纳米变黏滑溜水黏弹携砂机理与渗吸性能

刘汉斌，柏浩，唐梅荣，吕宝强，韩创辉，王文中，周福建，姚二冬

（1.长庆油田分公司油气工艺研究院,西安 710021；2.中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院,北京 102249；3.长庆化工集团有限公司,西安 710021）

0 引言

非常规油气资源备受国内外重视，页岩油气已成为目前油气田开采的重中之重，其储层具有低孔、超低渗的特点，勘探开发难度大[1–3]。目前页岩油气开发主要采用滑溜水压裂液体系进行体积改造，可以获得比较理想的产量[4–5]。

但是，在现场应用过程中，也逐步暴露出一些问题，主要是由于滑溜水黏度低造成携砂性能差[6–7]，不能提高液体的结构黏度，因此需要从其分子结构及流体流变性进行设计研究，提高液体的携带能力，适当提高砂比，从而更有利于网络裂缝的形成与支撑；另外，为了提高携砂能力，前置液通常选用滑溜水造复杂缝，后期用冻胶或高黏液造主裂缝[8–9]，造成两种工作液不配伍、现场施工不便捷、工艺复杂，操作难度大，压裂效率低等问题。

针对以上问题，长庆油田新使用了一种CNI纳米变黏滑溜水体系，该体系具有减阻效果好的同时，还具有很强的携砂能力，在压裂施工时可实现在线混配，只需不断加入减阻剂（不需其他添加剂）即可简单配制成，而原有的粉末状EM30S减阻剂需要提前分别配制不同浓度的滑溜水才能进行压裂[10]。如图1是珠X井的纳米变黏滑溜水现场施工曲线，压裂液施工排量为10.0 m3/min，注入滑溜水压裂液总体积为813.2 m3，地层破裂压力为28.4 MPa，停泵压力为13.6 MPa；压裂施工阶段压力一直保持较低水平、无明显波动，第三段压裂施工曲线显示，加砂砂比可达40 %，纳米变黏滑溜水携砂性能稳定。压后试产结果表明，珠X井单井日产油量达11.31 t/d，证明该体系具有良好的增产效果。

图1 珠X井纳米变黏滑溜水现场施工曲线

通过将纳米变黏滑溜水体系与现场用EM30S体系进行对比，探究了CNI体系纳米变黏滑溜水的携砂性能，并对其在储层条件下的渗吸置换性能进行了评价，结合现场压裂试验结果，证明新型纳米变黏滑溜水体系可大大降低压裂施工难度并具有良好的增产性能。

1 实验药剂与仪器

实验选取现场使用的乳液型纳米变黏滑溜水与粉末型EM30S滑溜水：纳米变黏滑溜水由纳米乳液CNI-A与乳液状变黏减阻剂CNI-B组成，其中，纳米乳液CNI-A由表面活性剂和纳米油核组成，可通过疏水缔合作用与物理交联变黏减阻剂CNI-B形成空间网状结构从而实现增黏效果。EM30S滑溜水主要使用了乳液型表面活性剂AS25和粉末状减阻剂EM30S。减阻剂由聚丙烯酰胺或聚丙酰胺共聚物组成。为了屏蔽核磁共振测试时水的氢信号，自发渗吸实验所用的纳米变黏滑溜水使用重水（D2O）进行配制。

实验仪器：可视化裂缝模型（通过环氧树脂对取自长庆现场的岩心露头压裂后形成的裂缝面进行倒模复制而成、具有相同粗糙度的透明裂缝模板）HAKKE流变仪；TEM电镜等。

2 实验方法

分别测试了现场使用浓度的CNI体系纳米变黏滑溜水（0.10% CNI-A+（0.10%～0.60%）CNI-B）和相近黏度下的EM30S滑溜水的动态携砂性能并进行对比。此外，为了探究黏弹性与携砂性能的关系，采用流变仪与电镜进行分子结构揭示，并额外进行了渗吸提高采收率能力测试。

