煤系非常规天然气一体化压裂液体系研究与应用

徐栋，王玉斌，白坤森，朱卫平，刘川庆，李 兵，何朋勃

(1.中石油煤层气有限责任公司工程技术研究院，陕西 西安 710082；2.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司，北京 100089)

我国鄂尔多斯盆地煤系非常规天然气储量丰富，分布范围广泛，煤层气、页岩气、致密砂岩气“同盆共存”，开采潜力巨大[1-4]。目前煤层气、页岩气、致密砂岩气采用不同的压裂改造工艺以及相配套的压裂液体系。煤层气以活性水压裂液体系为主，成本低，防膨性能和助排性能较好[5-6]，但压裂液造缝效率和携砂性能较差，加砂难度大。页岩气以滑溜水压裂液体系为主，减阻性能较好，适配于体积压裂工艺技术，通过提高排量来提高压裂液的携砂性能。致密砂岩气以胍胶压裂液体系为主，压裂液造缝效率和携砂性能较好，但成本较高，且压裂液配制工序复杂，限制了压裂施工规模。上述各类压裂液体系普遍存在应用灵活性差、性能单一的问题。随着水力裂缝扩展规律研究的深入，传统单一性能压裂液造缝的思路已发生变化，通过灵活精细调控压裂液黏度，对裂缝扩展形态、空间展布规律、起裂压力等施加不同的影响，已成为压裂工艺技术发展的趋势[7-11]。页岩气开发了滑溜水+胶液的组合压裂液模式，施工时通过切换压裂液来实现调整液体性能的目的，但这种模式滑溜水和胶液需要提前分开配液，增加了施工操作难度，并且配制的胶液黏度施工时也无法调整。周仲建等[12]报道了一种滑溜水和线性胶混合的复合压裂液，兼具滑溜水和线性胶的性能，但配方和工艺较为复杂。贾金亚[13]、刘宽[14]、孟磊[15]等报道了一种一体化稠化剂，兼具减阻和增黏性能，但稠化剂为粉剂，不便于连续混配施工。孙亚东[16]、赵玉东[17]、何大鹏[18]、张晓虎[19]等报道了一种乳液稠化剂，兼具减阻和增黏性能，可以在线连续混配施工，在页岩气应用试验成效显著。一体化压裂液现有研究大多基于页岩气应用试验，论述了功能上的一体化。笔者基于压裂液的性能分析，一方面论述了一体化压裂液功能上的一体化，系统研究一体化压裂液体系的增黏、减阻、悬砂、防膨等性能，另一方面论述应用上的一体化，压裂液可集煤层气、页岩气、致密砂岩气应用性于一体，比较适用于煤系“三气”地区应用需求，最后将一体化压裂液在鄂尔多斯盆地东缘煤系非常规天然气开发现场进行应用试验，检验其效果，以推广应用。

1 一体化压裂液作用机理

一体化压裂液稠化剂分子为高分子长链聚合物，分子链结构上含侧基官能团，侧基官能团的引入不仅增强了链段间的相互作用，促进网状结构的形成和稳定[20]，还赋予了聚合物分子链具有更多功能性的可能。稠化剂乳液制备过程中适度调控聚合物分子链的亲疏水性，结合添加的表面活性剂，提升了聚合物的分散溶解性能，实现了一体化压裂液连续混配施工。

1.1 减阻机理

高排量施工时，由于管道内壁摩擦阻力高，流体产生湍流运动，大量漩涡的产生加剧了能量损耗，增大了流体流动阻力。一体化稠化剂的高分子柔性长链在水中充分舒展，一方面在管道近壁流动区域内拉伸产生应力，一定程度上抵消涡流作用力，抑制湍流脉动，减少漩涡再生，起到减阻效果，另一方面，柔性聚合物具有较好的黏弹性，易于吸收管道近壁处的动能，转化为弹性能，形成近壁弹性缓冲层，赋予流体一定的缓冲作用[21-23]。作用效果如图1 所示。

图1 清水与一体化稠化剂溶液的湍流分布Fig.1 Turbulence distribution of clean water and integrated thickener solution

