超高矿化度地层水基一体化渗吸驱油压裂液的制备及性能评价

程长坤,熊廷松,刘 永,谢贵琪,刘 欢,冯昕媛,贾文峰

(1.中国石油天然气股份有限公司青海油田钻采工艺研究院,甘肃 敦煌 736202;2.中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院,北京 102249)

柴达木盆地陆相页岩油地质资源储量为21×108t,油气勘探揭示其具有良好的资源前景[1]。大规模水平井体积压裂和立体水平井网—拉链式压裂模式是页岩油经济有效开发的关键技术,随着压裂施工井数增多,现场供水和压裂成本面临极大挑战[2]。高原山地式页岩油藏的富集模式使得柴达木盆地地层产出水矿化度可达25×104mg /L以上,同时钙、镁离子质量浓度达到10.0 g/L,亟需研发新型高耐盐压裂液体系[3]。页岩油大规模水平井体积压裂要求压裂液具有在线速溶、高降阻、在线变黏等特点,为了实现压驱一体化,需要压裂液具有良好的渗吸驱油功能[4-6]。现有变黏压裂液基本可以满足清水中速溶、降阻和变黏、驱油等要求,但是仍无法满足超高矿化下在线变黏、驱油要求[4, 7-11]。在高矿化下,聚丙烯酰胺易与高价阳离子发生沉淀,容易发生相分离,进而降低溶液的黏度及溶解性能。为增强聚合物的增黏效果和抗盐能力,需要通过在聚合物的分子链中加入特定的基团,以提高其耐盐性[12-16]。

为了改善疏水缔合聚合物溶解性能,同时保证一定的增黏能力,本工作合成了一种弱疏水缔合两性聚丙烯酰胺共聚物(结构式见图1),对聚合物溶解、增黏等性能进行了评价,优化了渗吸驱油剂用量,形成了高矿化一体化变黏驱油体系,评价了其综合性能。

图1 弱疏水缔合两性聚丙烯酰胺共聚物结构式

1 实 验

1.1 材料与仪器

丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)丙烯酸(AA),百灵威科技有限公司;过硫酸铵、氢氧化钠、亚硫酸氢钠、偶氮二异丁脒盐酸盐(V50),天津光复化学试剂厂;十六烷基二甲基烯丙基氯化铵(C16DMAAB),实验室自制[17]。青海油田岩心,φ24.98 mm×50.12 mm,质量65.4 g,孔隙度0.97%,渗透率3.884 382×10-3μm2。

K100表面张力仪,德国 KRUSS公司;TX500D旋转滴界面张力仪,上海梭伦信息科技有限公司;HH-4数显恒温水浴锅,荣华仪器制造有限公司;IKA RW20 digital数显型置顶式机械搅拌器,德国IKA公司;MARSIII高温高压耐强酸流变仪,德国HAAKE公司;HAMZ-IV型压裂液管路摩阻仪,江苏华安科研仪器有限公司;Tensor 27傅里叶红外光谱仪,德国Bruker公司;ZNND6六速黏度计,青岛海通达专用仪器有限公司。

1.2 耐盐稠化剂合成

1)在烧杯中加入适量蒸馏水,将一定比例的AM、AA、AMPS及C16MMAAB溶解在烧杯中,总单体质量分数为30%,用NaOH将溶液的pH调至中性,加入1%的尿素,0.01%异丙醇为链转移剂,加入几滴消泡剂。将配置好的溶液在磁力搅拌器上搅拌30 min,使之完全混合均匀,在5 ℃密封保温。

2)向溶液通入N2除氧,加入适量偶氮类引发剂偶氮二异丁脒盐酸盐(V50),除氧30 min,加入引发剂(NH4)2S2O8-NaHSO3(摩尔比2∶1),直至溶液变黏稠状停止通N2,密封绝热反应6 h。胶块用绞肉机进行造粒,之后移入80 ℃的烘箱中烘干,用粉碎机将块状试样搅碎成粉末状试样,过100目筛备用。

3)将上述稠化剂粉末按照40%质量比分散到白油与分散剂(有机土与span80混合物,质量比为1.5∶1)的混合液中,搅拌均匀,得到乳白色分散型耐盐稠化剂。

1.3 实验方法

1)聚合物红外光谱制样方法:KBr压片法。

2)耐盐压裂液配制。按照青海油田高矿化度地层水配制模拟地层水(成分如表1所示),在1 000 r/min条件下,分别将不同浓度的分散型耐盐稠化剂快速加入到高矿化水中,然后加入驱油剂,搅拌均匀得到不同黏度的驱油压裂液体系。

表1 青海油田高矿化度地层水成分

3)压裂液性能评价方法。按照SY/T 5107—2005和SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》进行测定。

4)渗吸驱油实验。称取岩心质量,将岩心置于饱和装置中,抽真空2 h,然后通入航空煤油,加压饱和48 h,取出岩心称重。在一定的参数下,利用低场核磁共振测量饱和后岩心的T2谱。在60 ℃水浴条件下,将岩心浸润在配制好的重水基渗吸液中,间隔一定时间测量一次核磁T2图谱,根据渗吸驱油情况,确定渗驱油平衡时间,采用谱面积法确定渗吸驱替出煤油体积。