2.1 动态携砂实验

使用自制的携砂装置进行可视化粗糙裂缝模型携砂实验。如图2所示，携砂装置主要包括：①搅拌系统；②注入系统；③可视化裂缝模型；④流量计。搅拌系统主要包括搅拌罐和搅拌泵，将清水注入罐中，加入一定浓度的减阻剂，设置好泵速后进行搅拌，配制成对应滑溜水。注入系统主要包括输送泵和高压软管，通过设置好注入排量，打开罐子底部的阀，滑溜水会以一定的流量通过软管，从可视化裂缝模型前部上端进入并逐渐充满裂缝模型，充满后关闭阀门停止注入，此时滑溜水主要起前置液的作用。之后将不同砂比的40～70目石英砂加入罐中并充分搅拌，打开阀门将携砂液注入模型后，观察其动态携砂情况，此处滑溜水起携砂液的作用，充满模型后，携砂液会从连接裂缝模型末端上部的软管经过流量计回流到搅拌泵中，可调节流量，形成一个循环，之后观察模型中不同滑溜水溶液的砂堤形成情况，记录其砂堤平衡高度并进行对比。

图2 可视化裂缝模型动态携砂装置

2.2 黏弹特性测试

用HAAKE流变仪测试2种减阻剂滑溜水在相近表观黏度条件下液体的黏弹性，主要方法为：在设定频率为1 Hz下对2种滑溜水分别进行应力扫描，从而确定滑溜水的线性黏弹区，然后设定一定应力在10～0.01 Hz下对2种滑溜水进行频率扫描，从而得到2种滑溜水的频率扫描曲线[11–12]；通过2种滑溜水的静态携砂沉降时间/动态携砂砂堤平衡高度和弹性模量的综合比较，直观地反映了滑溜水的携砂性能与黏弹模量的关系。

2.3 微观结构

聚合物微观结构决定其携砂性能，因此需要对其微观结构进行补充研究，探究滑溜水的分子结构与两大特性间的关系，实验主要使用了JEM 2100 LaB6透射电子显微镜（TEM）。因滑溜水黏度过高时，聚合物容易胶结，短时间内成团，不方便观察；因此选用低浓度的滑溜水，多次点滴在膜片上，等风干后进行电镜扫描。

2.4 渗吸驱油核磁监测

参考以往文献[13–14]，使用压力容器、ISCO恒流恒压泵和电加热套等，在模拟储层条件（70 ℃、16 MPa）进行带压渗吸实验，并使用低场核磁装置进行核磁T2谱在线监测，对纳米变黏滑溜水的渗吸驱油性能进行评价。

3 实验结果

3.1 动态携砂测试

为了更真实地模拟粗糙长裂缝（长×宽×高：100 cm×0.4 cm×30 cm）中的携砂状况，实验选取不同的3种参数（砂比、排量、黏度）进行可视化裂缝模型动态携砂对比实验，其中砂比选择20%、30%、40 %，排量为10、15、20 L/min，黏度为10、24、60 mPa·s，所以3种参数均可按低、中、高3种情况划分；模型注入方向从左往右，另外使用砂堤平衡高度量化携砂能力来进行对比；砂堤平衡高度是指砂子在携砂液中具有一定的沉降速度，当砂子随携砂液在裂缝中向前运动时，逐渐沉积在裂缝底面上，使砂面逐步升高形成砂堤，砂面上的液流速度随砂堤升高而增大，当其大到砂子的沉降速度与流体卷起砂子的速度相平衡时，砂堤高度不再增加，此时砂堤的高度称缝内砂堤平衡高度。

如图3所示，左右两栏分别是相近黏度的CNI与EM30S体系滑溜水的携砂情况对比：图3(d)、(f)是高砂比、高排量及高黏度的携砂情况图，CNI体系纳米变黏滑溜水将砂子携带至裂缝后端，前中部分基本无砂子沉降，砂子逐渐在裂缝后端积聚，呈现一个斜坡，砂堤平衡高度很低，为8 cm，而EM30S体系砂堤基本保持水平，证明其无法携带起40 %砂比的砂子。

图3 不同砂比/排量/黏度的2种滑溜水携砂情况对比

图3 (a)、(b)是降低砂比后的携砂情况图，发现此时两种整体砂堤高度都低于高砂比的情况，EM30S也存在斜坡砂堤，证明其可以携带20 %砂比的砂子，但CNI体系携砂更稳定，砂堤平衡高度更低，为7 cm，携砂效果优于EM30S体系。

