致密油藏水平井分段压裂用新型压裂液技术研究*

徐 岗

（延长油田股份有限公司 子长采油厂，陕西 子长 717300）

致密油是非常规油气资源的重要组成部分[1-3]，随着我国先后在长庆油田、大庆油田、新疆油田等探明可观的致密油储量，致密油已成为我国油气资源的重要组成部分。然而，相较于北美地区，我国对于致密油藏的开采仍处于起步阶段。致密油藏的储层物性复杂[4-6]，孔喉结构微小，大多处于微米级甚至纳米级，呈现出超低孔隙性、超低渗透性及强非均质性。为在致密油气藏实现体积压裂，各油田采用水平井多段分簇压裂的方式，对“甜点”进行“密切割”式的射孔、压裂技术，并取得了一定成效[2，7]。结合致密油藏的储层特征，致密油藏水平井分段压裂对压裂液技术提出了更高要求[8-12]：（1）压裂液体系具备良好的减阻性，确保大排量施工；（2）压裂液具备超低伤害性，低残渣、高效破胶；（3）破胶液具备良好渗吸驱油能力，将微纳米孔隙中的油相替入大孔隙或微裂缝，实现致密油的高效开发；（4）现场连续混配，实现压裂液的连续变黏。另外，大规模水力压裂对淡水资源需求量大，但现场往往淡水资源不足，因此，采用高矿化度的返排水配制压裂液具有重要的工程意义。

为在压裂过程中实现高矿化度地层返排液在线配液、大排量泵注、超低伤害以及压裂液破胶液对原油的高效渗吸置换，本文设计合成出一种耐盐性极佳的两性离子型四元共聚物DAP-4，并将其与多种表面活性剂按一定比例分散于白油中，以膨润土为稳定剂，制备出有效成分含量40wt%的多功能稠化剂DGN，室内实验结果表明，DGN 耐矿化度效果极佳、溶解速率快、减阻效果优异且具备超低伤害性，符合致密油水平井分段压裂施工要求。

1 实验部分

1.1 试剂及仪器

丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、二烯丙基二甲基氯化铵（DMDAAC）、乙烯吡咯烷酮（NVP），均为分析纯，上海阿拉丁生化科技股份有限公司；羧甲基纤维素钠（CMC）、油酸聚氧乙烯醚、十二烷基酚聚氧乙烯醚、月桂酰胺丙基磺基甜菜碱，均为工业级，购于油田化学品市场；用于与多功能压裂液稠化剂做对比的聚合物乳液RDX-1 以及瓜尔胶Guar-1 均采购于油田化学品市场。

FTS3000 型傅里叶红外光谱（美国Bio-Rad 公司）；MZ-Ⅱ型摩阻测试仪（海安石油科研仪器有限公司）；NDJ-95A 型六速黏度计（上海魅宇仪器科技有限公司）；ZYLH-H01 型烘箱（中研立华仪器科技(苏州)有限公司）；KZS-A3 型接触角测量仪（东莞市科众精密仪器有限公司）；HAAKE MAR ⅢRS 600型流变仪（德国HAAKE 公司）；CGYQT-180 型岩芯驱替仪器（海安石油科研仪器有限公司）。

1.2 实验方法

1.2.1 DAP-4 的合成 采用水溶液聚合法制备DAP-4，具体方法如下：（1）将AM、AMPS、DMDAAC以及NVP 按照摩尔比5∶1∶1∶2 配制成30wt%的溶液体系；（2）采用NaOH 溶液将体系pH 值调为7；（3）在聚合体系中加入0.5wt% NaCl 和1.0wt%碳酰胺以提高聚合物DAP-4 溶解性；（4）加入（NH4）2S2O8-NaHSO3（质量比为2∶1）的氧化还原引发体系，引发剂加量1.5wt%；（5）充分搅拌后，通入N2除O220min，随后水浴45℃持续6h；（6）反应结束后，将温度降至室温，取出胶块剪碎，用乙醇浸泡3h 以除去未反应单体并实现初步脱水；（7）真空干燥36h，进行粉碎、过筛，得到100～120 目DAP-4 干粉备用。