2 结果与讨论

2.1 耐盐稠化剂分子结构

图2 耐盐聚合物红外光谱

2.2 耐盐稠化剂增黏性能

高矿化下溶剂极性增强,使得疏水单体与水之间的黏附量减小,进而使分子间缔合作用增强,流体力学体积增大,溶液表观黏度增加,通过引入疏水缔合单体是一种提高聚合物的耐盐能力的有效手段[16-19]。疏水缔合单体引入会导致聚合物溶解性能降低,在保证溶解性能的前提下,引入0.3%的疏水单体,可以明显改善高浓度聚合物增黏能力。实验对比了弱疏水缔合聚合物和常规聚合物的增黏性能,结果见图3。

图3 耐盐稠化剂黏度与浓度的关系

如图3所示,在分散型稠化剂用量(体积分数,下同)小于0.6%时,缔合型和常规稠化剂增黏性能相当;当用量大于0.6%以后,缔合型聚合物增黏能力明显增强,说明在高浓度下聚合物分子链间疏水缔合作用逐渐增强,形成空间缔合网络结构,进而改善增黏能力;当缔合耐盐稠化剂用量达到1%时,溶液黏度为75 mPa·s左右;当耐盐稠化剂用量达到1.2%时,溶液黏度接近100 mPa·s,说明合成的耐盐稠化剂在高矿度盐水中具有良好的增黏性能,可满足在线混配一体化压裂液要求。

2.3 渗吸驱油剂用量

压裂液破胶液渗吸驱油是目前页岩油、致密油经济有效开发的重要手段[20-21]。利用洗油功能的表面活性(阴非离子)和两性表活剂(甜菜碱)按照4∶1质量比混合制备了复合型渗吸驱油剂,可实现超低界面张力,具有良好的渗吸驱油作用。图4为不同浓度渗吸驱油剂在模拟地层水中的表界面张力。由图4可见,耐盐驱油剂体系具有良好表界面张力调节能力,可以根据现场需求,调整驱油使用浓度。

图4 渗吸驱油剂表界面张力与体积分数的关系

在0.1%耐盐稠化剂和0.2%渗吸驱油剂下进行渗吸驱油实验,结果如图5所示。由图5可见,随着渗吸驱油进行,压裂液破胶液将小孔隙中饱和煤油渗吸置换出来,中孔隙中煤油有增加趋势,32 h采收率为10%左右,说明渗吸驱油压裂液体系具有良好的渗吸驱油效果。

图5 渗吸驱油率与渗吸时间的关系

2.4 耐温耐剪切性能

利用模拟地层水配制1%耐盐稠化剂、0.2%驱油剂的压裂液,在剪切速率为170 s-1下,考察90 ℃下压裂液耐温耐剪切性能,结果见图6。

图6 驱油压裂液耐温耐剪切曲线

从图6可知,恒剪切90 min时,耐盐压裂液黏度仍保持在40 mPa·s以上,恒温剪切黏度基本保持稳定,说明在超高矿化度下耐盐驱油压裂液具有良好的耐温耐剪切性能。

2.5 悬砂能力

在1%耐盐稠化剂用量下,利用20/40目石英砂,观察了20%砂比下耐盐压裂液的静态悬砂性能。20 min内耐盐压裂液中石英砂基本无沉降,40 min时量筒上液面出现少量分层现场,说明该压裂液具有良好的携砂能力。该耐盐稠化剂为弱缔合聚合物,分子之间通过缔合作用形成可逆交联三维网络结构,增强压裂液黏弹性,因此具有良好的静态携砂能力。

2.6 减阻性能

利用AMZ-IV型压裂液管路摩阻仪,选用10 mm管径,观察不同流量下3种耐盐稠化剂含量的压裂液减阻性能。从图7可以看出:随着压裂液黏度增大,减阻性能逐渐下降,0.1%耐盐滑溜水减阻率可以达到75%,0.3%减阻率为65%,0.5%减阻率为60%;流量达到1 500 kg/h后减阻率趋于平稳。根据压裂液工艺需求,可选择黏度和减阻率满足要求的压裂液配方体系。

图7 耐盐压裂液减阻率与流量的关系

3 结 论

a.为满足超高矿化度地层水增黏和耐温要求,设计合成了一种弱疏水缔合两性耐盐稠化剂,并制备成可在线速配的悬浮液,在矿化度为28.0 g/L条件下,稠化剂用量0.1%～1.2%情况下可以实现2～100 mPa·s在线黏度调控。

b.为实现高矿化度下渗吸驱油,制备了耐盐型复合型渗吸驱油剂,该驱油剂具有良好的表面张力调节能力,0.2%用量下渗吸驱油效率为10%以上,可实现破胶液渗吸驱油功能。

c.超高矿化度一体化变黏驱油压裂液可实现在线混配,具有良好的耐温耐剪切性能、静态携砂性能及减阻性能,可满足页岩油大规模体积压裂工艺要求。