新疆油田瑪湖砂巖儲層自懸浮支撐劑現場試驗

任洪達，董景鋒，高靚，劉凱新，張敬春，尹淑麗

（1.中國石油新疆油田公司工程技術研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.新疆頁巖油勘探開發重點實驗室，新疆 克拉瑪依 834000；3.中國石油新疆油田油氣儲運公司，新疆 克拉瑪依 834000）

水力壓裂是非常規油氣資源開發的主要技術手段，通過地面動力設備將壓裂液與支撐劑協同注入目標儲層，支撐水力裂縫增大導流能力實現增產[1?2]，支撐劑在裂縫中的支撐狀態直接影響油氣井壓后產能[3?6]。為明確體積壓裂改造后支撐劑鋪置狀態，北美在二疊盆地狼營組（Wolfcamp）致密鈣質粉砂巖、泥灰巖儲層開展壓后取心檢測實驗，結果表明，大排量滑溜水體積改造后水力裂縫支撐半縫長小于32 m（105 ft），裂縫有效支撐高度小于10 m（30 ft），實際支撐效果遠低于設計預期[7]。近幾年國內多個油田也對水力裂縫支撐狀態進行了現場取心實驗研究，結果與美國HFTS 項目結論類似，如何增大裂縫支撐體積是提升儲層改造效果的關鍵。針對體積壓裂后鋪砂效果未達預期問題，北美最早研發自懸浮支撐劑技術，將常規石英砂改性后可降低其在清水或滑溜水中沉降速率實現自懸浮，從而增大裂縫支撐體積，提升儲層改造效果，該技術已在北美地區現場應用多井次，平均累產油量、累產氣量較對比井增加15 %～43 %[8?9]。國內在2014 年開始自懸浮支撐劑研究工作，目前已在吐哈油田、西南油氣田、江蘇油田、大慶油田等有所應用，整體效果較好，平均累產油量、累產氣量較對比井增加10 %～344 %[10?12]，驗證了該技術在國內油氣田的工藝可行性及增產效果。與常規石英砂相比，自懸浮支撐劑生產工藝復雜、成本高，從而抑制了該技術的大規模推廣應用。

對自懸浮支撐劑的制備過程、基本性能及現場試驗情況進行了詳細概述，明確了自懸浮支撐劑的基本性能及現場試驗效果，為后期新疆油田油氣資源開發工藝技術的選擇提供了參考。

1 自懸浮支撐劑制備

自懸浮支撐劑的制備需石英砂、酚醛樹脂、聚丙烯酰胺類高分子聚合物3 種物質，制備過程分為3 個步驟（圖1）。第一步，將常規石英砂支撐劑與酚醛樹脂充分混合，加熱至260 ℃反應3～5 min；第二步，將步驟一得到的混合物降溫至130 ℃加入聚丙烯酰胺類高分子聚合物并充分攪拌均勻；第三步，將步驟二得到的混合物冷卻至室溫即可獲得自懸浮支撐劑。

圖1 自懸浮支撐劑制備工藝流程Fig.1 Process flow of self-suspending proppant preparation

2 性能指標評價

2.1 基本性能

參照石油天然氣行業標準《水力壓裂和礫石充填作業用支撐劑性能測試方法：SY/T 5108—2014》中相應規定方法，分別對20/40 目、40/70 目常規石英砂、自懸浮支撐劑的篩析、破碎率、體積密度、視密度、圓度、球度、酸溶解度、濁度指標進行測試。由于自懸浮支撐劑表面包裹水溶性材料，篩析、破碎率、圓度、球度、體積密度評價所用支撐劑為未經處理的原始支撐劑，視密度、酸溶解度、濁度評價所用支撐劑為破膠去除表面水溶性材料后的支撐劑。實驗結果如表1所示。

表1 石英砂及自懸浮支撐劑技術指標測試結果Table 1 Technical index test results of quartz sand and self-suspending proppant

通過基本性能指標測試，20/40 目、40/70 目自懸浮支撐劑的篩析、圓度、球度、破碎率、酸溶解度、濁度均滿足行業指標要求，且與常規石英砂支撐劑基本性能指標相當。

2.2 全懸浮時間

自懸浮支撐劑表面包裹的聚丙烯酰胺類高分子聚合物遇水后體積膨脹且能夠使溶液黏度增加，支撐劑顆粒在自來水中全部懸浮需要一定時間（全懸浮時間），分別在室溫、60 ℃下配制不同砂比的自懸浮支撐劑與自來水混合溶液，測試其全懸浮時間，實驗結果如圖2所示。

圖2 不同溫度、砂比下自懸浮支撐劑全懸浮時間Fig.2 Total suspension time of self-suspending proppant atdifferent temperature and sand ratios

實驗結果表明，當自懸浮支撐劑砂比為20%時，室溫下全懸浮時間為36 s，60 ℃下全懸浮時間為34 s；當自懸浮支撐劑砂比為40%時，室溫下全懸浮時間為16 s，60 ℃下全懸浮時間為12 s；同等條件下，隨著砂比的升高，全懸浮時間降低，隨著溫度的升高全懸浮時間也降低。砂比、溫度越高，全懸浮時間越短。分析認為，隨著砂比、溫度的升高，聚丙烯酰胺類高分子聚合物質量濃度越大且完全水化溶解時間越短，混合液黏度越大，導致懸浮時間越短。

