减阻水减阻率性能影响因素分析

唐 芳

减阻水减阻率性能影响因素分析

唐 芳1,2

（1.长江大学，湖北荆州 434023；2. 中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司石油工程技术研究院，湖北武汉 430000）

减阻水是页岩储层改造所用的主要液体类型之一，具有成本低、配液工艺相对简单、有利于造复杂缝网等优点。减阻率是减阻水的核心指标，分析了影响减阻水减阻率的因素，现场配液用水矿化度、细菌及悬浮物含量对减阻率影响较大，同时减阻水pH值、黏度与减阻率存在正相关性。为了保证减阻水的减阻性能，需要控制配液用水水质指标，现场施工时可通过测定pH值和黏度判断减阻水减阻率是否达标，从而指导现场施工。

页岩；减阻水；减阻率；pH值；黏度

水平井大规模减阻水压裂是页岩气井获得工业气流的关键技术之一[1-2]。减阻水作为一种成本低、配制工艺相对简单、有利于造复杂缝的液体，在致密气、页岩气储层改造中获得了广泛应用，成为近几年发展最为迅速的压裂液体系之一[3]。减阻水压裂具有用液量大（单井用液量超过3×104m3）、施工周期长的特点，同时因泵注排量大，多采取连续混配辅助缓冲储液罐的方式进行供液。减阻率是其核心性能指标之一，优良的减阻性能可大幅度降低沿程摩阻[4]，减少压裂所需水马力，确保加砂具有足够的压力窗口。通常要求减阻率大于60%，对于深井减阻率要求则更高。减阻率测试过程较为复杂，仪器占地面积大，试验操作环境要求高，同时测试用液量较大（需配制数百升至数立方米）、测试周期长、程序复杂且对操作人员要求高。因此利用减阻水的其他性能，控制页岩压裂减阻水质量，确保现场条件下所配液体的减阻率符合要求，是一个值得探讨的问题。

1 减阻率性能影响因素分析

1.1 减阻率测试条件

减阻率室内测定多用大型环路减阻率测试仪进行（图1），基于相似模拟的原则，在流动速率、剪切速率、雷诺数等相近的条件下进行测试[5]。试验所用的添加剂及用水均来自于现场，其中减阻剂TM-02、表面活性剂SA-1、防膨剂SC-12均为工业品，配液用水为浅层地表水（二价离子质量浓度为234.2 mg/L）。测试条件为：流速10 m/s，管径10 mm。

图1 减阻率测试仪及测试原理

1.2 减阻剂使用含量对减阻率的影响

作为应用最为广泛的长链类减阻剂的典型代表[6]，TM-02减阻机理为受黏弹性控制的湍流抑制减阻。测试了不同含量条件下TM-02体系的减阻性能，如图2所示，随着减阻剂质量分数的变化，减阻率呈现先升后降的特点[7]，其最佳使用质量分数为0.08%。同时随着剪切速率和剪切时间的增加，减阻率均有不同程度的下降[8]。

图2 TM-02减阻率随质量分数变化曲线

1.3 配液用水质对减阻性能的影响

1.3.1 矿化度

影响减阻性能的因素较多，除了配方本身的性能，现场配液水水质是主要影响因素。较高的矿化度，特别是二价离子含量，会改变减阻剂分子周围的电荷分布，使减阻剂溶胀以及溶胀后的分子形态发生变化，改变减阻水黏度，降低减阻效果。从图3可以看出，当矿化度超过2 000 mg/L，TM-02减阻率出现明显下降。

1.3.2 悬浮物含量

水中悬浮物含量高，除了会堵塞水力裂缝，造成储层伤害，还会使减阻剂分子吸附于表面积较大的悬浮物颗粒表面，造成有效浓度降低，导致减阻水性状发生改变。室内用不同悬浮物质量浓度的水配制减阻水，测试减阻率，结果如图4所示，表明随着悬浮物质量浓度的增加，减阻率呈现逐步下降的特征。

