自缔合压裂液优选及应用

于洋，郭粉娟，李立，杨超，邱伟，栾飞，王雪婷

（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）

0 引言

随着非常规油气藏大规模的勘探开发，由于其独特的储层特性，使得大型压裂成为对其进行高效开发的关键技术。传统的压裂配液与施工作业模式存在诸多不足：1）施工周期长，配液强度大；2）配制的压裂液经过长时间储存容易产生基液降解、黏度降低，甚至变质腐败等问题；3）大规模压裂中，液量大，罐群数量多，场地占用面积大；4）一般情况下，罐底余液占原来压裂液体积的5%～7%，施工结束后必须对这些液体进行处理，不仅会造成浪费，而且环保成本极大［1］。

资料显示［2］，自缔合压裂液具有低残渣、易返排、对地层伤害小的特点，而且配制简单，成本低廉，特别适用于低渗透油气藏储层改造。

1 自缔合压裂液配方的形成

1.1 稠化剂的优选

自缔合聚合物的合成方法有2种，即水溶性单体与疏水性单体共聚法和水溶性聚合物化学改性法。自缔合聚合物独特的缔合网络结构决定了自缔合压裂液具有较好的增黏作用、优良的抗盐性，以及良好的耐温耐剪切能力［3］。而且此类聚合物用作稠化剂最大的特点在于［2］：当稠化剂低加量（聚合物质量分数低于临界胶束质量分数）时，聚合物主要是分子内聚合，水溶液黏度低，可作为压裂施工前期顶替液；当增加稠化剂加量（聚合物质量分数高于临界胶束质量分数）时，聚合物主要为分子间缔合，流体力学体积急剧升高，相应地，压裂液黏度也会增大，可用于压裂施工中的加砂压裂。

本次研究收集了来自不同生产厂家的5种自缔合稠化剂样品，对其溶胀时间、抗盐性、耐温性等性能进行了评价实验，以选择性能优良的稠化剂产品。

1.1.1 溶胀时间及表观黏度

溶胀时间的快慢，决定了是否能即配即用，溶胀时间越快，越有利于现场连续混配施工。室内评价了A，B，C，D，E等5种自缔合稠化剂的溶胀时间及表观黏度。实验方法：首先量取500 mL自来水，加入Waring混调器中，调整转速至1 700 r/min；然后加入10 mL自缔合稠化剂并开始计时，记录漩涡闭合时间，即溶胀时间；继续调整温度至30℃，恒温放置4 h，用六速旋转黏度计测其表观黏度（见表1）。

表1 稠化剂溶胀时间及表观黏度

综合比较溶胀时间和表观黏度，最终优选出溶胀时间较短、表观黏度较高的稠化剂A和D进行下一步测试优选。

1.1.2 抗盐性能

储层压裂改造中，尤其是大规模压裂，压裂液的配制往往需要大量的水资源，为了缓解淡水资源的匮乏，压裂液的抗盐性显得尤为重要。优良的抗盐稠化剂，可以放宽配液水的使用限制，根据井场位置，就地取水，降低配液施工成本。室内分别用清水和质量分数6%，8%，10%的CaCl2水溶液，配制质量分数2%的稠化剂，并测其表观黏度，结果如表2所示。由表可见，在不同质量分数的盐溶液中，稠化剂A和D均具有较高的黏度，抗盐性能较好。

表2 稠化剂抗盐性能

1.1.3 耐温耐剪切性能

由于自缔合聚合物自身结构的特殊性，当其受到机械破坏时，溶液黏度会下降，但当此外力消失时，其分子间的物理交联将会重新建立，表现在宏观性能上，即黏度恢复［2］；所以，相比普通的稠化剂，自缔合稠化剂具有更高的耐剪切优势。而良好的耐温性能，可减缓聚合物压裂液在高温下的降解，适用于较高温储层的压裂需求。

参考标准Q/SH 0616—2014《聚合物压裂液性能测定方法》，用RS6000高温高压流变仪测稠化剂A和D的耐温耐剪切性能。稠化剂质量分数为2%，在温度110℃、剪切速率170 s-1的条件下连续剪切60 min后流变曲线如图1所示。

