页岩气压裂用滑溜水的研究及中试应用

朱军剑，张高群，乔国锋，肖 兵

（1.新疆克拉玛依双信有限责任公司，新疆克拉玛依 834000；2.中石化中原石油工程公司井下特种作业公司，河南濮阳 457164）

页岩气藏是典型的非常规天然气藏，它具有超低渗透率、生产周期长和开采寿命长的特点，渗透率一般在毫微达西至微纳达西之间，针对页岩气储层微纳达西级别的渗透率，要想获得工业气流，必须进行大规模的压裂改造。页岩气储层压裂施工特点对压裂液性能要求：压裂规模大，“千方砂万方液”，要求压裂液成本低，配制简便；施工排量大（8~15 m3/min），摩阻高，要求压裂液具有良好的流变性能，减阻效果好；粘度低，有利于液体滤失，波及更多储层微裂缝和基质，以达到体积改造的目的。滑溜水压裂液是目前美国页岩气开发作业中应用最多的压裂液技术，不但使压裂费用较大型水力压裂较少65 %，而且使页岩气最终采收率提高了20 %。因此开发一种速溶、低粘、低摩阻、易返排的滑溜水是非常必要的。本文通过室内环流摩阻实验装置和现场连续油管车进行了滑溜水压裂液的研究，对今后此种压裂液体系的研究提供参考。

1 配方研究及评价

1.1 减阻剂

1.1.1 增粘及溶解特性 页岩气压裂规模大，“千方砂万方液”，要求压裂液配制简便，因此减阻剂具有低粘、速溶特性以满足现场快速连续混配的要求。为便于观测比较，以浓度0.2 %进行增粘及溶解性能分析，并以2 min 粘度数据对比2 h 粘度数据作为减阻剂产品溶解速率分析指标。

由表1 结果可知FR-2 尽管具有速溶特性，达到79.5 %，但粘度太高，不能满足滑溜水低粘要求；FR-4 尽管具有低粘特性，但溶解速率过低，不能满足大规模现场快速连续混配要求。因此选择粘度较低、溶解速率较高的FR-1、FR-3、FR-5 和FR-6 进行其它性能评价。

1.1.2 减阻性能 减阻剂作用机理有伪塑说、湍流脉动抑制说、粘弹说、有效滑移说、湍流抑制说等。但总之是当流体处于紊流区后，依靠减阻剂分子间相互引力抵抗流体质点的作用力，改变流体质点的作用方向和大小，使一部分做无用功的径向力转化为顺流向的轴向力，从而减少了无用功的消耗，宏观上表现出减少了流体的摩阻损失，即起到减阻作用[2-3]。

表1 不同减阻剂产品增粘及溶解特性评价

减阻率计算参照中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》，测量不同流体在一定剪切速率下，流经一定长度和直径的管路时，均产生一定的压差，由此计算流体的摩阻性能[4]。

减阻率计算公式：η=［（△P1－△P2）/△P1］×100

式中：η－流体对清水的降阻率，%；△P1－固定长管中清水压降，MPa；△P2固定长管中待测流体压降，MPa。

由图1 结果可知，相同浓度情况下，FR-1、FR-3、FR-5、FR-6 减阻率都随剪切速率增加而增大；在较低剪切速率时，FR-5 和FR-6 减阻率高于FR-1 和FR-3的减阻率，在高剪切速率时，FR-5 和FR-6 减阻率又低于FR-1 和FR-3 的减阻率。考虑到页岩气压裂现场施工，以139.7 mm 管柱，排量10 m3/min 左右计算，液体在管柱内的剪切速率在1 000~3 000 s-1范围内[5-6]，因此初步选择FR-1 和FR-3 作为滑溜水用减阻剂进行研究。

图1 变剪切减阻性能对比

图2 耐剪切性能分析

图3 不同浓度的减阻剂变剪切减阻性能对比

1.1.3 耐剪切性 页岩气井压裂施工过程中，滑溜水在井筒内要经历长时间高剪切，因此为满足施工要求，对FR-1 和FR-3 减阻剂进行耐剪切性能评价。室内设定剪切速率为1 200 s-1，用FPR-170 管路摩阻测试仪进行时间为480 s 的耐剪切测试（见图2）。由图2 结果可知尽管0.1 %FR-3 初期具有较高的减阻率，但随着剪切时间增加，其减阻率迅速降低，这可能是因为长时间高剪切破坏了其分子链结构，产生了剪切降解；而0.1 %FR-1 则具有较为稳定的减阻率，说明其耐剪切性能较好。因此选择FR-1 作为滑溜水用减阻剂。

