納米變黏滑溜水黏彈攜砂機理與滲吸性能

劉漢斌，柏浩，唐梅榮，呂寶強，韓創輝，王文中，周福建，姚二冬

（1.長慶油田分公司油氣工藝研究院,西安 710021；2.中國石油大學(北京)非常規油氣科學技術研究院,北京 102249；3.長慶化工集團有限公司,西安 710021）

0 引言

非常規油氣資源備受國內外重視，頁巖油氣已成為目前油氣田開采的重中之重，其儲層具有低孔、超低滲的特點，勘探開發難度大[1–3]。目前頁巖油氣開發主要采用滑溜水壓裂液體系進行體積改造，可以獲得比較理想的產量[4–5]。

但是，在現場應用過程中，也逐步暴露出一些問題，主要是由于滑溜水黏度低造成攜砂性能差[6–7]，不能提高液體的結構黏度，因此需要從其分子結構及流體流變性進行設計研究，提高液體的攜帶能力，適當提高砂比，從而更有利于網絡裂縫的形成與支撐；另外，為了提高攜砂能力，前置液通常選用滑溜水造復雜縫，后期用凍膠或高黏液造主裂縫[8–9]，造成兩種工作液不配伍、現場施工不便捷、工藝復雜，操作難度大，壓裂效率低等問題。

針對以上問題，長慶油田新使用了一種CNI納米變黏滑溜水體系，該體系具有減阻效果好的同時，還具有很強的攜砂能力，在壓裂施工時可實現在線混配，只需不斷加入減阻劑（不需其他添加劑）即可簡單配制成，而原有的粉末狀EM30S減阻劑需要提前分別配制不同濃度的滑溜水才能進行壓裂[10]。如圖1是珠X井的納米變黏滑溜水現場施工曲線，壓裂液施工排量為10.0 m3/min，注入滑溜水壓裂液總體積為813.2 m3，地層破裂壓力為28.4 MPa，停泵壓力為13.6 MPa；壓裂施工階段壓力一直保持較低水平、無明顯波動，第三段壓裂施工曲線顯示，加砂砂比可達40 %，納米變黏滑溜水攜砂性能穩定。壓后試產結果表明，珠X井單井日產油量達11.31 t/d，證明該體系具有良好的增產效果。

圖1 珠X井納米變黏滑溜水現場施工曲線

通過將納米變黏滑溜水體系與現場用EM30S體系進行對比，探究了CNI體系納米變黏滑溜水的攜砂性能，并對其在儲層條件下的滲吸置換性能進行了評價，結合現場壓裂試驗結果，證明新型納米變黏滑溜水體系可大大降低壓裂施工難度并具有良好的增產性能。

1 實驗藥劑與儀器

實驗選取現場使用的乳液型納米變黏滑溜水與粉末型EM30S滑溜水：納米變黏滑溜水由納米乳液CNI-A與乳液狀變黏減阻劑CNI-B組成，其中，納米乳液CNI-A由表面活性劑和納米油核組成，可通過疏水締合作用與物理交聯變黏減阻劑CNI-B形成空間網狀結構從而實現增黏效果。EM30S滑溜水主要使用了乳液型表面活性劑AS25和粉末狀減阻劑EM30S。減阻劑由聚丙烯酰胺或聚丙酰胺共聚物組成。為了屏蔽核磁共振測試時水的氫信號，自發滲吸實驗所用的納米變黏滑溜水使用重水（D2O）進行配制。

實驗儀器：可視化裂縫模型（通過環氧樹脂對取自長慶現場的巖心露頭壓裂后形成的裂縫面進行倒模復制而成、具有相同粗糙度的透明裂縫模板）HAKKE流變儀；TEM電鏡等。

2 實驗方法

分別測試了現場使用濃度的CNI體系納米變黏滑溜水（0.10% CNI-A+（0.10%～0.60%）CNI-B）和相近黏度下的EM30S滑溜水的動態攜砂性能并進行對比。此外，為了探究黏彈性與攜砂性能的關系，采用流變儀與電鏡進行分子結構揭示，并額外進行了滲吸提高采收率能力測試。

