环保低伤害滑溜水压裂液体系研究及应用

余维初 周东魁 张 颖 王永东 樊平天 银 伟

(1. 长江大学化学与环境工程学院， 湖北 荆州 434000；2. 延长油田股份有限公司南泥湾采油厂， 陕西 延安 716000；3. 延长油田股份有限公司， 陕西 延安 716000；4. 中原石油工程有限公司井下作业公司， 河南 濮阳 457000 )

延长油田主力开发区块位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部，勘探、开发生产实践表明，延长组低渗油藏蕴含丰富的油气资源，具有较大的勘探开发潜力。区域延长组油藏以河流、三角洲、湖泊沉积为主，岩石类型主要为陆源碎屑岩(砂岩、粉砂岩、泥岩等)，并普遍夹有薄层凝灰岩[1-5]。N199-2井位于全区东部，构造处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，主要为灰白色块状中-细粒长石砂岩厚层与灰绿、深灰色-黑色砂质泥岩和粉砂岩的不等厚互层。区域天然裂缝发育，以高角度、张性构造裂缝为主。由于钻井方向沿最小主应力方向，所以水力压裂会形成垂直于井筒方向的裂缝，有利于增大裂缝与储层的接触面积，达到体积压裂的效果。

水力压裂中压裂液的作用至关重要，压裂液与储层流体及岩石不配伍，会造成严重的储层伤害[6]。资料显示，压裂液侵入是造成低孔低渗油层储层伤害和后续产能低的重要因素，因此优选一种低伤害的压裂液对改善压裂投产效果意义重大。针对目标区域油藏特征，研发了一种矿场适用的低伤害、环保、高效减阻滑溜水压裂液体系，在油田现场应用后效果良好。

1 压裂液体系研究

1.1 减阻剂研究

减阻剂是组成滑溜水压裂液的核心助剂。此次研究的减阻剂为JHFR-2减阻剂，由丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸及含氟功能单体等按一定比例混合，分散相采用含有降低分子摩擦系数基团的复合溶剂，在水中以过硫酸铵为引发剂通过自由基引发分散聚合。JHFR-2减阻剂溶液中，由于其黏弹性在湍流旋涡中发生相互作用，湍流旋涡的一部分动能被聚合物分子吸收，以弹性能形式储存起来，使溶液在管道或地层裂缝中流动时进行有序的排列，从而显著降低了压裂液的流动摩阻。

1.1.1 减阻剂溶解性能研究

大多数高分子聚合物减阻剂加入水中时，需要一定的时间溶解后，才能发挥其减阻作用，减阻剂的溶解性越好，则减阻效果越好。另外，减阻剂的溶解性与其对储层的伤害有直接关系，若减阻剂的溶解性太差，则将面临不溶物堵塞岩石孔喉和人工裂缝的风险，因此要求减阻剂具有很好的溶解性才能更好地满足储层增产改造的需求。

自来水中加入0.1%的JHFR-2减阻剂，室温下搅拌5 min后静置，观察减阻剂的溶解情况，如图1所示。同时利用JHJZ-I高温高压动态减阻评价系统[7]，通过减阻剂在循环管道(内径10 mm)中发挥减阻效果的时间来评价其溶解速度，测试结果如图2所示。

图1 0.1%JHFR-2减阻剂在水中的溶解情况

图2 0.1%JHFR-2减阻率随时间的变化规律

从图1可知，0.1% JHFR-2减阻剂溶液呈无色透明状态，说明其溶解性好。从图2可知，减阻剂具有速溶能力，无需事先配液，可直接泵入混砂车实现在线自动化添加，这对目标区块压裂施工、井场操作具有重要意义。

1.1.2 减阻剂减阻性能研究

实验测试JHFR-2减阻剂在不同排量下其浓度与减阻率的关系，测试结果如图3所示。

由图3可知，一定浓度下，随着排量的增加，减阻率呈上升趋势。一定排量下，随着减阻剂浓度的增加，减阻率先增大后减小，在减阻剂浓度为0.1%左右时减阻率达到最大。减阻率在减阻剂浓度达到0.5 %时减阻效果较差，该浓度下，排量为40 L/min时，减阻率为75.3%，排量为10 L/min时，减阻率为50.7%。这主要是因为高浓度下压裂液黏度较大，导致减阻效果明显变差，在低排量下尤其明显。因此，在压裂施工中应选择合适的压裂液浓度和排量，才能使其发挥最佳的减阻效果。