1.2 增黏机理

一体化稠化剂在水中可以通过非结构黏度和结构黏度协同作用，获取较好的增黏性能[24]。一方面，一体化稠化剂高分子聚合物分子链在水中充分舒展，增大了流体力学尺寸，提高了非结构黏度。另一方面，一体化稠化剂通过分子间缔合作用以及范德华力作用，形成弹性空间网络结构以及链间缠结，贡献了结构黏度[25-26]。增黏机理如图2 所示。

2 实验样品及实验方法

2.1 实验样品与仪器

改性聚合物乳液类一体化稠化剂YTC-1、YTC-2、YTN-1，实验室自制；有机季铵盐类黏土稳定剂CQ-F2、SG-F；氟碳表面活性剂类助排剂SG-P、SH-P；核糖多苷类和氟碳类解水锁剂CQ-J1、SH-J；破胶剂为过硫酸铵；以上为工业级，均为现场取样。

RS300 型哈克流变仪(德国哈克公司)；ZNN-D6A 型六速旋转黏度计(青岛海通达专用仪器有限公司)；管路摩阻测试装置(自制)；K100 型全自动表面张力仪(德国克吕氏公司)；D2025W 型数显电动搅拌器(上海梅颖浦仪器仪表制造有限公司)；离心机(上海安亭科学仪器厂)；恒温水浴锅(深圳市唯品精密仪器有限公司)等。

2.2 实验方法

1)压裂液配制

在清水中加入一定比例的一体化稠化剂、助剂和破胶剂，搅拌均匀即制得一体化压裂液体系。压裂液体系具体配方组分和加量不固定，需要根据实验目的设计。

2)增黏性能评价

参照SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》，实验选用3 种一体化稠化剂，每种稠化剂配制2 组一体化压裂液(配方：清水+体积分数为0.1%～2.0%一体化稠化剂)，使用六速旋转黏度计分别在25、60℃水浴条件下测定一体化稠化剂的黏度。

3)减阻性能评价

参照SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》，实验选用3 种一体化稠化剂配制压裂液(配方：清水+体积分数为0.03%或0.04%一体化稠化剂)，使用管路摩阻测试装置测定不同流速条件下一体化稠化剂的减阻性能。

4)静态悬砂性能评价

参照SY/T 5185-2016《砾石充填防砂水基携砂液性能评价方法》，配制1 组不同含量的一体化压裂液(配方：清水+体积分数为0.5%～2.0%一体化稠化剂)和胍胶压裂液(配方：清水+质量分数为0.3%羟丙基胍胶+质量分数为0.3%交联剂+质量分数为0.1%调节剂)，实验温度为60℃，石英砂目数为20～40 目(0.425～0.850 mm)，通过搅拌将10 g 石英砂均匀分散于100 mL压裂液中，迅速倒入100 mL 的量筒中，记录不同时间下石英砂的沉降情况。

5)耐温抗剪切性能评价

参照SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》，使用哈克流变仪测定一体化压裂液(配方：清水+体积分数为1.0%一体化稠化剂)在储层温度60℃条件下的流变性能曲线。

6)破胶性能评价

参照SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》，压裂液配方为清水+体积分数为0.5%或1.0%一体化稠化剂+质量分数为0.01%～0.1%破胶剂，破胶剂选用现场常用的过硫酸铵，在区块储层温度60℃水浴条件下，记录一体化压裂液在不同时间下的破胶情况，并用毛细管黏度计测定破胶液的黏度。

7)添加剂配伍性能评价

在现场选取常用的6 种添加剂，种类有黏土稳定剂、助排剂、解水锁剂，每种一体化稠化剂配制6 组不同含量添加剂的压裂液(配方：清水+体积分数为0.5%一体化稠化剂+体积分数为0～0.5%添加剂+质量分数为0.04%破胶剂)，对比添加剂加入前后压裂液的黏度以及破胶性能有无明显变化。

8)防膨性能评价

参照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》，配制不同含量黏土稳定剂的一体化压裂液(配方：清水+体积分数为0.5%或1.0%一体化稠化剂+体积分数为0～0.5%黏土稳定剂+质量分数为0.06%破胶剂)，采用离心法测定破胶液的防膨率。