另外，将排量降低后携砂情况如图3 (c)、(d)所示，CNI体系滑溜水将砂子逐渐往裂缝中后端携带，砂堤前端呈椭圆状、整体为“波浪形”，因为砂比增加且排量降低，所以砂堤平衡高度增加至16 cm，而EM30S体系中的砂子很快发生卡堵。

图3 (e)、(f)是降低黏度（浓度）后的携砂情况图，CNI体系中砂堤前端仍呈椭圆状，因为排量增加砂堤有所降低，裂缝中后端呈现斜坡状，而EM30S体系中存在较小倾斜角度的斜坡，其只具有较低的携砂能力。

实验结果显示，不同参数条件下相近黏度的CNI体系滑溜水动态携砂性远优于EM30S体系，可携带40%以上砂比的砂子，而EM30S仅可携带20%～30%。

上述仅通过对比EM30S体系携砂现象，展现了CNI体系纳米变黏滑溜水的动态携砂性能优异，CNI体系滑溜水的砂堤平衡高度远低于EM30S体系，但是，并没有直观地展示出3种参数对其携砂效果的影响，所以将上述3种参数下的砂堤平衡高度进行归一化处理进行比较，即砂堤平衡高度除以裂缝模型高度，得到如图4的结果。

图4 CNI体系3种参数下砂堤平衡高度对比（归一化处理）

3种变参数携砂实验中，砂比增加，砂堤平衡高度逐渐增加，即使是高砂比（40%），CNI体系仍具有很好的携带效果，而EM30S体系中砂比超过30 %以后，平衡高度骤增；同一砂比、相近黏度的两种体系，都具有排量越高，平衡高度越低的现象，排量这一因素对携砂运移具有很大影响；另外，随着体系黏度（浓度）的增加，平衡高度也逐渐降低，可见黏度也是影响因素之一[15]。

为了研究3种参数各自低、中、高3种情况下的影响大小，进行了相应的占比分析，及不同情况下3种参数的砂堤平衡高度占比与总和的比值，3种比值总和应为100 %，结果如图5所示。发现随着不同参数从低到高时（如低砂比到高砂比、低排量到高排量、如低黏度到高黏度，几种情况单独或者一起发生），排量对砂堤高度的影响占比变化不大，而黏度的影响逐渐降低，砂比的影响占比却逐渐增高。说明在动态携砂中，随着砂比和排量的增加，液体可能存在着除黏度以外的弹性携砂机制[16]，因此后续将对液体的黏弹性进行表征。

图5 不同情况下3种参数各自的影响比值

3.2 黏弹特性测试

以上展示了两种滑溜水的静态、动态携砂情况，显示液体的黏度与液体的携砂性能无线性关系，因此需要测试滑溜水的黏弹模量，重点关注弹性对携砂能力的贡献。

利用流变仪，在室温下以1 Hz的恒定频率，对2类不同浓度（与上述表观黏度测试相同）、但黏度对应相近的滑溜水分别进行应力扫描，均取线性黏弹区的平均值，即0.10 Pa；之后在选取的扫频应力下，在10～0.01 Hz下对两类滑溜水进行频率扫描，从而得到滑溜水的频率扫描曲线。图6所示，在不同的滑溜水中，弹性模量G’和黏性模量G”之间有一个交点值，纳米变黏滑溜水具有更低的交点值，显示出更强的携砂能力。

以图6 (b)为例，CNI体系滑溜水中，在应力为0.10 Pa下黏性模量G”开始时大于弹性模量G′，说明此时溶液在该浓度下黏性大于弹性，当频率大于交点值0.0741 Hz后黏性模量G′′小于弹性模量G′，说明此时溶液在该浓度下弹性占主导；与EM30S滑溜水相比，纳米变黏滑溜水弹性模量G′较大，弹性区域范围广，并且大于其黏性模量G′′，说明弹性越好的液体，砂子沉降时间越长，携砂性能好[11]。