1.2.2 分子结构表征 采用FTS3000 型傅里叶红外光谱对纳米聚合物DAP-4 进行结构表征。

1.2.3 多功能压裂液稠化剂DGN 制备方法 选用0#白油为连续相，加入3wt%有机膨润土为稳定剂，将DAP-4、羧甲基纤维素钠（CMC）、油酸聚氧乙烯醚、十二烷基酚聚氧乙烯醚、月桂酰胺丙基磺基甜菜碱以质量比11∶5∶2∶1∶1 加入白油中，有效成分含量为40wt%，1000r·min-1的转速下机械搅拌30min，形成多功能压裂液稠化剂。

1.2.4 溶解性与减阻性评价 采用界面扩张模量分析气泡膜的强度研究泡沫稳定机理。根据NB/T 14003.3-2017《页岩气压裂液第3 部分：连续混配压裂液指标及评价方法》，采用MZ-Ⅱ型摩阻测试仪对多功能压裂液稠化剂的溶解性与减阻率进行评价。

1.2.5 耐盐性评价实验 将一定浓度稠化剂溶于不同矿化度的溶液中，在170s-1剪切速率下测试表观黏度，分析矿化度对表观黏度的影响。

1.2.6 流变实验 为模拟现场配液情况，本文采用总矿化度为52193mg·L-1的模拟返排水配制压裂液，模拟地层水矿物成分组成情况见表1。

表1 模拟返排水矿物成分组成Tab.1 Simulated composition of mineral components in drainage

采用NDJ-95A 六速黏度计评价压裂液及对比压裂液的表观黏度；采用HAAKE MAR ⅢRS 600流变仪在95℃、170s-1条件下测试压裂液的耐温耐剪切性能。

1.2.7 破胶实验与润湿性实验 根据NB/T 14003.3-2017《页岩气 压裂液 第3 部分：连续混配压裂液指标及评价方法》，评价压裂液破胶情况，破胶剂选用（NH4）2S2O8；将标准岩芯切割为厚度2mm 的岩片，表面打磨光滑并洗净，在烘箱中200℃烘2h，采用光学接触角测试方法测试煤油-岩片-破胶液三相接触角。

1.2.8 岩芯伤害实验 参照SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价标准》中的评价方法评价破胶液对岩芯的伤害率。

1.2.9 置换渗吸实验 将鄂尔多斯盆地XX 区块储层天然岩芯通过洗油、烘干，并测量岩芯尺寸及渗透率，随后使用表1 中模拟地层水饱和岩芯，实验用天然岩芯基本物性参数见表2；采用高压驱替装置在低流速状态下饱和模拟原油，模拟原油成分为原油与柴油以体积比1∶1 混合，30℃下表观黏度为1.18mPa·s，驱替过程直至出口端无水流出，随后将岩芯在模拟原油中浸泡24h。采用压裂液破胶液对岩芯中的模拟原油进行置换渗吸实验，测试方法参照文献［13］进行。

表2 置换渗吸实验岩芯参数Tab.2 Core parameters for imbibition displacement experiment

2 结果与讨论

2.1 DAP-4 聚合物红外光谱

DAP－4 聚合物的红外光谱见图1。

图1 DAP-4 聚合物红外光谱Fig.1 Infrared spectroscopy of DAP-4 polymer

由图1 可见，3443cm-1处为AMPS 单体上N-H伸缩振动峰，2886cm-1为-CH3的伸缩振动吸收峰；2921cm-1为-CH2伸缩振动吸收峰；1730cm-1为羧基基团中C=O 的特征吸收峰；2933cm-1、1473cm-1处是DMDAAC 单体季铵盐基团上-CH3的特征峰；1093cm-1为磺酸基团上S=O 伸缩振动吸收峰。红外光谱图中各特征峰对应了DAP-4 分子上的主要官能团结构，证明产物分子结构与设计目标分子结构一致。

2.2 溶解性评价

根据NB/T 14003.3-2017《页岩气压裂液第3部分：连续混配压裂液指标及评价方法》评价本文制备的多功能稠化剂DGN 溶解性，泵排量设为35L·min-1，搅拌罐搅拌速率为80r·min-1，DGN 加量为0.1wt%，观察减阻仪两端压差平衡趋于稳定的时间。本文分别测试了DGN 在清水、50000 mg·L-1NaCl 溶液以及50000 mg·L-1CaCl2溶液中的溶解性，结果见图2。