9)表面张力评价

配制不同含量助排剂的一体化压裂液(配方：清水+体积分数为0.5%或1.0%一体化稠化剂+体积分数为0～0.3% 助排剂+质量分数为0.06% 破胶剂)，使用表面张力仪测定破胶液的表面张力。

3 实验结果与分析

3.1 增黏性能

增黏性能是评价一体化压裂液的关键指标，黏度越大，表明压裂液的携砂性能和造缝效率越好。3 种一体化稠化剂的黏度与体积分数关系曲线如图3 所示。由图3a 可知，一体化压裂液的黏度随着稠化剂的含量增加而增大，黏度易调节控制，高含量加量下黏度超过200 mPa·s，黏度变化区间范围宽，表明压裂液可以提高黏度满足目前致密砂岩气高黏液体造长缝的需求，也可以降低黏度满足页岩气、煤层气体积压裂的需求，具备线性胶、交联液黏度的功能，可以在线变黏满足压裂新工艺发展需求。3 种稠化剂中，YTN-1 和YTC-2增黏性能较好，YTC-1 增黏性能稍差。对比图3b 可知，YTC-2 耐温性能相比YTC-1、YTN-1 差。结合25℃和60℃下黏度，以常用黏度区间20～30、100～150 mPa·s做分析对比，相同黏度下YTC-1 的体积分数是YTN-1的1.3～1.5 倍，是YTC-2 的1.1～1.5 倍，需要强调的是YTC-2 耐温性较差，60℃下体积分数未有明显优势。在药剂价格上，YTN-1 是YTC-1 的1.7 倍，YTC-2 是YTC-1 的1.6 倍，YTC-2 的成本也未有明显优势。综合成本考虑，YTC-1 的经济性最好，因此，现场优选YTC-1 为主用一体化稠化剂，YTN-1 为备选一体化稠化剂。

图3 不同温度下一体化稠化剂黏度与体积分数变化关系Fig.3 Changes of viscosity with volume fraction of integrated thickener at different temperatures

3.2 减阻性能

减阻率是一体化压裂液满足大排量施工要求的关键指标，减阻率越高，压裂施工时摩阻越低，施工压力降低效果越好。减阻率通常与减阻剂含量密切正相关，优秀的减阻剂要求更低的含量和更高的减阻率，这代表着更高的性价比。3 种一体化稠化剂的减阻性能实验结果如图4 所示。结果表明，体积分数为0.03%的加量下，YTN-1 减阻性能最好，随着流速的增大，压裂液的减阻率提高，考虑到YTC-1 成本较低，体积分数为0.04%YTC-1 减阻性能具有优势。综上，0.04%YTC-1、0.03%YTN-1抗剪切性良好，高流速下减阻率最高可达70%以上，具备滑溜水的功能性，可以满足页岩气、煤层气低成本大排量施工的需求，而YTC-2 在性能上和经济上不具备优势，后续实验不再开展。

图4 一体化稠化剂的减阻效果对比Fig.4 Drag reduction effect comparison of integrated thickener

3.3 静态悬砂性能

静态悬砂性可表征压裂液的携砂性能，支撑剂的沉降时间越长，说明压裂液的携砂性能越好，有利于将支撑剂携带至裂缝远端，施工中也更容易提高砂比。同等含量下，YTN-1 的静态悬砂实验结果优于YTC-1，考虑到YTC-1 为优选的主用一体化稠化剂，进一步开展了相关实验。不同含量条件下YTC-1 一体化稠化剂的静态悬砂实验结果见表1。图5 为实验结果对应的部分实验现象。结果表明，一体化压裂液携砂性能较强，当稠化剂YTC-1 体积分数超过1.0%时，一体化压裂液的静态悬砂性能较好。对比现场胍胶压裂液，高含量的一体化压裂液明显具有携砂性能优势，极具应用潜力。

图5 不同压裂液体系的静态悬砂实验现象Fig.5 Phenomena of static sand suspension experiment in different fracturing fluid systems

表1 一体化压裂液和胍胶压裂液静态悬砂实验结果Table 1 Results of static sand suspension experiment of integrated fracturing fluid and guar gum fracturing fluid