图3 矿化度对TM-02减阻性能影响

图4 悬浮物质量浓度对TM-02减阻性能影响

1.3.3 细菌

细菌也是影响减阻性能的因素之一。细菌繁殖过快产生大量沉淀和絮状物，造成储层伤害，同时会导致减阻性能发生很大改变。从图5可以看出，含菌水（SRB 9 500个/mL、TGB 3 500个/ mL、FB 25×104个/mL）减阻率为50%，用浅层地表水配制的减阻水减阻率为65%，由于细菌存在导致减阻水减阻率下降。

1.4 减阻水pH值对减阻率的影响

pH值是影响减阻水性能的重要因素之一。pH过低会导致减阻水分子发生蜷曲，无法充分舒展，降低减阻性能；pH值过高会使减阻剂分子发生团聚，同样不利于减阻性能的提升。室内对不同pH条件下TM-02减阻水的减阻性能进行了测试，结果如图6所示。从图中可以看出，pH值为5.5~8.5时，减阻率基本不受影响。

图5 细菌对TM-02减阻性能影响

图6 pH值对TM-02减阻性能影响

1.5 减阻水黏度对减阻率的影响

减阻剂分子的溶胀及舒展状态，直接决定着减阻率的高低，同时也与黏度密切相关。试验表明减阻率的高低与减阻水黏度具有较好的对应关系，减阻水黏度不在合理范围内，其减阻性能一般都有较大幅度的下降。从图7可以看出，在减阻剂质量分数为0.08%时，无论是pH、悬浮物、细菌、矿化度等因素导致黏度发生变化，TM-02的减阻性能与黏度呈现良好的正相关关系，即黏度越高，减阻率越高，因此现场可以通过控制减阻水的黏度以保证减阻水的减阻率。

2 减阻率性能现场监测分析

室内实验分析表明减阻水受减阻剂使用含量、配液用水水质影响，同时还有一些现场因素如气温、配液设备、人员等等，影响减阻性能的因素较多。现场不具备测试减阻率的仪器条件，如何进行减阻水测试和减阻率控制，考虑成本、时效性等，需要找到一种适用于现场条件的快速确定减阻率的方法。通过室内对比试验，发现在固定使用含量条件下，pH、黏度与减阻率具有较好的对应关系。

图7 TM-02的黏度与减阻率对应关系

为了进一步验证其相关性，在某页岩气区块开展了现场验证，压裂施工之前测定了所用减阻水的pH值及黏度，在施工过程中利用压裂施工参数计算减阻水的施工摩阻，与清水摩阻对比后，计算减阻水减阻率，结果见表1。从现场结果可以看出，黏度和pH保持在合理范围内，减阻率即可达到施工要求。因此在现场施工之前，可通过监测减阻水pH值、黏度来控制减阻水配液质量，以确保页岩气压裂效果。

表1 现场实测减阻水黏度、pH值与减阻率

3 结论

（1）减阻水性能影响因素较多，确定减阻水最佳使用含量后，配液用水水质对减阻性能影响较大，为了保证减阻率，配液用水矿化度应控制在2 000 mg/L以内，并控制水中细菌和悬浮物含量。

（2）配液用水水质会造成减阻水pH值变化，黏度降低，室内及现场测试均表明减阻水pH值、黏度与减阻性能呈正相关性，减阻水pH为5.5~8.5，黏度在6 mPa·s以上时，减阻率基本不受影响。现场施工过程中可通过测定减阻水pH值及黏度来判断减阻水减阻性能，以确保配液质量及施工效果。

[1]董大忠， 高世葵， 黄金亮， 等. 论四川盆地页岩气资源勘探开发前景[J]. 天然气工业， 2014， 34（12）： 1-15.

[2]薛承瑾. 页岩气压裂技术现状及发展建议[J]. 石油钻探技术，2011， 39（3）： 24-29.

[3]蒋官澄， 许伟星， 李颖颖， 等. 国外减阻水压裂液技术及其研究进展[J]. 特种油气藏， 2013， 20（1）： 1-6.

[4]刘磊， 李操， 吴东垠， 等. 减阻技术对海洋油气管线中多相流动与传热的影响[J]. 海洋石油， 2009， 29（2）： 85-87+91.

[5]尹国栋， 关中原， 刘兵， 等. 聚合物减阻率与分子量关系的研究[J]. 油气储运， 2001， 20（10）： 36-38.

