非常规油藏多功能滑溜水体系研究与应用

刘培培，何定凯，潘柯羽，王清刚

中国石油吉林油田分公司油气工程研究院，吉林 松原 138000

页岩油、致密油是典型的非常规油藏，具有低孔低渗的特点，通常无自然产能，需借助水力压裂才能实现其工业级开发［1-5］。目前，滑溜水压裂能够制造大规模复杂缝网、沟通地层天然裂缝，实现非常规油藏的增产，从而成为全世界范围内应用最广泛的技术［6-9］。常规滑溜水主要由减阻剂复配一些其他添加剂组成，具有低黏度、低残渣、减阻效果良好且对地层伤害小等优点［10-11］，但也存在一些问题，主要表现在：颗粒类减阻剂溶解缓慢，不利于现场混配［12-13］；携砂能力差，主要依靠高排量提高携砂能力，导致施工摩阻增加［14-15］；抗盐能力弱，遇高矿化度地层水产生“盐析”效应使性能降低［16］，导致返排液无法循环利用，易造成环境污染，而使用清水配液则大量消耗淡水资源，对于淡水资源匮乏的地区是一大弊端；对温度相对敏感，不利于西北、东北等极寒地区冬季施工。针对以上问题，笔者开发了一种适用于页岩油、致密油等非常规油藏的多功能滑溜水体系，该体系不仅增黏快、减阻好，能够实现在线混配，而且具有变黏携砂、循环配液、耐温性强及驱油增效等特点。该滑溜水体系在吉林探区页岩油、致密油区块均已应用，并且取得了良好的改造效果。

1 实验部分

1.1 药品和试剂

减阻剂：通过反相乳液聚合法自主合成的油包水型聚合物乳液型减阻剂，分子量1.75×107。

纳米乳液：使用表面活性剂、油、水、表面活性剂助剂配制而成的纳米级别分散体系，其胶束直径为10~30 nm，平均为20 nm，胶束内部为柠檬烯有机溶剂、外部为非离子型表面活性剂。

KCl、MgCl2、CaCl2均为分析纯，辽宁泉瑞试剂有限公司。

1.2 测试仪器

D90-A型电动搅拌机，青岛海通达专用仪器有限公司；ZNN-D6A型六速旋转黏度计，青岛胶南分析仪器厂；Sigma 703D型表界面张力仪，瑞典百欧林科技有限公司；HBLZ-Ⅱ型流体流动阻力测试仪，江苏宏博机械制造有限公司；Haake MARS型旋转流变仪，德国ThermoFisher公司。

1.3 实验和测试方法

1.3.1 溶解实验

按0.1%~0.6%减阻剂与0.2%纳米乳液配制不同浓度滑溜水体系，每30 s测定体系表观黏度，绘制表观黏度随时间的变化曲线。

1.3.2 减阻率实验

滑溜水的减阻率即为清水与滑溜水在相同条件下流经相同管路所产生压差的差值与清水产生的压差之比，其计算见式（1）。

式中：DR为滑溜水减阻率，%；Δp1为清水流经管路时的压差，Pa；Δp2为滑溜水流经管路时的压差，Pa。

分别测定不同减阻剂浓度的滑溜水在25℃条件下流经直径为10 mm、长度为3 m的管路的减阻率。

1.3.3 携砂性实验

配制减阻剂体积分数分别为0.4%、0.6%的多功能滑溜水，按照15 %砂比加入212~425 μm低密度陶粒支撑剂（体积密度1.46 g/cm3，视密度2.61 g/cm3），充分搅拌后静置，定期观察并计算悬浮支撑剂的沉降比例和平均沉降速率。

沉降比例计算见式（2）。

式中：η为悬浮支撑剂上端面的沉降比例，%；s为悬浮支撑剂上端面的沉降距离，mm；l为混合液液面总高度，mm。

平均沉降速度计算见式（3）。

式中：v为悬浮支撑剂上端面的平均沉降速率，mm/s；t为混合液充分搅拌后静置的时间，s。

1.3.4 耐盐实验

1）耐一价盐实验。使用矿化度为30 000 mg/L的KCl溶液配制滑溜水，在管路流速为8.5 m/s条件下测定其减阻率，并与清水配液滑溜水减阻率进行对比，计算减阻率变化率。