图2 多功能稠化剂DGN 溶解性测试结果Fig.2 Results of dissolution test of multifunctional thickener DGN

由图2 可见，DGN 在清水中的溶解时间为31s，在50000mg·L-1NaCl 溶液和CaCl2溶液中溶解时间分别为35s、39s，结果证明多功能稠化剂DGN 在清水或50000mg·L-1矿化度盐水中的溶解速率符合连续混配压裂液指标要求。

2.3 减阻率评价

采用MZ-Ⅱ型摩阻测试仪对多功能压裂液稠化剂DGN 减阻率进行评价，DGN 加量为0.1wt%条件下，测试DGN 在不同排量下的减阻效果，结果见图3。

图3 多功能稠化剂DGN 减阻率测试结果Fig.3 Results of drag reduction efficiency test of multifunctional thickener DGN

由图3 可见，减阻率随着排量的升高而增加，体现出良好的耐剪切性，随着排量提高至40L·min-1，排量趋于稳定，清水配制的滑溜水减阻率最高可达79.3%，50000mg·L-1NaCl 和CaCl2溶液配制的滑溜水减阻率最高可达77.5%和75.6%。多功能稠化剂DNG 在50000mg·L-1盐水中配制的滑溜水减阻率可达75%以上，体现出其在大排量水平井分段压裂中的适用性，同时可采用返排液直接配液缓解淡水资源不足以及环保问题带来的压力。

2.4 耐盐性评价

本文通过评价矿化度对减阻率和表观黏度的影响分析DGN 耐盐性能，并引入乳液聚合物RDX-1和瓜尔胶Guar-1 作对比分析。其中，测试减阻率所用主剂浓度为0.1wt%，测试表观黏度所用浓度为0.5wt%。

2.4.1 矿化度对减阻率的影响 在35L·min-1的排量条件下，分别测试DGN 与DRX-1 在不同矿化度的减阻率，结果见图4。

图4 矿化度对减阻率的影响Fig.4 Influence of salinity on drag reduction

由图4 可见，CaCl2浓度对二者的减阻率影响幅度较大，但本文制备的多功能稠化剂DGN 随着NaCl 和CaCl2浓度的增加体现出良好的稳定性。聚合乳液DRX-1 的减阻效果对NaCl 和CaCl2浓度敏感性较强，随着矿化度增加至50000mg·L-1，减阻率下降10%以上。

2.4.2 矿化度对表观黏度的影响 矿化度对各稠化剂（0.5wt%）的增黏能力的影响见图5，CaCl2对各稠化剂增黏能力的影响幅度高于NaCl。

图5 矿化度对表观黏度的影响Fig.5 Influence of salinity on apparent viscosity

由图5 可见，随着矿化度的升高，DGN 的增黏能力下降幅度甚微，且在矿化度为10000mg·L-1条件下，表观黏度有所上升，这主要源于DGN 主要成分中含有两性离子聚合物DAP-4，“反聚电解质效应”使其在较高的矿化度下维持良好的稳定性。而DRX-1 与Guar-1 的增黏能力则随着矿化度的增加大幅度下降，实验对比结果体现出DGN 具有良好的耐盐性。

2.5 耐温耐剪切性能测试

采用表1 中的模拟返排水配制压裂液，总矿化度为52193mg·L-1，稠化剂加量为0.5wt%，分别配制DGN、DRX-1 与Guar-1 压裂液，3 种压裂液在170s-1剪切速率下，表观黏度测试结果见图6。

图6 不同稠化剂在模拟返排水中配制的压裂液表观黏度Fig.6 Apparent viscosity of fracturing fluid prepared with different thickeners in simulated backflow water

由图6 可见，由于DGN 具有良好的耐盐性，其在高矿化度的模拟返排水中配制的压裂液表观黏度远高于DRX-1 与Guar-1 压裂液。

将0.5wt%DGN 压裂液在95℃、170s-1条件下加热剪切100min，分析其耐温耐剪切能力，测试结果见图7。

图7 0.5wt%DGN 压裂液耐温耐剪切测试结果Fig.7 Test results of 0.5wt% DGN fracturing fluid in temperature and shear resistance