[6]邵雪明， 林建忠. 高聚物减阻机理的研究综述[J]. 浙江工程学院学报， 2001， 18（1）： 15-19.

[7]卢海鹰， 李惠萍， 管民. 减阻率室内环道测定及其影响因素[J].油气田地面工程，2003， 22（11）： 14-15.

[8]PAKTINAT J， O'NEIL B J， TULISSI M G. Case Studies：Improved performance of high brine friction reducers in fracturing shale reservoirs[R]. SPE 148794， 2011.

我国2015年能源消费增幅为近20年最低

7月7日，2016年《BP世界能源统计年鉴》在北京发布。《年鉴》显示，中国2015年的能源消费增长为1.5%，创近20年来的最低增幅。尽管如此，这也是中国连续第15年成为全球最大的能源增长市场。

放眼全球，2015年一次能源消费量增长仅为1%，与2014年1.1%的增幅接近，但远低于1.9%的10年期平均增幅。受困于中国经济增长放缓和全球经济乏力，全球能源消费增长步入低速增长时代。虽然我国面临着经济增长放缓的挑战，但仍是全球最大的能源消费国、生产国和净进口国，在全球能源结构的转型进程中扮演着至关重要的角色。

石油仍是全球的主要燃料，占全球一次能源消费的32.9%，其市场份额出现1999年以来的首次增长。2015年，所有化石燃料的价格均有下滑。原油价格（以美元计算）出现有记录以来最大的年跌幅，并创下1986年以来的最大百分比跌幅。

《年鉴》指出，全球炼油能力仅增长45×104bbl/d，为23年来的最小增幅。亚洲的炼油产能出现了1988年以来的首次下滑。

天然气方面，全球天然气占一次能源消费的23.8%，全球天然气消费增长1.7%，与2014年0.6%的微弱增长相比增速提升明显，但仍低于近10年2.3%的平均水平。全球天然气产量增长2.2%，超过消费量的增长，但低于2.4%的10年期平均水平。北美、非洲和亚太地区的增长均高于平均水平。

煤炭的市场份额在继续下降。《年鉴》显示，煤炭保持全球第二大燃料的位置，在一次能源中的消费占比为29.2%，但却是2015年唯一占比下降的燃料。

摘编自《中国海洋石油报》2016年7月13 日

渤海油田首个区域一体化项目投产

8月15日获悉，渤中28/34油田群综合调整项目最后一口开发井A35井投入生产，这标志着渤海石油管理局自主完成的首个区域性综合调整项目开发井全面投产。该油田群新建的6座平台全部达到ODP配产，日产油量提升近一倍。

渤中28/34油田群地质油藏条件复杂，储量动用程度低，但有巨大开发潜力。为此，渤海石油研究院自主创新，开展了系统技术攻关，先后解决了断块圈闭充注能力定量评价、储层精细刻画等难题，保障了渤中28/34油田群综合调整项目的成功实施。

摘编自《中国海洋石油总公司网站》2016年8月22 日

Influence Factors of Drag Reducing Rate for Slick Water

TANG Fang1,2
（1.Yangtze Unviversity, Jingzhou Hubei 434023, China; 2. Research Institute of Petroleum Engineering, SINOPEC Jianghan Oil Company, Wuhan Hubei 430035, China）

Slick water is one of the main fluids used in stimulation of shale gas reservoirs. It has the advantages of low cost and simple procession， while being beneficial to create complex network. Drag reducing rate （DR） is the key index of slick water， the paper analyzes influence factors of DR， and reveals that salinity， bacteria and suspension are the key to slick water propert， pH and dynamic viscosity are associated with DR. In order to ensure the properties of slik water, we need to control the water quality indexes. On well site we could test the pH value and viscosity to estimate drag reduction efficiency， which determines we can make a decision to start the treatment.

Shale reservoir; slickwater; drag reducing rate; pH; viscosity

TE357.1

A DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.03.049

1008-2336（2016）03-0049-04

2016-04-06；改回日期：2016-06-28

唐芳，女，1985年生，工程师，主要从事油田开发方面工作。E-mail：tfang713@163.com。