可变黏多功能压裂液体系及应用

李 嘉，李德旗，孙亚东，李 然，张祥枫

(1中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司 2中国石油浙江油田公司)

研究表明，应力越低，外力破坏复杂程度越高，应力越高，外力作用下破坏复杂程度越低，因此，对于中深层页岩气井，尤其是水平两向应力差异大、天然裂缝和水平层理发育的储层，采用高低黏度压裂液交替注入，压后形成以主缝、分支缝及天然裂缝构成的多尺度裂缝并有效支撑是提高产量的关键[1-6]。常规滑溜水加砂压裂，通常米加砂量约1.5 t，深层储层施工压力高、加砂困难，天然裂缝发育的储层易因加砂困难而造成砂堵，同时，常规压裂液须提前配液，时效低、费用高，不利于大规模体积压裂施工[7-9]。对此研发了一种一剂多能降阻剂，无需提前配液，通过调整降阻剂浓度实现滑溜水、线性胶、交联液在线自由转换，较常规降阻剂具备更好的降阻性，携砂性，并在中深层页岩气井中得到了推广应用。

一、可变黏多功能压裂液

1.一剂多能降阻剂

引入分子片段设计理念，即引入刚性耐盐侧基，研发了一种一剂多能降阻剂，有效屏蔽钙镁离子对聚合物链解缠绕的作用[10-11]，聚合物链段在高矿化度水条件下更加舒展，同时，引入超分子结构侧基进一步增加水动力学体积，使其无论是在淡水还是含盐量30 000 mg/L 内的盐水溶液中，均具有良好的水溶性及增稠性。

改变一剂多能降阻剂的浓度，即可实现滑溜水、线性胶、交联液不同压裂液体系间的自由转换，从而形成可变黏多功能压裂液，其黏度如表1所示。

表1 不同浓度下一剂多能降阻剂的液体黏度

当一剂多能降阻剂浓度小于0.10%时，压裂液的黏度低于4.65 mPa·s，此时液体为低黏滑溜水；浓度0.12%～0.2%时，压裂液的黏度5.16～12 mPa·s，此时液体为中黏-高黏滑溜水；浓度0.25%～0.30%时，压裂液的黏度18～21 mPa·s，此时液体为线性胶；当一剂多能降阻剂浓度增加到0.35%，基液黏度大于27.5 mPa·s，加入一定浓度的交联剂即可交联成冻胶。

2.滑溜水性能评价

2.1 降阻性能

使用MZ-II型摩阻仪评价0.1%的一剂多能降阻剂和常规乳液降阻剂滑溜水的降阻性能，测试结果如图1。实验数据表明，可变黏多功能压裂液滑溜水降阻率超过80%，剪切10 min降阻率保持率大于95%，常规稠化剂降阻率初期约73%，但剪切2 min后，降阻率呈显著下降趋势，剪切10 min后降阻率下降到47%左右。

图1 不同稠化剂在相同浓度下滑溜水降阻性能对比图

2.2 携砂性能

采用可视化平板装置，对比相同条件(黏度3 mPa·s，10%砂比的30/50目陶粒，排量0.8 m3/h)下可变黏多功能压裂液滑溜水与常规滑溜水的携砂能力，实验结果见图2～图3。常规压裂液在井筒附近堆积高，可变黏多功能压裂液滑溜水达到平衡，比常规压裂液沉砂高度低40%,表明可变黏多功能压裂液悬砂性能优于常规压裂液。

图2 常规滑溜水形成的支撑剂剖面(3 mPa·s)

图3 一剂多能滑溜水形成的支撑剂剖面(3 mPa·s)

2.3 岩心损害率

按照石油行业标准SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》，对比测试可变黏多功能压裂液滑溜水和常规滑溜水体系对页岩填砂管的损害情况。质量浓度为0.1%的可变黏多功能压裂液滑溜水对岩心的损害率约为8.86%，仅为常规乳液滑溜水(18.78%)的47.2%(见表2)。

表2 不同滑溜水对岩心损害测试结果

3.交联液及破胶性能评价

使用HAAKE MARS4型流变仪测试可变黏多功能压裂液交联液(1%一剂多能降阻剂+0.3%交联剂)在剪切速率170 s-1、160℃，剪切120 min下的流变性能。测试初期随着温度升高，剪切时间增加，交联液的表观黏度逐渐降低，剪切120 min后，压裂液的表观黏度大于80 mPa·s，见图4，表明可变黏多功能压裂液具有较强的耐温耐剪切性能，在超高温下压裂液具备良好的携砂性能。

图4 交联液流变曲线

该交联液体系配方中加入破胶剂后破胶彻底，95℃下，2 h破胶液黏度小于3 mPa·s，残渣含量低，见表3。

表3 交联液破胶测试结果

二、在中深层页岩气井的应用

1.现场应用模式

按照滑溜水、线性胶或交联液配方，将一剂多能降阻剂和其他添加剂直接泵入混砂车搅拌池，降阻剂在搅拌池中21 s即可起黏，45 s溶胀率可达到95%，满足现配现用施工要求，如需将液体调整为冻胶，根据黏度要求调整一剂多能降阻剂浓度至0.35%或以上，并加入一定量的交联剂即可。极大程度简化了现场配制流程，施工中可在不同压裂液体系自由切换，避免了施工过程中的流程倒换，提高了作业时效性。

2.现场应用

X-1井位于四川盆地川南低褶带得胜向斜区，是以龙马溪组为主要目的层的一口深层页岩气水平井，垂深约4 070 m，水平段长2 030 m，裂缝相对发育，水平主应力差约13 MPa，平均脆性指数48.6%，较难形成缝网压裂。设计主体采用可变黏多功能压裂液滑溜水体系，以形成主缝+分支缝的复杂裂缝为目标，采用“大排量、多簇、高强度加砂(单段米加砂量3.0～5.0 t)”压裂工艺，支撑剂为70/140目粉砂+70/140目粉陶+40/70目陶粒，粉砂用于支撑微细裂缝、降低滤失，粉陶、陶粒分别用于分支缝和主缝的支撑、提高导流能力，以实现主缝、支缝和天然微细裂缝的有效支撑。

该井主要采用小于3 mPa·s的低黏变黏滑溜水，施工排量16 m3/min，泵压76～84 MPa，各段降阻率均超过81.5%，40/70陶粒最高砂浓度260 kg/m3，最高米加砂强度5.56 t(图5)，远高于常规深层页岩气井1.5 t/m的加砂强度，该井加砂强度和最高砂浓度均创下了深层页岩气井滑溜水加砂的最高纪录，同时，节省配液成本约170万元。

图5 X-1井第28段加砂压裂施工曲线

三、结论

(1)可变黏多功能压裂液通过调整一剂多能降阻剂浓度，实现不同黏度滑溜水、线性胶和交联液在线自由转换的功能，节省场地、液罐和配液费用，降阻性、携砂性好、损害低，满足各种加砂工艺及施工调整的要求，适用于大规模体积压裂施工。

(2)现场应用表明相同加量下的可变黏多功能压裂液滑溜水较常规滑溜水降阻性好，携砂能力强、加砂强度高、增产效果显著。