川东南深层页岩气耐温耐盐滑溜水研制及应用

胡娅娅

（中国石化中原石油工程有限公司井下特种作业公司，河南濮阳 457164）

川东南深层页岩储层地层温度≥120 ℃，地层闭合压力达109 MPa，形成复杂裂缝所需要的缝内延伸压力达130 MPa，而且储层物性好，滤失快，压裂造缝困难。且页岩气储层改造过程中所使用的水资源来源复杂，有地表水、雨水、压裂返排水等，常规的水处理技术很难将水中的盐分除去，否则成本较高，因此为降低页岩气开发成本，需要滑溜水具有较好的耐温耐盐性能[1-5]。

1 配方研究

1.1 减阻剂研制及评价

1.1.1 减阻剂研制 乳液聚合物的合成采用反相乳液聚合工艺：（1）油相的制备，在500 mg/L 烧杯中称取一定量的白油、Tween-60 和Span-80，搅拌均匀，在搅拌过程中通氮气除氧。（2）水相的制备，在500 mg/L 烧杯中称取一定量的聚合单体、AM、AA、AMPS、DAC 和蒸馏水，用10 %NaOH 溶液调节pH 为7～8，在搅拌过程中通氮气除氧。（3）共聚物的合成，先将油相低速乳化（300 r/min），再将水相缓慢倒入油相中，同时提高转速为700 r/min 搅拌5 min。将乳化后的乳液倒入装有搅拌器、温度计和通氮气管的四口烧瓶中，通入氮气30 min，滴加过硫酸钾和亚硫酸氢钠溶液，在20 ℃下引发，随着反应的进行，温度逐渐上升至70 ℃，再保温聚合反应6 h。取出聚合物微胶乳液，得到聚合物乳液产品FR-1，外观呈乳白色，均匀稳定的聚合物乳液。

1.1.2 减阻剂耐温评价 用管路摩阻仪在3.175 mm管径的条件下分别测试清水、0.07 %FR-1 减阻剂在室温（25 ℃）、高温（70 ℃）下的摩阻，由表1 可知，FR-1减阻剂在室温和高温下的减阻率均在71 %以上，均具有较好的耐温性能。

表1 FR-1 减阻剂在不同温度下的减阻性能

1.1.3 减阻剂耐盐评价 页岩气储层改造过程中所使用的水资源来源复杂，有地表水、雨水、压裂返排水等，常规的水处理技术很难将水中的盐分除去，否则成本较高，因此为降低页岩气开发成本，需要减阻剂产品具有较好的耐盐性能。

使用标准盐水进行评价（蒸馏水+2 %KCl+5.5 %NaCl+0.45 %MgCl2+0.55 %CaCl2），在温度25 ℃、剪切速率10 000 s-1下分别测定摩阻，并计算减阻率，结果（见表2）。由表2 可见，常规减阻剂的性能在盐水中下降明显，而FR-1 减阻剂则表现出较好的耐盐性能。

表2 FR-1 减阻剂与常规减阻剂在标准盐水中减阻率对比

1.2 表面活性剂优选

在减阻水中加入表面活性剂的主要目的是减小表面张力，降低返排压裂液需要克服的地层喉道毛管力，从而促进压裂液返排。对于致密页岩气藏，压裂液的滞留会对储层造成严重的水相圈闭损害，使得表面活性剂的作用更为重要。对表面活性剂6 个样品进行了性能评价，评价方法是利用K-100 张力测量仪测定不同浓度表面活性剂溶液的表面张力，测定结果（见表3）。

表3 表面活性剂评价

由表3 可知，3 种表面活性剂均具有较好的降低表面张力效果，在较低浓度时就达到了较低表面张力，且随着浓度的增加表面张力趋于平稳；3 种表面活性剂按降低表面张力性能由高到低排序依次为PYKL、XXSD 和BFC。

选用HLBT 减阻剂，测试了3 种表面活性剂对减阻剂减阻效果的影响（见表4）。

表4 3 种表面活性剂对减阻剂减阻效果的影响

由表4 可知，XXSD 明显降低了减阻剂的减阻效果，而BFC 则使减阻剂的减阻率有较小提高。

通过对3 种表面活性剂的性能及其对减阻剂的影响评价可知，尽管XXSD 具有最高的降低表面张力性能，但其大幅降低了减阻剂的减阻效果，因而选用BFC作为最优表面活性剂。

1.3 页岩抑制剂优选

泥页岩中黏土矿物的水化膨胀和分散运移会堵塞油气层，降低油气层的渗透率，因此必须采用防膨稳定措施，以防止黏土膨胀运移损害油气层，常用措施是在工作液中加入页岩抑制剂。

对取得的3 个满足Q/SH 0053-2010《黏土稳定剂技术要求》指标要求的黏土稳定剂样品，分别对减阻剂的影响测试。测试配方为0.07 %减阻剂+0.30 %页岩抑制剂，结果（见表5）。其中NW-1、NW-2 大幅降低了减阻剂的减阻效果，因此选用对减阻剂影响较小BFC 作为最优页岩抑制剂。

表5 3 种页岩抑制剂对减阻剂减阻效果的影响

1.4 高效滑溜水体系配方

根据以上试验结果，所形成的滑溜水配方体系（见表6）。

表6 减阻水配方体系表

2 高效滑溜水体系性能评价

2.1 减阻性能评价

室内配制BFC 滑溜水体系：0.07 %减阻剂+0.10 %表面活性剂+0.30 %页岩抑制剂，采用管道摩阻试验仪进行测试如下：选择剪切速率为10 000 s-1处，清水与高效滑溜水摩阻数据进行减阻率的计算，高效滑溜水体系减阻率达到73.1 %（见图1）。

图1 BFC 滑溜水体系减阻性能评价

2.2 其他性能评价

其他性能评价（见表7）。

表7 性能评价

3 现场应用

所开发的耐温耐盐滑溜水体系于2017 年在川东南页岩气区块现场应用3 口井。根据现场施工情况及压后效果分析，该滑溜水体系具有以下特点：

3.1 低伤害，施工效果好

5 口页岩气水平井日产气量均达到20×104m3以上的高产。

3.2 减阻效果明显

根据现场施工数据分析，减阻率达到75 %以上。高效速溶乳液减阻剂，其在10 s 内即可达到良好的分散效果，不会出现粉剂在线混配时出现未充分溶胀的现象，0.07 %加量即可满足70 %以上的减阻效果。

3.3 溶解速率快

施工时满足在线混配，用液添泵加入即可，节约了配液罐体、设备、人员费用，安全环保。

3.4 具备耐盐、耐酸、耐高温的长期稳定性能

压裂液返排不好或是长时间滞留于储层中，使得储层黏土水化膨胀，堵塞孔隙和渗流通道，增加反渗析水锁量和束缚水饱和度，造成致密低渗透储层“水锁伤害”，从而降低有效半缝长，进而影响产量。

根据区块河水及返排液水质分析结果，河水矿化度630 mg/L，返排水达到35 000 mg/L，其中钙镁达到1 000 mg/L，说明高效滑溜水多采用非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂、氟碳类表面活性剂复配产品，具备耐盐、耐酸、耐高温的长期稳定性能。在重复使用压裂返排液时，仍然保持优异的减阻效果。