致密油新一代驱油型滑溜水压裂液体系的研制与应用

樊平天 ，刘月田 ，冯辉 ，周东魁 ，李平 ，周丰 ，秦静 ，余维初 ，史黎岩

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；2.延长油田股份有限公司南泥湾采油厂，陕西 延安 716000；3.长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州 434023；4.中国石油集团长城钻探工程有限公司，北京 100101；5.中国石化共享服务有限公司东营分公司濮阳服务部，河南 濮阳 457001；6.中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南 濮阳 457001）

鄂尔多斯盆地延长组蕴含丰富的致密油气资源，勘探开发潜力较大。近年来，体积压裂逐渐成为致密油藏储层改造的主要措施［1-2］。另外，致密油藏体积压裂改造后，对人工裂缝发育储层实施注水吞吐工艺已经成为有效补充地层能量、改善致密油藏开发效果的重要方法［3］。目前，水平井压裂所用压裂液体系仍以胍胶体系为主。由于该压裂体系残渣含量高，在储层中长时间滞留容易造成储层伤害，并对油藏开发效果产生不利影响［4］。与此同时，压裂液的返排释放了压裂过程中注入储层的能量，造成能量的极大浪费［5］。

针对上述问题，本文旨在研制一种能降低压裂液滞留带来的不利影响、利用大量压裂液滞留地层补充地层能量以及进行油水置换的新一代驱油型压裂液体系。具体思路为：在环保低伤害滑溜水压裂液［6-7］中加入生物驱油剂，以形成集压裂、增能、驱油为一体（即压裂三采一体化）的驱油型滑溜水压裂液休系；并且利用其环保低伤害、耐盐不絮凝以及超低界面张力等特性，在压裂后的焖井过程中，不仅可以实现储层低伤害，还可以通过焖井过程中的压力扩散传导，在毛细管力的作用下使得压裂液与中—小孔喉及基质中的油水产生置换，实现产层油水重新分布。在开井放喷及生产过程中，基质内置换至大孔道及裂缝中的油气得到有效动用和采出，油井体积压裂后增产效果明显［8-9］。

1 新一代驱油型滑溜水压裂液体系

本研究通过实验，研制了一种具有速溶、无毒、环保低伤害、减阻、抗盐、防膨、超低界面张力等特点的新一代驱油型滑溜水压裂液体系。其配方为0.1%JHFR-2减阻剂+0.2%JHFD-2多功能添加剂+0.5%HE-BIO生物驱油剂（配方中的百分数为质量分数，下同）。

1.1 减阻剂

配制本文压裂液的减阻剂为JHFR-2减阻剂，其组成为：1）水溶性单体。其包括5.0%的2-羟丙基甲基丙烯酸酯、5.0%乙氧基化-2-羟乙基丙烯酸酯、5.0%乙氧基化-2-羟乙基甲基丙烯酸酯和10.0%丙烯酰胺。2）分散相。采用复合溶剂，即10.0%聚二甲基二烯丙基氯化铵+10.0%聚乙烯基苄基三甲基氯化铵+无机盐（5.0%硫酸铵+10.0%氯化钾+5.0%硫酸钠）。JHFR-2减阻剂是通过0.1%过硫酸铵自由基引发分散聚合，形成的一种牛奶状“水包水”乳液。该减阻剂的作用机理为：由于高分子减阻剂稀溶液的黏弹性，湍流旋涡的一部分动能被减阻剂分子吸收，以弹性能形式储存起来；旋涡动能减小，旋涡消耗的能量也随之减小，从而显著降低流动摩阻。

1.2 多功能添加剂

将20.0%聚二甲基二烯丙基氯化铵、5.0%氯化钙和20.0%聚醚表面活性剂复配，得到一种具有防止黏土膨胀和助排功能的JHFD-2多功能添加剂。当其质量分数为0.2%时，防膨率为80%，表面张力达21.73 mN/m。这说明该添加剂能有效抑制黏土膨胀，降低表面张力，达到相关行业标准。