2.3 穩定懸浮時間

自懸浮支撐劑全部懸浮至發生沉降時間即為穩定懸浮時間。用自來水配制不同砂比的自懸浮支撐劑混合液，分別在室溫、60 ℃、90 ℃條件下測試自懸浮支撐劑穩定懸浮時間。實驗結果如圖3所示。

圖3 不同溫度、砂比下自懸浮支撐劑穩定懸浮時間Fig.3 Suspension stability time of self-suspending proppant at different temperature and sand ratios

實驗結果表明，當自懸浮支撐劑砂比為20%時，90 ℃條件下穩定懸浮時間為2.9 h，60 ℃穩定懸浮時間為3.2 h；當自懸浮支撐劑砂比為40 %時，90 ℃條件下穩定懸浮時間為7.9 h，60 ℃穩定懸浮時間為10.2 h。同等條件下，隨著砂比的升高，穩定懸浮時間增大，隨著溫度的升高穩定懸浮時間減小。砂比越高，穩定懸浮時間越長；溫度越高，穩定懸浮時間越短。分析認為，隨著砂比的升高，聚丙烯酰胺類高分子聚合物質量濃度高，混合液黏度越大，導致穩定懸浮時間越長。溫度越高，混合液黏度越小，導致穩定懸浮時間越短。

2.4 抗鹽性能

分別用自來水（礦化度1 000 mg/L）、0.5%KCl溶液、1%KCl溶液配制不同砂比自懸浮支撐劑混合液，測試不同砂比和配液水礦化度下自懸浮支撐劑混合液黏度，評價其抗鹽性能。實驗結果如圖4所示。

圖4 不同砂比、配液水礦化度下混合液黏度Fig.4 Viscosity of mixture under different sand ratios and salinity of dosing water

實驗結果表明，當自懸浮支撐劑砂比為20%時，用自來水（1 000 mg/L）配制的自懸浮支撐劑混合液黏度為59.8 mPa·s，用1%KCl 溶液配制的混合液黏度為15.2 mPa·s；當自懸浮支撐劑砂比為40%時，用自來水（1 000 mg/L）配制的自懸浮支撐劑混合液黏度為85.1 mPa·s，用1 %KCl 溶液配制的混合液黏度為30.9 mPa·s。隨著配液水礦化度的升高，混合黏度降低。分析認為，配液水中陽離子會中和自懸浮支撐劑表面包裹的聚丙烯酰胺類聚合物分子表面的羧酸基負電荷，導致聚合物分子鏈卷曲，使得自懸浮支撐劑混合液黏度降低[13?18]。

2.5 破膠性能

在不同砂比的自懸浮支撐劑混合液中加入一定量破膠劑（過硫酸鈉），分別在60、90 ℃水浴鍋中持續加熱，測試混合液黏度。實驗結果如表2所示。

表2 不同砂比、時間下混合液加入破膠劑后黏度情況Table 2 Viscosity of mixture after adding glue breaker at different sand ratios and times

實驗結果表明，不同砂比在60、90 ℃持續加熱下，加入0.2%～0.15%過硫酸鈉破膠劑10 h 后混合液黏度小于5 mPa·s，均能夠完全破膠，滿足現場施工需求。

3 現場應用

3.1 儲層特點及施工參數

自懸浮支撐劑試驗區塊位于準噶爾盆地瑪湖凹陷西斜坡區中部，儲層主要巖性為灰色、灰白色中砂巖、細砂巖，少量砂礫巖，平均孔隙度13.95 %，平均滲透率6.09×10?3μm2，含油飽和度52.8 %～61.1 %，油層平均厚度2.0～9.9 m（表3）。2 口試驗井累計入井自懸浮支撐劑2 251 m3，施工排量10 m3/min，實現清水連續攜砂，最高砂質量濃度480 kg/m3，施工壓力平穩（圖5）。

表3 自懸浮支撐劑試驗井及對比井技術參數對比Table 3 Comparison of technical parameters between test wells using self-suspending proppants and control wells

圖5 試驗井第15級壓裂施工曲線Fig.5 Fracturing operation curve of the 15th stage of test well

3.2 試驗效果

試驗1 號井開井生產141 d，千米水平段累產油量為2 154.8 t，對比1 號井開井生產108 d，千米水平段累產油量863.4 t；試驗2 號井開井生產117 d，千米水平段累產油量為991.2 t，對比2號井開井生產143 d，千米水平段累產油量208.3 t。試驗1 號井千米水平段累產油量較對比1 號井千米水平段產油量增加97.4%；試驗2 號井千米水平段累產油量較對比2 號井千米水平段產油增加614.8%（圖6）。

圖6 自懸浮支撐劑試驗井及對比井生產情況對比Fig.6 Comparison of production of self-suspending proppant test well and comparison well

4 結論

1）自懸浮支撐劑基本技術指標滿足標準要求，高溫下懸浮效果好、破膠徹底，現場施工過程中實現清水連續攜砂，整體施工壓力平穩，驗證了自懸浮支撐劑清水壓裂技術在新疆油田的可行性。

2）試驗1 號井千米水平段累產油量較對比1 號井同期增產97.4%；試驗2號井千米水平段累產油量較對比2號井同期增產614.8%。

3）自懸浮支撐劑與常規石英砂相比，生產工藝復雜、成本高，從而抑制該技術的大規模推廣應用。