2）耐二价盐实验。使用不同Ca2+、Mg2+含量的溶液配制滑溜水，溶解3 min后测定其表观黏度，分析Ca2+、Mg2+含量对滑溜水表观黏度的影响。

1.3.5 耐温实验

因滑溜水需要在现场即配即用，从而对减阻剂乳液的保存提出了更高要求。本研究以减阻剂乳液的耐温性来表证滑溜水的耐温性。将减阻剂乳液放置于-30~40℃环境中静置24 h，确保乳液整体温度达到设定温度后，检测乳液的黏度及流动性，然后检测减阻剂乳液在室温（25℃）条件下恢复24 h后的黏度。

1.3.6 驱油实验

选择质量法测定滑溜水的渗吸驱油效率。将地层岩心抽真空饱和煤油后，将其放入装满滑溜水破胶液的渗吸瓶中，使岩心内的煤油与外部的破胶液进行渗吸置换，观察渗吸瓶刻度线处驱出煤油的体积，根据式（4）计算渗吸驱油效率。

式中：η为渗吸驱油率，%；V为渗吸驱出煤油体积，mL；m2为饱和煤油后的岩心质量，g；m1为干岩心质量，g；ρ0为煤油的密度，一般取值为0.8 g/cm3。

2 结果与讨论

2.1 滑溜水体系组成

经大量室内实验得出，减阻剂体积分数为0.1%时，最高减阻率为74.84%，满足造缝要求；减阻剂体积分数为0.4%和0.6%时，最高减阻率分别为74.26%和65.79%，能够满足现场施工中对减阻、携砂的要求，且在施工中不需要额外添加交联剂，仅需根据施工需要调节减阻剂浓度即可实现低黏滑溜水与高黏携砂液的实时切换，低黏滑溜水构造复杂缝网，高黏滑溜水提高加砂量，从而实现密切割高砂量的体积改造。

将纳米乳液复配到滑溜水体系中，能够改善岩石润湿性，增强岩石亲水性，提高液体在岩石表面的延展性，从而剥离置换原油［17］。纳米乳液使用浓度的优选见图1。由图1可知：随着乳液体积分数升高，液体表面张力和界面张力（乳液与煤油的界面张力）均下降，当纳米乳液体积分数超过0.2%时，表面张力和界面张力下降减缓，基本趋于稳定，因此选择使用体积分数为0.2%的纳米乳液。

图1 纳米乳液体积分数对表/界面张力的影响

2.2 滑溜水性能评价

2.2.1 增黏性能

非常规储层压裂以增大改造体积为主要目的，施工规模较大，千方砂万方液的施工场面不在少数，这就对滑溜水的溶解与增黏性提出了更高要求。压裂前期造缝阶段，需要滑溜水能够快速溶解起黏，以满足现场连续混配的要求；后期携砂阶段需要滑溜水快速提升至较高的黏度，以满足悬砂的要求。选择0.1%、0.4%和0.6%的减阻剂，分别测定减阻剂滑溜水表观黏度随时间的变化，结果见图2。由图2可知：3种浓度的减阻剂滑溜水30 s后溶解能达到90%以上，90 s后溶解基本完成，说明该滑溜水溶解时间短，起黏快，具备现场连续混配条件，保证进井筒之前已完成溶解过程。

图2 不同减阻剂滑溜水的增黏性能

2.2.2 减阻性能

图3是0.1%、0.4%和0.6%减阻剂滑溜水在不同流速中的减阻率曲线。由图3可知：随着流速增大，减阻率逐渐升高，当流速为8 m/s左右时，减阻率基本达到最高值。减阻剂体积分数为0.1%时，作为压裂前期造缝的低黏滑溜水，其减阻率最高为74.84%；减阻剂体积分数为0.4%时，作为低黏携砂液，减阻率最高为74.26%；减阻剂体积分数为0.6%时，作为高黏携砂液，减阻率最高为65.79%。因此，3种浓度减阻剂滑溜水的减阻性能良好，能够有效降低施工中的沿程摩阻。

图3 不同减阻剂滑溜水的减阻性能

2.2.3 携砂性能

图4是0.4%、0.6%的减阻剂滑溜水的静态携砂能力曲线。由图4可知：静置120 min后，0.4%的减阻剂滑溜水沉降比例为18.52%，平均沉降速率为1.5×10-4mm/s；0.6%的减阻剂多功能滑溜水沉降比例为15.63%，平均沉降速率为9.5×10-4mm/s，均表现出低浓度高携砂特性。

图4 不同减阻剂滑溜水的静态携砂能力

通过对上述两种不同浓度减阻剂滑溜水的黏弹性检测，可知该滑溜水属于弹性为主的液体，检测结果见表1。由表1可知：随着减阻剂体积分数升高，储能模量G'与耗能模量G″均增大，表明液体表观黏度增加的同时弹性也在增强；由于G'/G″也在增大，可知其弹性模量增长速率超过黏性模量增长速率，因此表观黏度这一指标不应作为衡量该滑溜水携砂性能的唯一标准［18-19］。由此可知：该滑溜水是黏性与弹性共同携砂，且弹性对其携砂性能的贡献远大于黏性。