1.1.4 浓度确定 室内用FPR-170 管路摩阻测试仪对FR-1 减阻剂分别进行浓度为0.05%、0.1%、0.2%的变剪切摩阻测试（见图3）。由图3 结果可知，在1 500 s-1剪切速率范围内，随剪切速率增加，不同浓度的FR-1的减阻率增大，但减阻率提高幅度降低；在较低剪切速率范围内，减阻率随浓度的增加而降低，在高剪切速率范围内，减阻率随浓度的增加而增大，而并非减阻剂的浓度增大，可使减阻效率增加，而应该是减阻剂产品在不同剪切速率范围内有一个最佳浓度值；考虑到现场施工时，液体在管柱内的剪切速率在1 000~3 000 s-1范围内，因此选择确定FR-1 加量为0.1 %。

1.2 助排剂

为提高滑溜水压裂后的返排效率，降低对储层的伤害，需加入助排剂。一般选择表界面张力较低的助排剂，实验结果（见表2），最终选择了表界面张力较低的B-80 作为活性水压裂液用助排剂，加量为0.3 %。

表2 助排剂性能对比

1.3 防膨剂

页岩气储层中含有多种矿物质，其中粘土矿物分布较广，主要有高岭石、伊利石、蒙脱石和绿泥石，因此在压裂过程中应考虑外来液体侵入造成粘土膨胀，从而导致储层的伤害问题。考虑到施工成本与效果，选择了浓度1.5 %KCl 作为页岩气滑溜水压裂液用防膨剂（见图4）。

1.4 其它添加剂

页岩气压裂一般规模较大，为节约成本，就近获得水源，常为雨水或河水，因此为避免水质对滑溜水性能的影响和保障供液排量，可适当加入杀菌剂和消泡剂。

图4 防膨率随KCl 浓度关系曲线

1.5 综合评价

经上述实验研究，最终确立滑溜水配方为：0.1 %FR-1+0.3 %ZP+1.5 %KCl+其它。室内对本品滑溜水进行部分性能进行评价并与国外滑溜水进行性能对比，由表3 结果可知，本品滑溜水具有更低的表界面张力和较高防膨率。

2 中试试验

2012 年7 月在中原油田井下特种作业处压裂大院用直径为1 寸半的连续油管车分别对清水、国外滑溜水与本品滑溜水进行现场摩阻测试，并对测试结果进行数据处理，由图5、表4 结果可知，管径一定的条件下，所有体系的摩阻和排量都为幂函数关系，排量越大，滑溜水降阻效果越为显著，排量0.17 m3/min 时，国外滑溜水降阻率为60.62 %，而本品滑溜水则为64.74 %，超过国外水平，说明本品滑溜水具有更好的减阻效果。

表3 滑溜水部分性能评价

图5 1 寸半的连续油管对不同液体体系进行变排量测试摩阻趋势图

表4 相同管径、排量下与国外滑溜水降阻率对比

3 结论及建议

（1）针对页岩气储层超低渗透率，压裂施工规模大，排量大特点，因此室内开发一种速溶、低摩阻、低表界面张力、高防膨率的滑溜水压裂液。

（2）室内研究表明，在剪切速率100~1 500 s-1范围内，不同的减阻剂类型和浓度都具有不同的减阻效果，而并非减阻剂的浓度增大，可使减阻效率增加，因此在进行减阻剂类型和浓度确定时，首先要考虑现场施工条件，确定剪切速率范围之后再进行优化。

（3）现场中试应用表明，管径38.1 mm，排量0.17 m3/min 时，国外滑溜水降阻率为60.62 %，而本品滑溜水则为64.74 %，说明本品滑溜水具有更好的减阻效果，达到或超过国外水平。

［1］ Malek Elgmati，Hao Zhang，et al.Submicron-pore characterization of shale gas plays［J］.SPE 144050，2011.

［2］ 陈大钧，陈馥，等.油气田应用化学［M］.北京：石油工业出版社，2006：7.

［3］ 赵福麟编写.油田化学［M］.北京：石油工业出版社，2010：8.

［4］ Javad Paktinat.Case Studies: Improved Performance of High Brine Friction Reducers in Fracturing Shale Reservoirs［Z］.SPE 148794，2011.

［5］ 万仁溥，罗英俊主编.采油技术手册［M］.北京：石油工业出版社，1998：1.

［6］ 袁恩熙.工程流体力学［M］.北京：石油工业出版社，2000：8.