图6 两种滑溜水黏弹模量对比

由表1可知，随着黏弹模量交点的降低、弹性模量G’(1 Hz对应) 的增加，纳米变黏滑溜水的沉降时间增加，直观地反映了携砂性能与它的弹性模量成正相关，同时砂堤平衡高度逐渐降低，表现出高弹性，是一种优良的弹性携砂的滑溜水压裂用减阻剂。

表1 两种滑溜水的模量和沉降时间、平衡高度比较（1 Hz对应，20 L/min排量、40%砂比）

3.3 微观结构

为了进一步确定纳米变黏滑溜水改善携砂性能的结构基础，结合其分子结构，使用JEM 2100 LaB6透射电子显微镜对纳米变黏滑溜水的结构进行表征。图7 (a)、(b)分别示出低浓度下变黏滑溜水加与加纳米乳液前后的TEM图像。电镜结果显示，不加纳米乳液的变黏滑溜水中减阻剂除了存在相互缠绕外的网状聚合物[17]，还存在泡状结构，这是由于聚合物分子量高容易产生无规线团，扫描电镜时抽真空，受压后呈现泡状（如图7 (a)）；加入纳米乳液后，其与变黏滑溜水产生物理交联缔合作用，图7 (b)就是聚合物缔合后相互重叠的现象，黑色的点就是产生物理交联缔合的地方，形成多重复杂网络状和泡状结构，更加稳定，达到增黏效果，同时黏弹性增强，相应的携砂性能也会增强，与分子设计结构相符。

图7 加与不加纳米乳液的变黏滑溜水电镜图

3.4 渗吸性能评价

大量的研究[13–14]显示，渗吸作用可以实现将页岩纳米孔隙中的原油置换出来，从而提高原油产量。因此，本研究基于文献方法，选取2块取自长庆井下2000 m深度处的岩心进行带压渗吸驱油实验尝试。岩心参数如表2，在地层温度及压力下老化饱和原油14 d后将其浸泡在装有0.10%纳米变黏滑溜水破胶液的中间容器中，保持中间容器内温度为70 ℃，压力为16 MPa。

表2 岩心物性参数

按一定时间间隔将岩心从压力容器中取出，进行核磁共振T2扫描，两块岩心采收率结果类似（如图8），与以往表面活性剂能够有效动用大孔隙的现象[13–14]不同，将横向弛豫时间T2与孔隙半径按照表3进行转换后发现，CNI体系纳米变黏滑溜水破胶液具有针对微孔和介孔中原油动用程度高的特点，但其对宏孔中的原油动用程度较低;另外将核磁曲线面积与初始的比值转化为原油采收率后（如图9），发现CNI体系具有很好的渗吸效果，最终采收率可达36%，同时对不同孔隙类型的采收率进行统计，其大小分别为36.0，45.7和8.3%（如图10），这表明不同孔隙类型中原油动用程度为：介孔>微孔>宏孔。

图8 长庆岩心T2测试曲线

图9 岩心采收率随时间变化图

图10 不同孔隙类型采收率对比

表3 核磁扫描横向弛豫时间与孔隙半径转换

结合以往研究调研[18–19]表明，压裂液渗吸驱油效果受到润湿性与界面张力的影响，初步认为该小孔渗吸驱油动力主要来源于含2种影响因素的毛细管力[20]；该现象可能是纳米变黏滑溜水增产的一个重要机理，需要后续进行进一步研究。

4 结论

1.CNI纳米变黏滑溜水体系可通过增加浓度，实现无级次变黏携砂效果，且随着砂比的增加，携砂能力反而得到增强。

2.结合黏弹性模量与扫描电镜微观结构表征，揭示了纳米变黏滑溜水具有纳米缔合、高弹性携砂的特殊机制。

3.CNI纳米变黏滑溜水体系破胶液还可通过渗吸置换作用动用页岩纳米孔隙中的原油，进一步提升压裂后的增产效果，最终采收率可达36%。

4.与相近黏度的现场用EM30S滑溜水相比，长庆新使用的CNI体系纳米变黏滑溜水具备低浓度、高携砂特性，可在线混配；现场压裂试验结果表明，CNI纳米变黏滑溜水体系压裂施工携砂性能优异，试油试采效果良好，值得进一步推广，也为未来新型滑溜水体系的设计提供新的理念与思路。