图1 自缔合稠化剂流变曲线

由图1可知：稠化剂D的保留黏度为46.3 mPa·s，而稠化剂A的保留黏度为78.4 mPa·s，说明稠化剂A的耐温耐剪切性能明显优于D，可以满足压裂施工携砂需求。最终选择A作为自缔合压裂液的稠化剂。

1.2 黏土稳定剂的优选

在各种井筒作业中，页岩稳定是一个重要问题，该问题经常是由页岩膨胀造成的。尤其是在具有水敏性的页岩和黏土地层中，岩石吸收压裂液中的液体后膨胀，可能导致井筒崩塌，而发生此效应的主要原因就是黏土的水化作用［4-5］。所以，压裂液中加入合适的黏土稳定剂，可以有效缓解地层中的矿物膨胀。

本次实验选取了KCl黏土稳定剂（1#）、小阳离子型黏土稳定剂（2#）、高温黏土稳定剂（3#）等3种黏土稳定剂进行防膨性能评价。首先在室温（25℃）下测试3种黏土稳定剂的防膨率，然后为保证黏土稳定剂适用于110℃的高温环境，将3种样品放入老化罐中，于110℃恒温保存3 d，测试其高温防膨率，结果见表3。由表3可知，2#黏土稳定剂在室温和高温下均具有较高的防膨率，防膨效果最好。

表3 不同黏土稳定剂的室温、高温防膨率

1.3 助排剂的优选

在低渗透油气储层中，由于存在毛细管压力，液体滞留在非常小的孔隙中，液体通过毛细管孔喉时，需要变形，从而导致了流体阻力的增加，产生水锁［6］。降低毛细管压力也就降低了返排压裂液所需的油层压力，从而提高返排率［7-8］。助排剂的加入，可降低表面张力或油水界面张力，增大接触角，利于压裂液压后返排［9-10］。常用的助排剂有阳离子型（如季铵盐、季膦盐）、阴离子型（如二（2-乙基己酯）磺基琥珀酸钠）、溴化阴离子型（如9-溴硬酯酸）。

实验选取4个助排剂样品，按质量分数0.3%配成水溶液，分别测试其在室温（25℃）下及高温老化后（150℃密闭空间恒温72 h）的表面、界面张力，结果见表4。

表4 室温及高温下助排剂的表面、界面张力 mN·m-1

参照标准Q/SHCG 69—2013《压裂酸化用助排剂技术要求》，室温下表面张力不大于30 mN/m、界面张力不大于3 mN/m，老化后表面张力不大于32 mN/m、界面张力不大于5 mN/m时，才能满足技术要求。由表4可见，4种助排剂在室温下的表面、界面张力均满足技术要求，而高温老化后仅有1#和3#助排剂满足标准要求。因此，优选助排剂1#和3#。

将1#和3#助排剂与体系中的其他添加剂进行配伍性实验。按照2%自缔合稠化剂+0.5%黏土稳定剂+0.5%助排剂的比例加入到清水中，观察实验结果。实验结果显示，加入1#助排剂得到的溶液是无色透明的，加入3#助排剂得到的溶液变得浑浊。3#助排剂在室温及高温老化后的表面、界面张力均满足标准要求，但是3#助排剂与其他添加剂存在不配伍的现象，可能导致压裂液耐温性能变差或者加大对储层的伤害。因此，助排剂最终选用1#助排剂。

1.4 配方的确定

根据以上实验结果，该自缔合稠化剂压裂液的配方为：2%自缔合稠化剂A+0.5%黏土稳定剂2#+0.5%助排剂1#。

2 自缔合压裂液性能评价

2.1 耐温耐剪切性能

压裂液在进入地层的过程中，将受到压裂管柱、射孔孔眼等的剪切作用，压裂液黏度因此而降低；同时，压裂液进入地层的过程中，随着温度不断上升，黏度也会随之改变［11-12］。压裂液只有具有较高的黏度，才能很好地携砂；因此，压裂液的耐温耐剪切性能是评判压裂液性能好坏的指标之一［13-14］。