1.3 生物驱油剂

首先，利用微生物发酵装置，在实验温度60℃下，以20 g/L（质量浓度，下同）糖蜜为碳源，添加5 g/L绿脓素作为抑制剂，加入1 g/L酵母粉发酵，放入NH4NO3I（3 g/L）+K2HPO4（2 g/L）+0.2%MgSO4的水溶液培养基中培养；然后，离心除去菌体，用硫酸调节上层液体的pH值，加入硫酸铵静置；最后，用氯仿和甲醇进行萃取，除去其中的溶剂，形成以糖脂为主且具有较长烷基链的HE-BIO生物驱油剂。

采用旋转滴定法，在实验温度60℃下，测定HEBIO生物驱油剂溶液界面张力与质量分数的关系（见图1）。当其质量分数为0.5%时，界面张力达0.018 mN/m；进一步增加质量分数，界面张力无明显变化。

2 性能评价

2.1 减阻效果

大多数高分子聚合物减阻剂加入清水中时，都需要一定的时间溶解；之后，减阻剂溶液才能进入套管或油管，这样减阻剂才能发挥最大的减阻效果。本研究参照NB/T 14003.2—2016《页岩气 压裂液 第2部分：降阻剂性能指标及测试方法》，提出了减阻率测定以及利用减阻率评价减阻剂溶解性的方法（即通过减阻剂起效时间判断其溶解速度），并采用JHJZ-I高温高压动态减阻评价系统［10］进行实验研究。

2.1.1 减阻率测定

减阻率测定的基本原理是在一定尺寸管道内加入减阻剂，测定流体在减阻剂加入前后的压降，以此计算减阻率。测试方法为：将清水注入减阻仪的整个循环管路，待管路充满液体后开启循环泵；之后，通过可在线添加的系统，在循环的清水中注入减阻剂，依据循环管路压差减小的时间来计算减阻率。

本研究采用长2.5 m、内径10 mm的高精度拉光316L型不锈钢管，利用软件控制系统，根据实验要求，打开相应的电动阀、循环泵，使得测试液体（JHFR-2减阻剂溶液）在减阻仪循环管路中运行；保持流量不变，取数个流量点，采集相应测试管路中差压传感器的读数并进行处理，测试液体的减阻率η为

式中：Δp1为清水流经管路时的稳定压差，kPa；Δp2为减阻剂溶液流经管路时的稳定压差（与清水实验的测量条件相同），kPa。

2.1.2 减阻剂溶解性评价

加入0.1%JHFR-2减阻剂，测试系统每5 s检测1个减阻率。由图2可以看出：减阻剂在30 s时减阻率为75.8%，在90 s时减阻率达到最大，为83.4%，且减阻率保持平稳，直至5 min后实验结束。这说明，该减阻剂具有速溶能力，无须事先配液，可直接泵入混砂车并实现在线自动化添加，满足现场连续混配的要求。另外，还分别测试了2种压裂液（本文压裂液和低黏胍胶压裂液）在清水中不同排量下的减阻效果，实验对比结果见图3。

由图3可知：在实验条件下，2种压裂液减阻率随排量的增大而增大；本文压裂液减阻效果优于低黏胍胶压裂液，在低排量下减阻效果更好。分析原因认为，压裂液运动黏度越大，其沿程摩阻越大，本文压裂液运动黏度仅为1.5 mm2/s，低黏胍胶压裂液采用0.1%胍胶配制，运动黏度为3.0 mm2/s。

2.2 抗盐性

本文压裂液分别采用不同盐水溶液配制，该压裂液在一价（氯化钠）、二价（氯化钙）、三价（氯化铁）盐水溶液中均无沉淀、不分层、无絮状物（见图4）。

利用品氏黏度计，测试了本文压裂液在清水中的运动黏度为1.53 mm2/s，在50 g/L的标准盐水溶液（0.50%氯化钾+4.00%氯化钠+0.15%氯化镁+0.35%氯化钙+清水）中的运动黏度为1.33 mm2/s。这说明该压裂液耐盐性较好。

