一体化可变黏滑溜水在川西致密气井的先导试验

袁 冬，卢 刚，杜 林

（中国石油化工股份有限公司西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳 618000）

中石油八角场和秋林致密砂岩气借鉴页岩气体积压裂模式，取得较好的增产效果。前期川西在2 口井试验了单段单簇滑溜水体积压裂，压后测试未达地质和工艺预期，本文分析了低产原因，在此基础上采用一体化可变黏滑溜水，试验了大排量、少段多簇体积压裂，压后获得较好的测试效果。

1 川西致密气前期体积压裂分析

对比秋林沙溪庙，中江实施的三口井物性稍差，但体积的排量低，加砂强度低，簇间距大、液体黏度高伤害大，可能是压后效果差的主要原因（见表1，表2）。

表1 中江沙溪庙组气藏与秋林地质对比情况

表2 中江沙溪庙组气藏体积压裂情况

2 一体化可变黏压裂液

2.1 多功能降阻剂

引入分子片段设计理念，即引入刚性耐盐侧基，研发了一种多功能降阻剂，有效屏蔽钙镁离子对聚合物链解缠绕的作用，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[1，2]。

改变多功能降阻剂的浓度，配制的压裂液即可实现滑溜水、线性胶、交联液黏度（见表3）。

表3 不同浓度下多功能降阻剂的液体黏度

当降阻剂浓度小于0.08%时，压裂液的黏度低于5 mPa·s，为低黏滑溜水；浓度0.1%～0.18%时，压裂液的黏度6.1～9.2 mPa·s，为中黏滑溜水；浓度0.18%～0.25%时，压裂液的黏度9.2～15 mPa·s，为高黏滑溜水；浓度0.35%～0.45%时，压裂液的黏度21～29.6 mPa·s，为线性胶，降阻剂浓度增加到0.6%，基液黏度大于40.3 mPa·s，加入一定浓度的交联剂即可交联成可挑佳的冻胶。

2.2 滑溜水性能评价

2.2.1 降阻性能 使用MZ-Ⅱ型摩阻仪评价0.1%的多功能降阻剂和常规乳液降阻剂滑溜水的降阻性能，测试结果（见图1）。实验数据表明：多功能降阻剂滑溜水降阻率超过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

2.2.2 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）下一体化可变黏压裂液与常规滑溜水的携砂能力。常规压裂液在井筒附近堆积高，一剂多能降阻剂滑溜水达到平衡，比常规压裂液沉砂高度低40%。表明一体化可变黏多功能压裂液悬砂性能优于常规压裂液。

2.2.3 岩心伤害 按照石油行业标准SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》，对比测试一剂多能滑溜水和常规滑溜水体系对页岩填砂管的伤害情况。质量浓度为0.1%的一剂多能滑溜水对岩心的伤害率约为8.86%，仅为常规乳液滑溜水（18.78%）的47.2%（见表4）。

表4 不同滑溜水对岩心伤害测试结果

3 加砂压裂优化设计

以中江沙溪庙储层为例，由表1 和表5 可知，中江沙溪庙储层相对秋林埋藏深、物性差，塑性强，相对来说更不易形成复杂裂缝。

表5 储层岩石力学参数对比

优化设计思路：

总体思路：密切割、大排量、变黏压裂液、强加砂，提高横向覆盖率及裂缝复杂性和裂缝有效支撑。

为提高储层接触面积和裂缝密度，缩短气体运移距离，设计“多段多簇”密切割方式，采用水平井多簇压裂模型开展多簇裂缝扩展模拟，优化射孔簇数；

为提高缝内静压力，增加缝宽，便于低黏携砂降低伤害，设计16～18 m3/min 套管大排量施工；

为提高改造充分性和裂缝复杂度，增加有效改造体积，设计缝口暂堵转向；

设计低摩阻、高携砂、易返排、易操作的在线变黏压裂液体系，降低施工难度和储层伤害，提高裂缝复杂性；

优化支撑剂铺置，提高加砂强度，设计70/140 目+40/70 目石英砂组合支撑剂，实现多尺度裂缝匹配：70/140 目粉砂用于支撑微细裂缝、降低滤失，40/70 目石英砂用于支缝和主缝的支撑、提高导流能力。