表1 多功能滑溜水黏弹性实验数据

2.2.4 耐盐性能

我国非常规油藏多数位于水资源匮乏地区［20-21］，为了使水资源得到充分利用且防止返排液带来污染，要求滑溜水能够循环配液，需要使用矿化度高的返排液或产出水直接配液。

表2是不同配方减阻剂对多功能滑溜水减阻率的影响。由表2可知：高矿化度的KCl溶液虽然使滑溜水体系的减阻率降低，但减阻率变化率均在2%范围内，说明该滑溜水具有非常好的耐一价盐能力。

表2 KCl对多功能滑溜水减阻率的影响

高价阳离子的降黏作用比低价阳离子的降黏作用更强，而且，在高价阳离子含量过高时会引起聚合物的交联，使聚合物从溶液中沉淀出来，这就是所谓的聚合物与油田水不配伍［22］。在压裂过程中，如果使用返排水，水中会有Ca2+、Mg2+。图5为Ca2+和Mg2+含量对0.4%的减阻剂滑溜水表观黏度的影响。由图5可知：当Ca2+和Mg2+质量浓度之和低于1 000 mg/L时，对黏度影响不大；当Ca2+和Mg2+质量浓度之和在1 000~3 000 mg/L时，滑溜水黏度虽有明显降低趋势，但黏度保持率仍在90%以上；后期随着Ca2+、Mg2+质量浓度进一步升高，黏度降低趋势减缓，滑溜水中没有沉淀絮凝产生，说明该滑溜水对Ca2+、Mg2+耐受性很高，对水质有很强的适应性。

图5 Ca2++Mg2+对多功能滑溜水表观黏度的影响

2.2.5 耐温性能

表3是不同温度对减阻剂乳液性能的影响。由表3可知：检测温度范围内，随温度降低，乳液黏度增大，流动变慢；但在恢复室温后，流动性与黏度基本恢复，低温恢复反而比高温恢复后黏度有所提升。减阻剂乳液恢复室温后，肉眼观察无沉淀、无絮凝产生。

表3 温度对减阻剂乳液性能的影响

2.2.6 驱油性能

多功能滑溜水在进入地层后，其破胶液很容易进入岩石微小孔隙内部，从而发挥出它的驱油增效功能［23］。选用吉林探区页岩油、致密油区块的岩心进行实验，渗吸排驱72 h后的驱油效率见表4。由表4可知：多功能滑溜水对页岩的渗吸驱油率为71.25%，对致密砂岩的渗吸驱油率为74.16%，说明该滑溜水体系具有稳定且高效的驱油效率。

表4 多功能滑溜水破胶液的渗吸驱油效率

3 现场应用

目前，多功能滑溜水已在现场应用两口井，其中，J36-5井使用0.1%的减阻剂滑溜水9 641 m3，使用0.6%的减阻剂滑溜水4 434 m3，用液强度达807 m3/m；JY1井使用0.1%的减阻剂滑溜水10 936 m3，使用0.6%的减阻剂滑溜水3 598 m3，用液强度达75.7 m3/m。两口井均达设计要求，压裂成功率100%，施工情况见表5。由表5可知：施工中两井的最高砂密度为540~550 kg/m3，减阻率在77%以上，表明该滑溜水体系有良好的携砂性能与减阻效果，压后两井日产油9.8~14.4 m3，证明多功能滑溜水具有驱油增效的特点。

表5 试验井压裂施工及试油情况

4 结 论

1）针对页岩油、致密油等典型非常规油藏，研发了多功能滑溜水体系，主要成分为0.1%~0.6%减阻剂+0.2%纳米乳液。减阻剂为聚合物乳液型，分子量1.75×107，合成中引入了离子型单体来增强减阻剂性能；纳米乳液胶束直径平均20 nm，能够改善岩石润湿性，剥离置换原油。

2）多功能滑溜水体系溶解时间短，满足连续混配要求，且减阻性能良好；施工中不需要添加交联剂，仅靠提高减阻剂浓度即可实现变黏携砂；对水质与环境的适应性强，抗盐性能良好，可以使用返排液循环配液，且能适应冬季极寒地区的压裂施工；能够驱油增效，具有稳定且高效的渗吸驱油效率。

3）多功能滑溜水在现场应用中取得良好效果，压裂成功率为100%，驱油增效效果明显，证明了其技术优势。