在遇到盐水溶液时，长链高分子聚合物使分子链发生卷曲，因而不能利用其自身的弹性吸收能量，以减小高速流动过程中液体与管路的摩擦阻力，即无法达到减阻的目的［11］。因此，在室内实验测试本文压裂液的减阻性能时，不仅要测试其在清水中的减阻性能，还要测试在盐水溶液中的抗盐减阻性能，以及在30 L/min排量下本文压裂液在不同盐水配液中的减阻率。

由图5可知，25%氯化钠配制的本文压裂液减阻率为75.0%，在清水中（氯化钠质量分数为0）的减阻率为76.5%，说明其减阻性能几乎不受氯化钠的影响。

由图6可以看出：本文压裂液减阻率随氯化钙质量分数的增加而降低；在清水中（氯化钙质量分数为0）减阻率为76.5%，当氯化钙质量分数达到10%时，减阻率下降速度减缓。

综上所述，本文压裂液具有良好的高抗盐性能。因此，采用盐水配液可保障压裂施工；同时在压裂液进入或滞留地层时，不会受矿化度影响而发生絮凝导致地层堵塞。

2.3 储层伤害

当压裂液滞留储层时，由于其残渣或黏土矿物的膨胀、运移，储层渗透率大大降低，孔隙半径变小，最终会导致开发井产量下降［12-15］。残渣质量分数也可以反映入井流体对储层的伤害程度。按照NB/T 14003.2—2016《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》，对本文压裂液进行了残渣质量分数测试，结果为0。参照SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》，测试分析了本文压裂液对储层岩心渗透率的影响，结果见表1。

表1 岩心渗透率损害率测试结果

由表1可知，本文压裂液造成的储层岩心渗透率损害率低于10%，表明压裂后的焖井过程中本文压裂液对储层伤害非常小。

2.4 生物毒性

由于本文压裂液在压裂后的焖井过程中滞留地层，有可能对地下水、河流等水资源造成污染［7］，因此必须对其生物毒性进行评价。参考SY/T 6788—2010《水溶性油田化学剂环境保护技术评价方法》，室内采用SY-3生物毒性测试仪，利用发光细菌法EC50值评价了本文压裂液的生物毒性［12］，结果见表2。

表2 生物毒性测试结果

依据该标准，EC50＞2×104mg/L为无毒。因此，本文压裂液无生物毒性，滞留地层不会对地层水造成严重污染。

2.5 洗油效率

选取100～500目的石英砂与原油进行 1∶1的混合，过滤多余的原油，制成油砂。取一定量的油砂放入不同的玻璃瓶中，分别加入清水和本文压裂液，并在80℃下静置24 h。实验结果见图7、表3。

表3 油砂清洗前、后质量变化 g

静置24 h后，装清水的瓶中仅在表面漂浮一点原油，而装本文压裂液的瓶中漂浮了一层油，并且将油砂烘干后，明显发现经本文压裂液清洗后的油砂更为干净，表明本文压裂液比清水洗油能力更好。

2.6 驱油效率

首先，采用2块人造岩心，抽真空，饱和清水，测试孔隙体积和水相相对渗透率；然后，在50℃下用原油驱替岩心中的水，直至出口产出液的含水率小于2%，计量驱出水体积（即原油饱和体积），计算原始含油饱和度；最后，用清水驱替原油（一次水驱），至含水率达到98%后，再注入本文压裂液驱替（后续水驱），至含水率达到98%后计算采收率。由表4可知，本文压裂液的驱油效率（后续水驱与一次水驱原油采收率的差值）介于9.36%～10.09%，平均值为9.73%，具有良好的驱油效果，可以提高原油采收率。

表4 本文压裂液的驱替实验结果

3 现场应用

南泥湾油田储层致密，天然裂缝发育。其所在区域两向水平主应力相差较小，为形成复杂的裂缝形态提供了有利条件；并且由于钻井方向沿最小水平主应力方向，体积压裂会形成垂直于井筒方向的复杂网状裂缝形态，有利于沟通天然裂缝，以及增大裂缝、油气与致密储层的接触面积，提高致密油井产量［16-29］。为此，采用本文压裂液对该油田P132平2井进行了压裂三采一体化先导试验。