4 现场应用

4.1 现场应用模式

无需提前配液，只需按照不同类型滑溜水液体所需降阻剂及其他添加剂浓度，将各种添加剂直接泵入混砂车搅拌罐，降阻剂在搅拌罐中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，节省配液场地和设备等，提高时效性。

4.2 现场应用

4.2.1 典型井-DF501HF

4.2.1.1 施工情况 DF501HF 位于川中隆起构造带威远构造北斜坡，是一口以须五为目的层的开发评价井，水平段长1 297.3 m，气测全烃值0.557%～100%（均值23.968%），POR：4.0%～9.0%，平均6.5%；PERM：0.02～0.72 mD，平均0.26 mD，部分段发育天然裂缝。根据储层情况，设计139.7 mm 套管桥塞分段，采用一体化变黏滑溜水（主体低黏）进行13 段68 簇压裂，排量16～18 m3/min，70/140 目和40/70 石英砂组合，加砂强度4.0 t/m。

历时6 天半，采用一体化变黏滑溜水（主体低黏）顺利完成13 段68 簇分段压裂（见图2），排量13～18 m3/min（主体18），泵压41.2～56.8 MPa，加砂4 240 t，液量20 162 m3，加砂强度均4.0 t/m，最高砂浓度460 kg/m3，用液强度18.9 m3/m，第11 段完成576.8 t 连续加砂；第2～13 段采用暂堵剂+暂堵球簇间复合暂堵工艺，暂堵后压力上涨2～5 MPa，暂堵转向压力响应明显（见图3）。压后测试在井口压力9.2 MPa 下测试产气21.666 6×104m3/d，油0.6 m3/d，是邻井两层分压的DF5 井的10 倍。

图2 DF501HF 第1～13 段加砂压裂施工曲线

图3 DF501HF 第11 段暂堵、变黏加砂压裂施工曲线

4.2.1.2 压后评价（1）液体性能评价：各段压裂液降阻率平均77.4%，6～9 mPa·s 降阻水携40/70 目石英砂，砂浓度最高460 kg/m3，泵压平稳，平均段加砂强度4.1 t/m，用液强度18.9 m3/m，第11 段全程低-中黏滑溜水连续加砂576.8 t，用液强度19.2 m3/m，表明液体降阻效果好，携砂性能强。

（2）多簇开启、天然裂缝沟通明显：压裂过程中，多簇开启、降阻水沟通天然裂缝特征明显（见图4 和图5）。

图4 DF501HF 第4 段加砂压裂施工曲线

图5 DF501HF 第3 段加砂压裂施工曲线

（3）G 函数分析裂缝参数：变黏滑溜水施工，前置中黏，粉砂低黏，40/70 目石英砂中黏，不同黏度液体交替注入，易增加裂缝复杂性。

G 函数分析曲线有一定波动，表明裂缝有一定的复杂程度。

4.2.2 JS318HF 一体化变黏滑溜水体积压裂在JS318HF 井顺利完成11 段61 簇分段压裂，排量16～18 m3/min，泵压54～65 MPa，加砂4 204 t，液量17 643 m3（不含泵送桥塞清水量），加砂强度4.12 t/m，用液强度17.2 m3/m，最高砂浓度460 kg/m3，压裂液平均降阻率84.3%，第2～11 段采用簇间复合暂堵工艺，暂堵后施工压力整体上涨2～4 MPa，压后测试在井口压力29.71 MPa 下测试产气25.563 5×104m3/d。

5 结论

（1）多功能降阻剂通过调整浓度，实现不同黏度液体在线自由转换，节省场地、液罐和配液费用，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）通过现场应用表明一体化可变黏滑溜水降阻率77.4%～84.3%，降阻性好，低-中黏滑溜水连续携砂，最高砂浓度460 kg/m3，平均加砂强度均大于4.0 t/m，携砂能力强、加砂强度高，暂堵转向压力响应明显，段内多簇开启明显，少段多簇大排量+暂堵转向体积压裂增产效果显著，可进一步试验。