图3 JHFR-2减阻剂在不同排量下其浓度与减阻率的关系

1.1.3 抗盐性能评价

抗盐性能是滑溜水压裂液的一项重要性能指标，抗盐性能好的滑溜水压裂液采用地层水、海水及压裂返排水配液，其减阻性能都不受影响，并且使用各种水质配液都能满足施工要求，实现压裂返排液的重复利用[8-9]。在25 ℃、排量为30 L/min条件下，实验测定滑溜水压裂液在清水、5%NaCl、3%CaCl2溶液中的减阻率，测试结果见表1。

表1 减阻率测试结果

由表1可知，滑溜水压裂液在不同的水质中减阻率都能达到70%以上。滑溜水压裂液的减阻性能几乎不受返排液和盐水的影响，因此施工过程中的压裂返排液及油藏生产水，可循环用于后续的压裂施工中，既节约了大量的水资源，又降低了水处理的成本。

1.1.4 生物毒性评价

滑溜水压裂液在进入地层后，即使经过返排也有大量的压裂液会滞留在地层，因此，选择无生物毒性的滑溜水压裂液对环境保护有着重要的意义[10]。室内采用DXY-3生物毒性测试仪，参考标准SY/T6788-2010《水溶性油田化学剂环境保护技术评价方法》，评价0.1%JHFR-2滑溜水压裂液的生物毒性，测试结果见表2。

表2 生物毒性测试

标准中规定，发光细菌的EC50>20 000 mg/L时为无毒，从表2可知，0.1%JHFR-2减阻剂无生物毒性。

1.1.5 储层伤害评价

压裂所造成的储层伤害一直是低渗透油田开发中首要解决的问题。在实施压裂增产的过程中，应尽量减少压裂液对储层造成的伤害。其中，选择合适的压裂液体系，特别是减阻剂的选用，是减少压裂液对储层伤害、提高单井产量的关键技术之一[11]。

残渣含量也可以反应入井流体对储层的伤害程度，按照能源行业标准NB/T 14003.3-2017 《页岩气压裂液第3部分：连续混配压裂液性能指标及评价方法》对减阻剂溶液进行残渣含量的测试，发现0.1%JHFR-2溶液残渣含量为零。

通过岩心流动实验测试JHFR-2减阻剂对岩心渗透率的影响。实验岩样为人造岩心，通过岩心渗透率的变化来评价岩心伤害的程度。减阻剂对岩心渗透率的伤害程度见表3。可以看出，JHFR-2减阻剂造成的岩心渗透率伤害程度不到10%，表明在压裂施工时JHFR-2减阻剂对储层伤害小，有利于保护环境，提高储层改造效果。

表3 减阻剂对岩心渗透率的伤害程度

1.2 多功能添加剂研制

通过将不同的助剂进行复配，得到一种具有黏土稳定和助排功能的多功能添加剂，评价多功能添加剂的表面张力和防膨效果，最后筛选出合适的多功能添加剂。参考国家能源行业标准NB/14003.1《页岩气压裂液第一部分：滑溜水性能指标及评价方法》及SY/T 5971-2016 《油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》，对其表面张力、防膨性能进行测试。多功能添加剂的评价结果见表4。

表4 多功能添加剂评价结果

JHFD-1能有效抑制黏土膨胀，但是表面张力偏高，JHFD-3能有效降低表面张力，但是黏土膨胀体积偏大。对比3种多功能添加剂可发现，相同浓度下，JHFD-2的性能最佳，并且在浓度为0.2%时就能达到相关标准的要求。因此，确定了以0.2%JHFD-2为辅剂，压裂液配方为(0.1%JHFR-2)+(0.2%JHFD-2)。其性能测试结果见表5。

表5 表面张力、防膨性能评价结果

根据相关标准的要求，压裂液满足表面张力≤28 mN/m、黏土膨胀体积≤3.0 mL方为合格，从表5可知，滑溜水压裂液(0.1%JHFR-2)+(0.2%JHFD-2)完全满足要求，能显著降低表面张力、抑制黏土膨胀。

2 现场应用

针对长6储层致密、天然裂缝发育的特点，借鉴国外非常规油气藏开发的成功经验，采用大液量、大排量、低砂比分段压裂，沟通天然裂缝，形成复杂网状缝网，使油层改造体积(SRV)大幅度提高。同时利用大排量在形成复杂缝网过程中支撑剂同步在裂缝中有效铺置和支撑，从而在保证施工安全的前提下，有效形成油流通道。在射孔方式上，根据生产层位的地理位置及构造特征，结合各项参数，选择水平井多簇射孔(球笼式)+速钻桥塞分段压裂，提高施工效率。压裂施工结束后，放喷并迅速钻塞、清除井筒残留物，以降低对储层的伤害。

