滑溜水压裂液技术的发展现状

张世岭 郭继香 杨矞琦 余子敬 康 凡 王文昌

（中国石油大学（北京）提高采收率学院，北京，102249）

1 前言

滑溜水压裂技术（Slickwater Fracture），又被称之为清水压裂技术，主要由水构成。在大排量注入情况下，需要加入降阻剂，降低水的摩阻，使其变为摩阻较低的滑溜水，从而实现大排量泵注，弥补了水粘度低、携砂能力差等诸多问题［1］。滑溜水压裂液技术是目前美国页岩气开发作业中应用最多的压裂液技术［2］，其特征是以聚合物为主剂，配合杀菌剂、表面活性剂和阻垢剂等辅剂从而形成完整配方体系，具有较高的粘度和较好的减阻作用，与清水相比可降阻40%到50%。常用的滑溜水压裂液技术具有以下特点：

（1）较大的施工间隔段；

（2）工作液用量大、效率低、粘度低；

（3）形成的裂缝宽度较窄且几何形状较复杂；

（4）携砂能力差；

（5）工作液的高滤失需要较高的泵注排量补偿。

常用的滑溜水减阻剂是粉剂或凝胶聚丙烯酸胺，剪切稳定性差，用量大［3］。因此，开发优质低损害、低摩阻和良好流变性能的滑溜水压裂液是中国页岩气藏高效开采的紧迫要求。

油气田开发的经济效益，取决于开发技术的成本控制，目前国内主要通过引进北美普遍采用的滑溜水压裂液技术，以达到降低成本的目的，北美地区正是由于采用了低成本的滑溜水压裂技术［4］，从而取得了页岩气开发的成功。但是，国内的页岩气开发模式难以取得经济效益，其主要原因是国外对于国内的技术封锁，以胜利油田某油气井的压裂开采预算为例，国外公司的压裂材料、完井工具以及技术服务费用占全部压裂费用的44.4%，其中，压裂液的费用高达全部预算的57%。因此，从长远发展角度来看，只有在足够科研力量的投入下，打破国外技术垄断，才能从根本上提高我国压裂开采技术的软实力，从而控制成本，进而提高页岩气开发的经济效益［5］。

2 滑溜水压裂液的优缺点及适用性

2.1 滑溜水压裂液的优点

滑溜水压裂液系统较常规水基冻胶压裂液系统具有以下优点：

（1）易形成长裂缝提升导流能力。

（2）地层损害低，返排速度快。

（3）延伸地层天然裂缝进而形成裂缝网。

（4）支撑剂用量少，施工成本低廉。

相同规模的页岩气开发作业中，采用滑溜水压裂较常规冻胶压裂可节省费用50%左右。滑溜水压裂技术尤其适合开发渗透率很低的边际油气田，可有效降低采油成本，增加动用储量，提高油气田开发的经济效益。

2.2 滑溜水压裂液的缺点

滑溜水压裂施工中，因泵入的支撑剂量和支撑剂浓度均较低，导致滑溜水压裂存在以下缺点：

（1）由于滑溜水是用活性水加入减阻剂等添加剂作为压裂液，其压裂液携砂能力差，因此压裂施工时不能用高砂比的携砂，否则会造成支撑剂沉降，过早砂堵。

（2）由于不含高分子聚合物，施工过程不能形成滤饼，因此滑溜水滤失量大，易砂堵。

（3）效率较低，需提高排量来补偿液体的滤失。

（4）施工设备需耐受较高摩阻。

（5）泵入地层的液体量大，应充分考虑储层保护措施。

2.3 滑溜水压裂液适用性

滑溜水压裂技术对于具有天然地层裂缝的系统具有更强的适用性，这主要是由于滑溜水压裂携砂能力差，砂浓度低所导致。天然地层裂缝系统对于压力及就地应力的相应程度也会影响滑溜水压裂技术的施工效果。所以，滑溜水压裂一般适用于低渗透地层、高强度岩石地层、低闭合应力地层、天然裂缝发育的地层、压力较低的地层［6］。

3 国内外滑溜水压裂技术的发展现状

近些年来，胍胶成本不断提高，许多油田及企业纷纷研究新的工艺技术来降低成本，在此背景下，滑溜水压裂技术以其低成本日益受到青睐。上世纪70年代中期，国外开始进行滑溜水压裂室内研究和现场试验。滑溜水压裂从1997年至今一直是Barnett页岩开发中最重要的增产措施，Mitchell能源公司（2001年被Devon能源公司收购）在Barnett页岩中首先开始使用滑溜水压裂，滑溜水压裂技术使Barnett页岩采收率提高20%以上的同时，使作业费用减少了65%。国内在页岩气开发方面多借鉴采用北美国家的经验，但是北美地区的地质条件与自然环境与国内存在较大差异。北美地区页岩储层压力系数高，地层脆性指数高，并具有发育良好的天然裂缝，滑溜水返排率达到30%左右，从而实现稳定生产。但是，国内大部分页岩储层压力较低，压后连续自喷能力和带液生产能力较差，无法实现连续稳定生产，盲目采取照搬国外技术，会增加生产压差波动，增大支撑剂载荷，从而使得导流能力会急剧下降，影响压后生产效果。

国内对于滑溜水压裂技术的研发也取得了很大的进步。王伟华［7］等所研究的HL＿C3滑溜水体系可以有效提高洗油效率并提高原油的渗流能力，此体系所增加的生物活性剂可以显著降低水锁、水敏等地层伤害，并增加岩石润湿性。