P132平2井为南泥湾油田一口水平井，水平井段长733 m，在ϕ215.9 mm井眼下入ϕ139.7 mm套管固井完井。该井压裂改造级数为8，具体压裂井段原始储层参数见表5，表中参数由测井解释获得。

3.1 体积压裂参数优化

大排量体积压裂有利于形成复杂裂缝形态，使得支撑剂在裂缝中有效铺置，从而实现有效裂缝与储层的接触面积最大化。本文压裂液在造缝时由于低黏度，在地层中所遇阻力小于胍胶压裂液，在大排量下可形成更长、更复杂的裂缝；并且本文压裂液携砂能力不如胍胶压裂液，须以大排量注入，用机械动能来弥补浮力的不足。为此，P132平2井体积压裂施工设计采用本文压裂液，并且采取大液量、大排量、大量前置液、低砂比、低黏度、间断柱状加砂和加入HE-BIO生物驱油剂的方式，以达到压裂、增能、驱油的目的。

需要注意的是：1）体积压裂施工时，要用大量的前置液先造缝，之后泵入携砂液，可达到更佳的施工效果；2）单独吞吐压裂及返排工艺不受油层连通性好坏的影响，原油及水原路返回，其效果取决于压裂改造体积大小以及水、原油驱替机理；3）加砂时，采用低砂比，以及多台阶诊断地层临界进砂敏感性，可提高加砂施工成功率；3）压裂后焖井时间不少于15 d，进一步实现储层中的压力扩散和油水置换，以提高压裂改造效果。

3.2 压裂施工情况及效果

P132平2井体积压裂的井段共8段，压裂液用量为11 148.1 m3。其中，JHFR-2减阻剂为11.148 1 m3，JHFD-2多功能添加剂为22.296 2 m3，HE-BIO生物驱油剂为12.0 m3（见表6）。P132平2井压裂液连续混配施工，加砂量461.00m3，施工排量12 m3/min，施工压力为 13～23 MPa，破裂压力为 20.5～34.0 MPa，停泵压力为9.8～11.8 MPa（见表7）。整个施工过程顺利完成，本文压裂液满足长时间大液量大砂量连续混配压裂的施工方式，表现出良好的适应性。由图8可以看出，压裂施工压力明显降低后保持平稳，说明本文压裂液有助于大排量压裂施工。

表6 P132平2井压裂液用量统计 m3

表7 P132平2井压裂施工参数统计

该井压裂施工结束后，焖井36 d，然后放喷、返排、抽汲，累计产液量为1 821.5 m3，入井压裂液的返排率为16.3%，含水率较为稳定。与常规胍胶压裂液体系相比，本文压裂液的返排率低30百分点。这说明，利用本文压裂液体系，可实现将大量压裂液滞留地层增能、驱油的工艺目的。

4 结论

1）新一代驱油型滑溜水压裂液体系（0.1%JHFR-2减阻剂+0.2%JHFD-2多功能添加剂+0.5%HE-BIO生物驱油剂）减阻率达83%，耐钙盐，30 s内速溶，岩心伤害率低于10%，EC50值为189×104mg/L，绿色环保，界面张力达0.018 mN/m。同时,它具有良好的洗油驱油能力，有利于提高致密油藏采收率。

2）利用本文压裂液体系，在南泥湾油田P132平2井进行的压裂三采一体化先导性试验取得成功，发挥了大液量（大于 10 m3/m）、大排量（8～12 m3/min）、低砂比（10%～15%）、低黏度（小于 3 mPa·s)、非连续段塞阶梯加砂、冲量携砂和生物驱油剂的协同作用。整个施工过程平稳，满足了连续在线混配施工要求，显著降低施工摩阻及压力，达到了体积压裂施工设计指标。该井放喷36 d后，压裂液返排率比常规胍胶体系低30百分点，实现了油井稳定生产，达到了将大量压裂液滞留地层增能、驱油的工艺目的。