3.4 耐温抗剪切性能

稠化剂在现场施工过程中会受到高压管线、压裂管柱、射孔孔眼、裂缝缝隙的剪切作用。稠化剂分子链受剪切作用力以及温度场的影响，会发生不同程度卷曲甚至破坏，影响压裂液的携砂性能，因此，需要考察一体化压裂液的耐温抗剪切性能。结合静态悬砂实验结果，选取体积分数为1.0%的一体化稠化剂，考察其耐温抗剪切性能。体积分数为1.0%的一体化稠化剂YTC-1 和YTN-1 在储层温度60 ℃条件下的流变性能曲线分别如图6 所示。结果表明，一体化稠化剂YTC-1、YTN-1 黏度波动平稳，均具备较好的耐温抗剪切性能，在温度60℃剪切下黏度在100 mPa·s 左右，完全满足现场应用要求。其中，YTN-1 在170 S-1剪切速率下黏度要高于100 S-1剪切速率下的YTC-1，表明YTN-1 的剪切速率更高且60℃下黏度基本无降低趋势，表现出更好的耐温抗剪切性能。

图6 1.0%YTC-1 和1.0%YTN-1 的流变性能曲线Fig.6 Rheological property curves of 1.0% YTC-1 and 1.0% YTN-1

3.5 破胶性能

压裂液需要在施工完成后快速破胶、快速返排，以最大化地降低对储层的伤害。一体化压裂液能否在储层温度条件下彻底破胶，是能否满足现场应用的重要性能指标之一。一体化压裂液的破胶性能实验结果见表2。结果表明，一体化稠化剂YTC-1、YTN-1 均可使用常用破胶剂过硫酸铵破胶，可以通过调整破胶剂含量调控破胶速度，破胶彻底，满足SY/T 7627-2021《水基压裂液技术要求》中破胶液黏度小于等于5 mPa·s 的指标要求。YTC-1 比YTN-1 更易破胶，表现出较好的破胶性能。

表2 一体化压裂液破胶实验结果Table 2 Results of gel breaking experiment of integrated fracturing fluid

3.6 添加剂配伍性能

除一体化稠化剂外，一体化压裂液体系中还可以根据实际应用情况，加入额外的添加剂以满足其他性能要求，例如常用的黏土稳定剂、助排剂等。不同添加剂对压裂液的黏度影响实验结果见表3。结果表明，除黏土稳定剂在高含量添加下会明显降低压裂液黏度外，其余现场添加剂均未影响一体化压裂液的黏度。此外，加入各类添加剂后，一体化压裂液的破胶时间等性能无明显变化，破胶液中无杂质或絮体生成，表明一体化稠化剂与添加剂的配伍性良好。

表3 一体化压裂液添加剂配伍性实验结果Table 3 Results of compatibility experiment of integrated fracturing fluid additives

3.7 防膨性能

破胶液的防膨率越高，对储层中黏土类矿物水化膨胀的抑制性越好，从而降低黏土类矿物分散运移对储层孔隙的堵塞伤害。添加不同含量黏土稳定剂时一体化压裂液的防膨率见表4。结果表明，一体化稠化剂具备防膨性能，YTN-1 优于YTC-1。这是因为稠化剂分子聚合过程中添加了小阳离子单体，一体化稠化剂在破胶后分子链断裂，含阳离子单体的小分子链段具有正电性，通过静电吸引作用，可吸附插入黏土矿物晶层之间，抑制黏土矿物的水化膨胀。加入黏土稳定剂可起到协同作用进一步提高防膨率，综合考虑成本和性能因素，现场黏土稳定剂体积分数为0.1%～0.3%。

表4 一体化压裂液防膨率实验结果Table 4 Results of anti-swelling rate experiment of integrated fracturing fluid

3.8 表面张力

破胶液的表面张力越低，返排过程中毛细管阻力越小，热力学水锁效应越弱，压裂液的返排效果越好。在不同含量助排剂下一体化压裂液的表面张力实验结果见表5。结果表明，一体化压裂液体系中加入体积分数为0.1% 的助排剂即可满足表面张力不大于28 mN/m 的要求，随着助排剂用量增大，表面张力略有降低。综合考虑成本因素，现场助排剂体积分数为0.1%。