2.1 施工参数

采用环保低伤害滑溜水压裂液体系对N199—2井共施工8段，第一、二段注入滑溜水压裂液1 325 m3，40/70目支撑剂(石英或陶粒)15 m3，30/50目支撑剂32 m3，20/40目支撑剂20 m3；第三到第六段注入滑溜水压裂液1 100 m3，40/70目支撑剂(石英或陶粒)13.5 m3，30/50目支撑剂32.5 m3，20/40目支撑剂12 m3；第七、八段注入滑溜水压裂液880 m3，40/70目支撑剂(石英或陶粒)13 m3，30/50目支撑剂20 m3，20/40目支撑剂12 m3。总计注入滑溜水压裂液8 810 m3，40/70目支撑剂110 m3，30/50目支撑剂234 m3，20/40目支撑剂112 m3。其中JHFR-2纳米减阻剂总用量为8.8 m3；JHFD-2 多功能添加剂总用量为18 m3，滑溜水总量达8 800 m3，前置液超过总液体量的30%，滑溜水体系运动黏度小于2 mm2/s，先造缝，后采用小阶梯、段塞填砂方式施工。前置液中加细粒40/70目陶粒段塞，携砂液用30/50目石英砂支撑剂，尾部追加20/40目石英砂。加砂方式一是采用小阶梯，二是采用段塞式。小阶梯加砂先用低砂比，逐渐增加砂比，目的同加大前置液一样，使造缝的压裂液含砂量少一点，以减少阻力和沉降。段塞式加砂实际是更进一步降低砂比，注入一个段塞后，用滑溜水将砂段塞向地层裂缝深部推进。

现场施工时发现，在采用大排量低砂比桥塞分段压裂施工技术时，减阻率可达70%。第五段压裂施工曲线及压裂参数统计分别如图4和表6所示。

图4 N199-2井第五段压裂施工曲线

表6 N199-2井压裂参数统计表

由此可知，采用环保低伤害滑溜水压裂液可满足低渗透长6储层现场压裂要求，且其减阻性能优良，施工压力稳定，表现出良好的适应性。

压裂同时进行井中压裂微地震检测，监测7段193个事件点。从监测结果整体来看，压裂裂缝东西两翼基本相等，裂缝网络内微地震事件密度较大，储层改造较为充分。第五段微地震事件密度体及储层改造体积SRV如图5所示，裂缝解释结果见表7。

图5 第五段微地震事件密度体及储层改造体积(SRV251.775×104 m3)

表7 N199-2井裂缝参数统计表

第五段压裂裂缝东西两翼基本相等，缝长、缝宽、缝高及储层改造体积均达到一定规模，改造较为充分，为本井实现高产和稳产奠定了工程基础。

2.2 现场应用效果

使用环保低伤害滑溜水压裂液进行压裂施工的N199-2井与同一地质条件下的邻井N199-1、3、4井产量对比情况见表8。

表8 4口井压裂效果对比

由表8可知，使用环保低伤害滑溜水压裂液的N199-2井压裂后6个月的累计产油量是邻井6个月、甚至12个月累计产油量的近2倍，压裂增产效果显著，表明本次压裂达到了对储层增产改造的目的，具有良好的应用前景。

3 结 语

(1) 室内研究表明，(0.1%JHFR-2)+(0.2%JHFD-2)滑溜水压裂液体系可在30 s内速溶，满足现场即配即注的施工要求，具有减阻性能优良、储层伤害低、抗盐性能优良、无生物毒性等特性，有利于保护环境、保护储层，还可缓解开发过程中的水资源短缺问题。

(2) 通过在南泥湾油田N199-2井现场应用表明，环保低伤害滑溜水压裂液体系加量少、溶解速度快且无残渣，减阻效果明显，减阻率达到70%以上，满足大液量、大排量、低砂比多簇射孔桥塞分段压裂施工技术要求，不仅可以有效形成压裂缝网，降低对长6储层的伤害，同时也有效降低了作业成本。

(3) N199-2井是首次在该区域延长组长6储层开展的大排量、大液量、环保低伤害滑溜水体系压裂试验，储层改造体积(SRV)较常规技术大幅度提高，缝长、缝宽、缝高及改造体积均达到一定规模，第五段SRV达到251.775×104m3，储层改造体积与施工液量成正比关系，通过后续产能可以看出压裂后6个月的累计产油量是邻井累计产油量的近2倍，压裂增产效果显著。