塔河油田采用房好青［8］等的滑溜水压裂技术与其它三种常规技术进行比较，结果发现滑溜水压裂技术较其它三种技术对改造后累增产的贡献没有显著的差别，而可以节省10万元的施工成本，表明一定储层条件下，可以优选费用较低的施工技术，以达到经济最优化。

徐骞［9］等在渝东南地区对彭页HF－1井采用滑溜水压裂技术取得了较好的成果，实验的分析结果表明所选择的滑溜水和线性胶完全满足压裂施工的要求，同时也证明渝东南地区页岩气地质特征与北美地区差异较大，不能照搬国外技术，需要在其基础上，找到适合国内地质特征的压裂工艺技术系列。

2011年，长庆油田开始广泛采用滑溜水压裂技术，由魏松［10］等研发的EM30滑溜水压裂液以其所具有的无固相残留、低伤害、低摩阻、配置简单、高效返排和重复利用率高等显著优势，在长庆油田试用后取得了较好的效果。根据文献，采用EM30降阻剂滑溜水后，摩阻降低50%以上，水力喷射压力可降低5－10MPa，返排液回收重复利用率达85%，成本降低60%。

4 滑溜水压裂液体系配方研究

4.1 降阻剂优选

减阻剂可显著降低流体管道湍流阻力，多为水溶性或油溶性试剂，国内常用的减阻剂有高分子量聚丙烯酰胺、羟丙基胍胶等。流体在管道中，由于摩擦阻力的存在，限制了其流动性，增大了能量消耗。减阻剂所具有的长链高分子结构可以改变流体与管壁之间的相互作用，抑制横向流，其吸收的湍流能量可以转换，增强轴向流，减少流动能量损耗，从而降低摩阻［6］。

降阻剂是滑溜水压裂液体系中的核心技术，国内技术尚不成熟，现主要依赖进口，从而使得滑溜水压裂液的成本较高。王娟娟［11］等采用水分散聚合法制备了一种水溶性减阻剂乳液，此减阻剂具有明显的粘弹性特征且耐温耐剪切性能良好，0.2%的减阻剂水溶液的最大降阻率超过70%，能够作为滑溜水减阻剂使用。

此外，中国石化河南油田分公司工程院和中国石油川庆钻探工程公司井下作业公司分别自主研发的滑溜水降阻剂进行了现场试验，获得了成功。

4.2 支撑剂的优选

合适的支撑剂可以有效的提高产量，其选择主要考虑其在特定条件下的裂缝导流能力。影响支撑剂选择的因素主要包括两大方面：第一、地质条件，包括温度、岩石硬度、闭合压力、目的层物性等；第二、工程条件，包括压裂液性质、泵注设备等。滑溜水压裂起步阶段，施工中并不加入支撑剂，后来在施工中加入了少量支撑剂，有效提高了裂缝的导流能力，取得了较好的收益［12］。

支撑剂沉降规律的研究国内尚处于起步阶段，工艺方面主要参考国外的经验，很多理论缺乏必要的试验验证。温庆志［13］等通过实验，模拟了缝宽、施工排量、支撑剂粒径和压裂液粘度等参数对于支撑剂沉降速度及水平运移速度的影响，并且建立了与之相关的修正系数表达式，此研究结果可以更好的确定合理的施工参数，为进一步提高压裂水平奠定基础。

4.3 粘土防膨剂的优选

粘土防膨剂（又称粘土稳定剂），在油气田开发中消耗量较大。粘土防膨剂主要作用是对粘土矿物进行防膨处理，防止粘土矿物因其水化膨胀导致的地层岩石强度降低以及堵塞岩石内部空隙和喉道现象，从而防止储集层渗透率不可逆转的下降［14］。

无机盐类粘土防膨剂主要使用KCl，其使用量为1.0%时，防膨率就可以达到80%以上。这是因为氯化钾不仅提供了充分的阳离子浓度防止阳离子交换，压缩使粘土膨胀的扩散双电层，防止粘土膨胀、分散、运移。而且钾离子的直径（0.266nm）与粘土表面由6个氧原子围成的内切直径0.28nm的空间相匹配，使它容易进入此空间而不易从此间释出，有效地减少粘土表面的负电性。

有机聚阳离子聚合物类粘土防膨剂是含氮、磷和硫的聚合物，其作用原理是提供阳离子浓度防止阳离子交换，并且粘土粒子吸附后，在表面展开形成一层保护膜防止粘土粒子与外来液相接触。它少量存在就有很好的防膨效果，并具有耐酸、耐盐的优点。

4.4 水锁抑制剂的优选

水锁抑制剂的主要作用是为了减少压裂液在地层的停留时间，它必须降低压裂流体的表面张力，降低过高的毛细管力，从而抑制水锁现象。产生水锁现象的主要原因是在压裂施工过程中，地层中渗入的压裂液会使水的饱和度增加，其产生的两相流动使得流动摩阻增大。如果地层压力不能克服过高的毛细管力，就会出现水锁现象。郭继香［15］等通过实验，研制的SDY水锁抑制剂在吐哈柯柯亚致密气藏取得了较好水锁抑制效果，其防水锁性能优于吐哈目前使用的水锁抑制剂，有望广泛应用于致密油气藏。

5 结论

国外对于滑溜水压裂技术的研究已经较为成熟，但是国内尚处于起步上升阶段，研究成果较少。与此同时，现场应用大部分还依赖国外技术，从而大大提高了开采成本，并且国内与国外开采地区差异性较大，不适合照搬国外滑溜水压裂技术。《页岩气勘探开发“十二五”规划》明确提出，到2015年我国页岩气产量达65×108m3，2020年建产600×108m3以上［16］，因此研发符合我国页岩气开采的滑溜水压裂技术已迫在眉睫。

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