表5 一体化压裂液表面张力实验结果Table 5 Results of surface tension experiment of integrated fracturing fluid

4 现场典型井应用试验效果

4.1 煤层气井

鄂尔多斯盆地东缘保德B1 煤层气区块，煤层平均埋深891～1 050 m，煤层厚度较大，平均10.5～13.0 m，煤层渗透性较好，平均(5.93～6.96)×10-3μm2。大宁-吉县B2 煤层气区块，煤层埋深886～1 537 m，煤层厚度较小，平均在3.5～6.0 m，煤层渗透率极低，平均在(0.04～0.12)×10-3μm2。

B1、B2 区块前期采用活性水压裂液体系，设计排量7～9 m3/min，前置液比例40%～50%，总液量517～1 471 m3，总砂量6.8～45.0 m3，平均砂比1.2%～8.5%。前期采用活性水压裂液，施工时加砂困难，用液量大，超出设计液量井占比62.9%，平均超出液量126 m3，未达到设计砂量井占比25.4%，平均少加砂9.9 m3，压裂改造规模受到限制。应用一体化压裂液后，推动了压裂工艺改进，突破了压裂改造规模，压裂液为减阻配方(活性水或清水+体积分数为0.03%～0.05% 一体化稠化剂YTC-1)，施工排量提高至15～16 m3/min，总液量1 086～1 434 m3，砂量提高至74～104 m3，平均砂比提高至9.1%～12.7%。一体化压裂液的应用不仅扩大了压裂改造规模，还提高了施工成功率，未达到设计砂量井占比降低至8.7%，并且前置液比例降低至20%～25%，实现了控液多砂。活性水与一体化压裂液具体施工参数对比见表6。

表6 煤层气井活性水压裂液与一体化压裂液施工参数对比Table 6 Comparison of construction parameters of active hydraulic fracturing fluid with integrated fracturing fluid for coalbed methane wells

B1 区块前期整体开发效益较好，单井日均产气量在761～2 611 m3。B2 区块前期整体开发效益较差，单井日均产气量在449～596 m3，区域内单井日产气量均未突破1 000 m3，长期处于低产低效开发瓶颈。一体化压裂液在B1、B2 区块累计应用50 余口井，目前已投产井初步展现出较好的产气效果，其中B1 区块平均见气时间较前期活性水压裂液体系缩短近三分之一，单井日均产气量平均提高1.4 倍，而B2 区块突破了低产低效开发瓶颈，成效明显，单井日均产气量均突破1 000 m3，平均较前期活性水压裂液体系提高2.5 倍，最高日产气量目前已达2 586 m3。活性水与一体化压裂液生产效果对比见表7。

表7 煤层气井活性水压裂液与一体化压裂液生产效果对比Table 7 Comparison of production effect of active hydraulic fracturing fluid with integrated fracturing fluid for coalbed methane wells

4.2 致密砂岩气井与页岩气井

致密砂岩气井、页岩气井一体化压裂液体系灵活采用高黏、变黏配方，高黏配方现场携砂性能优秀，加砂强度优于前期胍胶压裂液体系，变黏配方充分协同低黏扩缝、高黏造缝携砂优势，促进复杂有效缝网形成，保证改造体积大和填充率高。

鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县致密砂岩气区块，砂岩埋深平均在2 114～2 466 m，砂岩厚度平均为3.9 m，渗透率平均在(0.1～0.4)×10-3μm2，随着勘探开发的深入，Ⅰ、Ⅱ类储层占比逐年降低，Ⅲ类储层占比增大，原有的压裂工艺和胍胶压裂液体系在Ⅲ类储层表现出不适应性，水平井平均日产气量仅2.47 万m3。一体化压裂液体系配方设计上较为灵活，便于应对各种复杂情况。以某致密砂岩气井DJ-1 井为例，DJ-1 井水平段长862 m，砂岩钻遇率34.45%，储层钻遇率低，砂体不连续，储层整体品质较差，压裂改造难度大，该井共设计7 级压裂，结合各级储层物性特征，选用一体化压裂液，设计了高黏+变黏体系配方：清水+体积分数为0.05%和0.8%～1.0%一体化稠化剂YTC-1+体积分数为0.1% 黏土稳定剂+体积分数为0.1% 助排剂，现场取得了良好的应用效果，压裂后日产气量达3.52 万m3。

鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县页岩气区块，为海陆过渡相页岩，页岩埋深平均在2 080～2 550 m，渗透率超低，平均在(0.000 58～0.005 30)×10-3μm2，前期试验井压裂液体系为滑溜水压裂液，区块水平井日产气量0.96～6.70 万m3，平均日产气量2.98 万m3。以某页岩气井DH-1 井为例，DH-1 井水平段长1 729 m，钻遇储层以炭质泥页岩为主，储层物性、含气性均较差，该井共设计12 级压裂，采用页岩气体积压裂思路，设计变黏配方：清水+体积分数为0.05% 和0.5%～0.8% 一体化稠化剂YTC-1+体积分数为0.1%黏土稳定剂+体积分数为0.1%助排剂，压裂后日产气量取得了同类井新高。2 口使用一体化压裂液井与区块其他井生产效果对比见表8。

表8 2 口典型试验井与区块其他井生产效果对比Table 8 Comparison of production effect of two typical test wells and block wells

4.3 深层煤层气井

鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县深层煤层气区块，煤层埋深平均为2 232～2 505 m，煤层厚度平均为4～12 m，煤层埋深大，地层压力高，渗透率极低，平均在(0.03～0.05)×10-3μm2。前期采用常规压裂工艺，压裂液体系为活性水+滑溜液，改造效果差，日产气量在1 805～10 435 m3。

深层煤层气井一体化压裂液体系采用变黏配方，累计试验了大规模、超大规模压裂工艺6 口井，初见成效，其中，定向井单井日产气提高2～3 倍，水平井单井日产气提高9 倍。以吉深-X 井为例，煤层埋深2 448 m，煤层厚度8.1 m，水平段长1 000 m，煤层钻遇率94.8%，该井共设计11 级压裂，采用超大规模压裂工艺，设计变黏配方：清水+体积分数0.05% 和0.4%～0.6% 一体化稠化剂YTC-1+体积分数0.1% 黏土稳定剂+体积分数0.1% 助排剂，单级液量2 631～3 540 m3，砂量312～421 m3，排量16～18 m3/min，压裂后见气速度快，日产气量超9 万m3，取得了深层煤层气领域的重大突破。深层煤层气井一体化压裂液生产效果对比见表9。

表9 深层煤层气井一体化压裂液生产效果对比Table 9 Comparison of production effect of integrated fracturing fluid in deep coalbed methane wells

5 结论

a.一体化压裂液体系具有较好的减阻率和增黏性能，减阻率大于70%，黏度调整区间3～200 mPa·s，与黏土稳定剂、助排剂等各类添加剂配伍性良好，耐温抗剪切性能优异，防膨率大于70%，表面张力小于28 mN/m，能够满足各类气层压裂改造工艺对造缝、减阻、防膨、携砂、快速返排等性能的不同要求。一体化压裂液配方可概括为：主剂(一体化稠化剂)+助剂(助排剂、黏土稳定剂等)+破胶剂，配方设计比较灵活，可根据不同储层的物性要求以及压裂工艺要求进行性能调整，应用优势明显。

b.一体化压裂液是一种集功能性和应用性一体化的压裂液体系，功能上集滑溜水、线性胶、交联液压裂液体系功能性为一体，应用上可用于煤层气、页岩气、致密砂岩气，比较适用于煤系“三气”地区“三气合采”的一体化开发思路。现场应用结果表明，一体化压裂液体系性能灵活可调，在煤层气、页岩气、致密砂岩气井均取得了较好的应用效果，适用性较为广泛，对推动各种压裂工艺试验起到了重要作用，特别是在中浅层和深层煤层气领域，大规模压裂工艺试验取得了突破。

c.一体化压裂液体系解决了传统压裂液体系应用灵活性差、性能不可调问题，具有广阔的推广应用前景，可继续扩大应用试验。同时，将继续开展研究新型多功能、低伤害、低成本、高抗盐、可回收利用的一体化压裂液体系，以进一步推动非常规气藏效益开发，解决现场返排液回收利用难题。