由图7 可见，0.5wt%DGN 压裂液在持续加热剪切100min 后，表观黏度维持在30mPa·s 以上，体现出良好的耐温耐剪切性能。

2.6 破胶与润湿性能实验

2.6.1 破胶与残渣实验结果 连续混配压裂液工艺中，压裂液以变黏形式泵入储层，低黏体系作为滑溜水体系，高黏体系作为胶液携带、顶替支撑剂。本文采用表1 中的模拟返排液配制各种压裂液，在90℃条件下以（NH4）2S2O8为破胶剂，实验结果见表3。

表3 各压裂液体系的破胶实验结果Tab.3 Gel breaking test results of various fracturing fluid systems

由表3 可见，无论是高黏体系还是低黏体系，以DGN 为主剂配制的压裂液体系破胶时间最短、破胶液表界面张力最低、残渣含量最小，可初步判断其对储层伤害程度较低，且对储层润湿性较强。

2.6.2 润湿实验结果 采用表3 中的低黏压裂液体系破胶液测试岩石-煤油-破胶液的三相接触角，结果见表4。

表4 润湿角测试结果Tab.4 Wetting angle test results

由表4 可见，DGN 压裂液破胶后对储层岩石具有更佳的润湿性，根据毛管现象原理，液相对岩石表面的润湿性越强，其毛管驱动力越强，因此,可初步判断DGN 压裂液破胶液相对于其他两种压裂液体系具有更强的渗吸置换驱油能力。

2.7 渗吸置换实验

采用表3 中的低黏压裂液体系破胶液对致密岩芯中模拟原油进行渗吸置换率测试，结果见图8。

图8 不同破胶液体系对致密岩芯内模拟原油的渗吸置换率Fig.8 Imbibition displacement rate of simulated crude oil in dense rock core by different gel-breaking fluid systems

由图8 可见，由于DGN 破胶液具有较低的表界面张力以及良好的岩石润湿性，DGN 压裂液破胶液对致密岩芯中的模拟原油渗吸置换率最高，比DRX-1 与Guar-1 压裂液破胶液高出10%以上。因此，DGN 压裂液在致密油藏水平井分段压裂施工后，经过“焖井”一段时间后可大幅度提高采收效率。

2.8 岩芯伤害实验

针对超低渗致密油藏，压裂液最为关键的性能为储层低伤害，采用表3 中3 种高黏压裂液破胶液测试岩芯伤害率，测试结果见表5。

表5 岩芯伤害实验结果Tab.5 Result of core damage experiment

由表5 可见，DGN 压裂液所含高分子为自合成两性离子共聚物DAP-4 与羧甲基纤维素，其残渣量极低，对岩芯伤害率低于5%；而瓜尔胶体系由于较高的残渣含量，其对岩芯伤害程度最高，伤害率达到20%以上。实验结果表明，DGN 压裂液体系对低渗致密油藏岩芯具有极低的伤害率。

3 结论

（1）本文采用丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、二烯丙基二甲基氯化铵、乙烯吡咯烷酮4 种单体合成了两性离子四元共聚物，并与羧甲基纤维素钠、油酸聚氧乙烯醚、十二烷基酚聚氧乙烯醚、月桂酰胺丙基磺基甜菜碱以质量比11∶5∶2∶1∶1 悬浮分散于白油中，制备出有效成分含量40wt%的多功能压裂液稠化剂DGN，用于在致密油藏水平井分段压裂过程中实现连续混配。

（2）多功能压裂液稠化剂DGN 配制的低黏压裂液体系减阻效果极佳，可达79%，且在50000mg·L-1矿化度下减阻率保持在75%以上；相对于常规乳液聚合物体系和瓜尔胶体系，DGN 压裂液体现出良好的耐盐性，采用总矿化度52193mg·L-1的模拟返排水配制的压裂液展示出良好的耐温、耐剪切性能。

（3）DGN 配制的压裂液破胶性良好，破胶液表界面张力较低、残渣含量极少、具有良好的储层岩石润湿性，从而相较于常规压裂液体系，其破胶液对岩芯中的模拟原油展示出最佳的渗吸置换率，达43%；同时对低渗岩芯的伤害率最低，仅为3.24%；总体而言，DGN 压裂液体系对致密油藏水平井分段压裂具有良好的适用性。