在65～68°C。压裂施工方案的确定主要综合考虑储层厚度、孔渗饱、裂缝发育状况、井筒工程条件、地面设备能力等因素，结合前期施工井分析，确定方案。压裂方案设计参数如表12 所示。

表12 加砂压裂工艺设计总参数Tab.12 General parameter table of sand fracturing process design

目的层闭合应力61 MPa 左右，同时考虑储层厚度及支撑剂沉降，选择各项性能指标都满足要求的30～50 目承压69 MPa 的陶粒作支撑剂，以保持长期导流能力。根据测试层目的层温度，采用纳米封堵型低伤害压裂液，压裂液设计增加KCl 加量至2%，并加入0.5%起泡剂，为降低凝析油伤害，添加防乳化剂。现场基液配方：0.4% 胍胶+0.5% 杀菌剂+0.5%黏土稳定剂+0.5%助排剂+0.5%多功能增效剂+0.15% 碳酸钠+0.5% 起泡剂+2.0% 氯化钾+0.3%纳米封堵剂+0.3%防乳化剂；基液pH 值为9，黏度36 mPa·s。根据现场交联情况确定延迟交联剂（由交联主剂SPRA：交联辅剂SPRB=5：1 配制）加量0.4%，18 s 起黏，31 s 交联成可挑挂冻胶，冻胶携砂性能好。加砂压裂施工参数如表13 所示。

表13 ZJ125 井加砂压裂施工参数Tab.13 Well ZJ125 sand fracturing operation parameters

压后3 h 开井排液，油压从39.3 MPa 下降到11.69 MPa，排液24 h，油压降为0。整个排液过程采用φ3～8 mm 油嘴控制、关放、气举方式开井排液，累计返排180 h，返排率曲线如图9 所示，排液563 m3，返排率75.94%，天然气产量1.647 5×104m3/d。

图9 ZJ125 井返排率曲线Fig.9 Flowback rate curve of Well ZJ125

5 结论

（1）致密砂岩储层低孔、低渗，非均质性强，压裂液在高压去水化膜作用下，进入储层经岩芯剪切后除存在液相水锁、水敏伤害外，还存在吸附滞留固相伤害。胍胶压裂液吸附滞留是导致岩芯中压裂液固相伤害的主要因素之一，胍胶在岩石矿物表面的吸附机理主要为氢键力和静电作用。

（2）通过分子结构设计和正交实验，研制形成关键处理剂——纳米封堵剂。在此基础上优化形成纳米封堵型低伤害压裂液配方，该压裂液在35～140°C、170 s-1条件下剪切120 min，终黏度大于80 mPa·s；能彻底破胶、残渣含量低，破胶液表面张力为25.91 mN/m，对致密砂岩岩芯伤害率低于15%，封堵性能及其他综合性能满足现场施工要求。

（3）采用该压裂液在ZJ125 井现场应用，液体性能良好，施工后液体返排快，返排率高达75.94%，比邻井提高47%，天然气产量1.647 5×104m3/d，是邻井JS316HF 井产量的两倍，显示了其在致密砂岩气藏中良好的低滞留特性。