2.1 動態攜砂實驗

使用自制的攜砂裝置進行可視化粗糙裂縫模型攜砂實驗。如圖2所示，攜砂裝置主要包括：①攪拌系統；②注入系統；③可視化裂縫模型；④流量計。攪拌系統主要包括攪拌罐和攪拌泵，將清水注入罐中，加入一定濃度的減阻劑，設置好泵速后進行攪拌，配制成對應滑溜水。注入系統主要包括輸送泵和高壓軟管，通過設置好注入排量，打開罐子底部的閥，滑溜水會以一定的流量通過軟管，從可視化裂縫模型前部上端進入并逐漸充滿裂縫模型，充滿后關閉閥門停止注入，此時滑溜水主要起前置液的作用。之后將不同砂比的40～70目石英砂加入罐中并充分攪拌，打開閥門將攜砂液注入模型后，觀察其動態攜砂情況，此處滑溜水起攜砂液的作用，充滿模型后，攜砂液會從連接裂縫模型末端上部的軟管經過流量計回流到攪拌泵中，可調節流量，形成一個循環，之后觀察模型中不同滑溜水溶液的砂堤形成情況，記錄其砂堤平衡高度并進行對比。

圖2 可視化裂縫模型動態攜砂裝置

2.2 黏彈特性測試

用HAAKE流變儀測試2種減阻劑滑溜水在相近表觀黏度條件下液體的黏彈性，主要方法為：在設定頻率為1 Hz下對2種滑溜水分別進行應力掃描，從而確定滑溜水的線性黏彈區，然后設定一定應力在10～0.01 Hz下對2種滑溜水進行頻率掃描，從而得到2種滑溜水的頻率掃描曲線[11–12]；通過2種滑溜水的靜態攜砂沉降時間/動態攜砂砂堤平衡高度和彈性模量的綜合比較，直觀地反映了滑溜水的攜砂性能與黏彈模量的關系。

2.3 微觀結構

聚合物微觀結構決定其攜砂性能，因此需要對其微觀結構進行補充研究，探究滑溜水的分子結構與兩大特性間的關系，實驗主要使用了JEM 2100 LaB6透射電子顯微鏡（TEM）。因滑溜水黏度過高時，聚合物容易膠結，短時間內成團，不方便觀察；因此選用低濃度的滑溜水，多次點滴在膜片上，等風干后進行電鏡掃描。

2.4 滲吸驅油核磁監測

參考以往文獻[13–14]，使用壓力容器、ISCO恒流恒壓泵和電加熱套等，在模擬儲層條件（70 ℃、16 MPa）進行帶壓滲吸實驗，并使用低場核磁裝置進行核磁T2譜在線監測，對納米變黏滑溜水的滲吸驅油性能進行評價。

3 實驗結果

3.1 動態攜砂測試

為了更真實地模擬粗糙長裂縫（長×寬×高：100 cm×0.4 cm×30 cm）中的攜砂狀況，實驗選取不同的3種參數（砂比、排量、黏度）進行可視化裂縫模型動態攜砂對比實驗，其中砂比選擇20%、30%、40 %，排量為10、15、20 L/min，黏度為10、24、60 mPa·s，所以3種參數均可按低、中、高3種情況劃分；模型注入方向從左往右，另外使用砂堤平衡高度量化攜砂能力來進行對比；砂堤平衡高度是指砂子在攜砂液中具有一定的沉降速度，當砂子隨攜砂液在裂縫中向前運動時，逐漸沉積在裂縫底面上，使砂面逐步升高形成砂堤，砂面上的液流速度隨砂堤升高而增大，當其大到砂子的沉降速度與流體卷起砂子的速度相平衡時，砂堤高度不再增加，此時砂堤的高度稱縫內砂堤平衡高度。

如圖3所示，左右兩欄分別是相近黏度的CNI與EM30S體系滑溜水的攜砂情況對比：圖3(d)、(f)是高砂比、高排量及高黏度的攜砂情況圖，CNI體系納米變黏滑溜水將砂子攜帶至裂縫后端，前中部分基本無砂子沉降，砂子逐漸在裂縫后端積聚，呈現一個斜坡，砂堤平衡高度很低，為8 cm，而EM30S體系砂堤基本保持水平，證明其無法攜帶起40 %砂比的砂子。

圖3 不同砂比/排量/黏度的2種滑溜水攜砂情況對比

圖3 (a)、(b)是降低砂比后的攜砂情況圖，發現此時兩種整體砂堤高度都低于高砂比的情況，EM30S也存在斜坡砂堤，證明其可以攜帶20 %砂比的砂子，但CNI體系攜砂更穩定，砂堤平衡高度更低，為7 cm，攜砂效果優于EM30S體系。