室内采用RS6000流变仪对该体系进行高温流变性能评价，在温度110℃、剪切速率170 s-1条件下，连续剪切60 min，其高温流变曲线如图2所示。

图2 自缔合压裂液高温流变曲线

由图2可见，该体系在110℃，170 s-1条件下连续剪切60 min，黏度依旧大于70 mPa·s，满足压裂液黏度不低于50 mPa·s的要求。

2.2 破胶性能

压裂液把支撑剂携带到已经形成的裂缝中，支撑剂可增大油井的裂缝支撑程度。破胶剂的加入可以在一定程度上对聚合物进行降解，使其变成小分子物，从而降低液体黏度，以便裂缝成为高渗透的通道，油和气通过此路径进入井中［15-16］。

室内选用过硫酸铵（APS）作为破胶剂进行破胶实验，优化加量及破胶时间。将1%的稠化剂压裂液分成5份，每份200 mL。分别加入质量分数为0.01%，0.03%，0.05%，0.07%，0.10%的过硫酸铵，放入70℃水浴中，并开始计时， 测量 0.5，1.0，1.5，2.0，3.0，4.0，5.0 h 时的黏度，结果如表5所示。

表5 自缔合压裂液破胶性能

由表5可见，压裂施工中，为了防止压裂液破胶太快造成砂堵，同时破胶液又能顺利返排，最终确定破胶剂最优质量分数为0.03%。

2.3 残渣测试

压裂液残渣即破胶水化液中残存的水不溶物，其主要来源是稠化剂、压裂液未破胶物质，及黏土稳定剂等添加剂中的水不溶物。残渣会堵塞岩石孔隙和裂缝，影响裂缝支撑带的导流能力和油气层的渗透率［17-19］。破胶液残渣越少，对油气层造成的损害越小。

室内按照配方2%稠化剂+0.5%黏土稳定剂+0.5%助排剂+0.03%过硫酸铵配制压裂液，参照标准SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》对破胶液残渣进行测试，破胶液状态如图3所示。图中左侧为自缔合体系破胶液，右侧为常规HPG压裂液体系破胶液，自缔合体系的残渣显然比常规HPG体系的更少。通过计算，自缔合体系破胶液的残渣质量浓度仅为69 mg/L，远低于常规HPG体系的322 mg/L。可见，该体系破胶后的残渣质量浓度极低，对地层的伤害也很小。

图3 2种破胶液示例

2.4 静态悬砂实验

压裂液悬砂性能是决定压裂成功与否的关键因素，压裂液携带支撑剂在地层裂缝中水平移动时，颗粒会发生沉降，沉降速度可衡量压裂液的悬砂性能［20-22］。沉降速度过快，容易造成砂堵导致施工失败；沉降速度慢，则利于将支撑剂携带到更远的地层，形成长缝。

室内按照支撑剂和配液用水体积比30∶100配制自缔合压裂液，倒入500 mL量筒中，观察支撑剂的沉降。4 h之后，自缔合压裂液悬砂效果依旧良好，可满足现场施工需求。

3 现场应用

2020年6月，该自缔合稠化剂压裂液在卫22-1A井和卫22-1B井进行现场应用。2口井井温均为110℃，最高施工排量为5.6 m3，最高砂比为35%，累计用液650 m3，成功率100%，压后效果良好。施工曲线如图4、图5所示，可以看出，自缔合压裂液具有良好的耐温耐剪切性能及优良的携砂效果。另外，自缔合稠化剂呈液态，采用可控制泵速的齿轮泵即可满足在线混配，降低了对作业场地面积的要求。

图4 卫22-1A井施工曲线

图5 卫22-1B井施工曲线

4 结论

1）该稠化剂具有溶胀速度快、分散均匀的优点，可满足在线连续混配的施工要求，解决了目前压裂配液劳动强度大、配液速度慢、施工准备周期长等问题。

2）自缔合稠化剂具有良好的耐盐性，可大量节约水资源，降低压裂施工成本。

3）自缔合压裂液体系具有耐温耐剪切、破胶彻底、低残渣、高携砂等特点，满足了高温井的需求，可保证施工顺利进行。