另外，將排量降低后攜砂情況如圖3 (c)、(d)所示，CNI體系滑溜水將砂子逐漸往裂縫中后端攜帶，砂堤前端呈橢圓狀、整體為“波浪形”，因為砂比增加且排量降低，所以砂堤平衡高度增加至16 cm，而EM30S體系中的砂子很快發生卡堵。

圖3 (e)、(f)是降低黏度（濃度）后的攜砂情況圖，CNI體系中砂堤前端仍呈橢圓狀，因為排量增加砂堤有所降低，裂縫中后端呈現斜坡狀，而EM30S體系中存在較小傾斜角度的斜坡，其只具有較低的攜砂能力。

實驗結果顯示，不同參數條件下相近黏度的CNI體系滑溜水動態攜砂性遠優于EM30S體系，可攜帶40%以上砂比的砂子，而EM30S僅可攜帶20%～30%。

上述僅通過對比EM30S體系攜砂現象，展現了CNI體系納米變黏滑溜水的動態攜砂性能優異，CNI體系滑溜水的砂堤平衡高度遠低于EM30S體系，但是，并沒有直觀地展示出3種參數對其攜砂效果的影響，所以將上述3種參數下的砂堤平衡高度進行歸一化處理進行比較，即砂堤平衡高度除以裂縫模型高度，得到如圖4的結果。

圖4 CNI體系3種參數下砂堤平衡高度對比（歸一化處理）

3種變參數攜砂實驗中，砂比增加，砂堤平衡高度逐漸增加，即使是高砂比（40%），CNI體系仍具有很好的攜帶效果，而EM30S體系中砂比超過30 %以后，平衡高度驟增；同一砂比、相近黏度的兩種體系，都具有排量越高，平衡高度越低的現象，排量這一因素對攜砂運移具有很大影響；另外，隨著體系黏度（濃度）的增加，平衡高度也逐漸降低，可見黏度也是影響因素之一[15]。

為了研究3種參數各自低、中、高3種情況下的影響大小，進行了相應的占比分析，及不同情況下3種參數的砂堤平衡高度占比與總和的比值，3種比值總和應為100 %，結果如圖5所示。發現隨著不同參數從低到高時（如低砂比到高砂比、低排量到高排量、如低黏度到高黏度，幾種情況單獨或者一起發生），排量對砂堤高度的影響占比變化不大，而黏度的影響逐漸降低，砂比的影響占比卻逐漸增高。說明在動態攜砂中，隨著砂比和排量的增加，液體可能存在著除黏度以外的彈性攜砂機制[16]，因此后續將對液體的黏彈性進行表征。

圖5 不同情況下3種參數各自的影響比值

3.2 黏彈特性測試

以上展示了兩種滑溜水的靜態、動態攜砂情況，顯示液體的黏度與液體的攜砂性能無線性關系，因此需要測試滑溜水的黏彈模量，重點關注彈性對攜砂能力的貢獻。

利用流變儀，在室溫下以1 Hz的恒定頻率，對2類不同濃度（與上述表觀黏度測試相同）、但黏度對應相近的滑溜水分別進行應力掃描，均取線性黏彈區的平均值，即0.10 Pa；之后在選取的掃頻應力下，在10～0.01 Hz下對兩類滑溜水進行頻率掃描，從而得到滑溜水的頻率掃描曲線。圖6所示，在不同的滑溜水中，彈性模量G’和黏性模量G”之間有一個交點值，納米變黏滑溜水具有更低的交點值，顯示出更強的攜砂能力。

以圖6 (b)為例，CNI體系滑溜水中，在應力為0.10 Pa下黏性模量G”開始時大于彈性模量G′，說明此時溶液在該濃度下黏性大于彈性，當頻率大于交點值0.0741 Hz后黏性模量G′′小于彈性模量G′，說明此時溶液在該濃度下彈性占主導；與EM30S滑溜水相比，納米變黏滑溜水彈性模量G′較大，彈性區域范圍廣，并且大于其黏性模量G′′，說明彈性越好的液體，砂子沉降時間越長，攜砂性能好[11]。

圖6 兩種滑溜水黏彈模量對比

由表1可知，隨著黏彈模量交點的降低、彈性模量G’(1 Hz對應) 的增加，納米變黏滑溜水的沉降時間增加，直觀地反映了攜砂性能與它的彈性模量成正相關，同時砂堤平衡高度逐漸降低，表現出高彈性，是一種優良的彈性攜砂的滑溜水壓裂用減阻劑。

表1 兩種滑溜水的模量和沉降時間、平衡高度比較（1 Hz對應，20 L/min排量、40%砂比）

3.3 微觀結構

為了進一步確定納米變黏滑溜水改善攜砂性能的結構基礎，結合其分子結構，使用JEM 2100 LaB6透射電子顯微鏡對納米變黏滑溜水的結構進行表征。圖7 (a)、(b)分別示出低濃度下變黏滑溜水加與加納米乳液前后的TEM圖像。電鏡結果顯示，不加納米乳液的變黏滑溜水中減阻劑除了存在相互纏繞外的網狀聚合物[17]，還存在泡狀結構，這是由于聚合物分子量高容易產生無規線團，掃描電鏡時抽真空，受壓后呈現泡狀（如圖7 (a)）；加入納米乳液后，其與變黏滑溜水產生物理交聯締合作用，圖7 (b)就是聚合物締合后相互重疊的現象，黑色的點就是產生物理交聯締合的地方，形成多重復雜網絡狀和泡狀結構，更加穩定，達到增黏效果，同時黏彈性增強，相應的攜砂性能也會增強，與分子設計結構相符。

圖7 加與不加納米乳液的變黏滑溜水電鏡圖

3.4 滲吸性能評價

大量的研究[13–14]顯示，滲吸作用可以實現將頁巖納米孔隙中的原油置換出來，從而提高原油產量。因此，本研究基于文獻方法，選取2塊取自長慶井下2000 m深度處的巖心進行帶壓滲吸驅油實驗嘗試。巖心參數如表2，在地層溫度及壓力下老化飽和原油14 d后將其浸泡在裝有0.10%納米變黏滑溜水破膠液的中間容器中，保持中間容器內溫度為70 ℃，壓力為16 MPa。

表2 巖心物性參數

按一定時間間隔將巖心從壓力容器中取出，進行核磁共振T2掃描，兩塊巖心采收率結果類似（如圖8），與以往表面活性劑能夠有效動用大孔隙的現象[13–14]不同，將橫向弛豫時間T2與孔隙半徑按照表3進行轉換后發現，CNI體系納米變黏滑溜水破膠液具有針對微孔和介孔中原油動用程度高的特點，但其對宏孔中的原油動用程度較低;另外將核磁曲線面積與初始的比值轉化為原油采收率后（如圖9），發現CNI體系具有很好的滲吸效果，最終采收率可達36%，同時對不同孔隙類型的采收率進行統計，其大小分別為36.0，45.7和8.3%（如圖10），這表明不同孔隙類型中原油動用程度為：介孔>微孔>宏孔。

圖8 長慶巖心T2測試曲線

圖9 巖心采收率隨時間變化圖

圖10 不同孔隙類型采收率對比

表3 核磁掃描橫向弛豫時間與孔隙半徑轉換

結合以往研究調研[18–19]表明，壓裂液滲吸驅油效果受到潤濕性與界面張力的影響，初步認為該小孔滲吸驅油動力主要來源于含2種影響因素的毛細管力[20]；該現象可能是納米變黏滑溜水增產的一個重要機理，需要后續進行進一步研究。

4 結論

1.CNI納米變黏滑溜水體系可通過增加濃度，實現無級次變黏攜砂效果，且隨著砂比的增加，攜砂能力反而得到增強。

2.結合黏彈性模量與掃描電鏡微觀結構表征，揭示了納米變黏滑溜水具有納米締合、高彈性攜砂的特殊機制。

3.CNI納米變黏滑溜水體系破膠液還可通過滲吸置換作用動用頁巖納米孔隙中的原油，進一步提升壓裂后的增產效果，最終采收率可達36%。

4.與相近黏度的現場用EM30S滑溜水相比，長慶新使用的CNI體系納米變黏滑溜水具備低濃度、高攜砂特性，可在線混配；現場壓裂試驗結果表明，CNI納米變黏滑溜水體系壓裂施工攜砂性能優異，試油試采效果良好，值得進一步推廣，也為未來新型滑溜水體系的設計提供新的理念與思路。