一體化變黏滑溜水在江蘇油田的應用

侯曉蕊，黃 越，馬 巍，金智榮，袁玉峰

（中國石化江蘇油田分公司石油工程技術研究院，江蘇揚州 225000）

為加快江蘇油田資源有效接替，實現頁巖油壓裂關鍵技術突破，滿足現場大排量、大液量施工要求，一體化變黏滑溜水是實現非常規油藏大規模體積壓裂的關鍵。一體化變黏滑溜水可實時變黏，在線混配，實現大排量、大液量連續施工，提高施工效率，可實現造縫、攜砂、降摩阻等多種功能，且成本較低，遠低于胍膠[1-2]。江蘇油田首次在Y48-1X、YC1C 井開展了試驗，滑溜水主體使用濃度0.20%～0.60%，存在使用濃度高、成本偏高問題，因此，針對降本和性能優化開展下列相關研究。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

減阻劑（BFC-1）、防膨劑（KD-17）、助排劑（KD-35）、膨潤土、過硫酸銨，均為工業品，HZ 區塊巖心。

攪拌器（IKA-6000）；掃描電子顯微鏡（JEOLJSM-35）；滾子爐（Fann 705ES Roller Oven）；自動張力儀（TX-500C）；電動六速黏度計（DV-Ⅱ型）；壓裂液管路摩阻測試儀（HAMZ-IV 型）；高溫高壓巖心動態損害評價系統（JHMD-Ⅱ）；恒溫水浴鍋（HH-S1 型）；容量瓶（50 mL）。

1.2 實驗方法

1.2.1 黏度測試 黏度是評價壓裂液體系性能優劣的重要參數[3]。選配濃度為0.08%、0.10%、0.20%、0.30%和0.40%的變黏滑溜水溶液，于室溫使用電動六速黏度計在100 r/min 轉速下測試變黏滑溜水黏度穩定讀值Φ100，本體黏度數值為3×Φ100。

1.2.2 防膨率測試 將等量膨潤土和不同濃度的防膨劑分別加入到離心管中，將未加防膨劑的離心管作為空白對照，靜置2 h 后，在高速離心機1 500 r/min 轉速下離心15 min，計算離心管上升高度，得到防膨率。

1.2.3 巖心水化測試 將HZ 區塊巖心加入不同濃度防膨劑（0、0.10%、0.20%）水化12、24 h，未經水化處理的巖心作為空白對照，將水化前后的巖心用掃描電子顯微鏡進行掃描，觀察對比巖心水化前后膨脹效果。

1.2.4 表界面張力測試 將0.10%減阻劑濃度的滑溜水溶液加入0.10%助排劑，用自動張力儀測試表界面張力。

1.2.5 攜砂性能評價 靜態攜砂實驗：將不同減阻劑濃度的滑溜水（0.10%、0.20%、0.30%）、砂比為10%的40/70 目石英砂放入量筒中，觀察在不同減阻劑濃度滑溜水下石英砂1 min 內沉降現象。

動態攜砂實驗：將不同減阻劑濃度的滑溜水（0.10%、0.20%、0.30%）、砂比為10%的40/70 目石英砂放入燒杯中，在同等轉速下觀察不同減阻劑濃度滑溜水的攜砂性能。Fluent 流體力學軟件模擬：模擬不同排量下（3、5、7、9 m3/min）滑溜水在井筒內攜砂能力。

1.2.6 降阻性能評價 用壓裂液管路摩阻測試儀分別對減阻劑濃度為0.10%、0.20%、0.30%變黏滑溜水溶液進行降阻率測試。選用2.5 m 長，內徑為8 mm 的直管進行實驗，測壓點各距兩端0.25 m，即間距為2 m。先測量不同排量下清水的流動壓降（每個流速點都要待至壓力穩定再進行記錄），然后測量某一濃度變黏滑溜水在不同排量下的壓降，清洗管路后變換其他濃度的變黏滑溜水重復實驗。

1.2.7 破膠性能評價 將減阻劑濃度為0.10%、0.20%、0.30%的滑溜水分別加入50、100 mg/L 的過硫酸銨，在90 ℃水浴條件下破膠4 h，分別用電動六速黏度計測試破膠后黏度。

1.2.8 巖心傷害性能評價 用高溫高壓巖心動態損害評價系統先測定HZ 區塊巖樣初始滲透率，用不同濃度的滑溜水驅替10～15 PV 后停止驅替，保持圍壓和溫度不變，使滑溜水充分與巖心反應2 h 后測定傷害后的滲透率，最后計算巖心滲透率傷害率。

2 結果與討論

2.1 非交聯體系配方優化

2.1.1 減阻劑濃度優化 根據現場壓裂不同的工藝需求，對壓裂液黏度要求也不同。低黏滑溜水可以增加地層滲濾，開啟微裂縫、攜砂和蓄能；中黏滑溜水可以提高砂比，提高加砂強度；高黏滑溜水可實現穿層，提高縱向擴展；交聯后的滑溜水可以降低濾失，促進主縫延伸[4]。不同減阻劑濃度的滑溜水黏度結果見表1，由表1可知，隨著減阻劑濃度的增加，滑溜水黏度增加。根據不同造縫階段對壓裂液黏度要求，優化確定減阻劑使用濃度0.08%～0.30%，黏度7～40 mPa·s 以增加裂縫復雜程度。

表1 不同減阻劑濃度的滑溜水黏度

2.1.2 防膨劑、助排劑濃度優化 在壓裂過程中滑溜水大量進入儲層后很容易導致黏土礦物膨脹、分散和運移，如果不采取黏土穩定措施將導致儲層滲透率降低[5-6]。加入不同濃度防膨劑后的防膨率見表2，隨著防膨劑濃度的增加，防膨率增加，0.20%的防膨劑防膨率可達76.3%。

表2 加入不同濃度防膨劑的防膨率

為進一步優化明確防膨劑用量，對HZ 區塊實體巖心進行水化實驗，從實驗結果來看，HZ 區塊Ⅳ層巖心以伊利石為主，在掃描電鏡下呈表面光滑的邊緣破碎片狀單晶，經清水（防膨劑濃度0%）水化作用24 h 后有輕微膨脹現象、經壓裂液Ⅰ（防膨劑濃度0.10%）、壓裂液Ⅱ（防膨劑濃度0.20%）水化作用24 h 后膨脹現象不顯著，證明巖心水敏性不強，可降低防膨劑使用濃度，因此，優化確定低黏滑溜水體系防膨劑用量為0.10%。

為提高滑溜水壓裂后的返排效率，降低對儲層的傷害，一般需要加入助排劑[7-8]。加入0.10%助排劑后滑溜水破膠液表面張力為23.45 mN/m，低于胍膠破膠液表面張力，為進一步降低壓裂液成本，同時增加地層能量，提高地層壓力系數，最終優化確定低黏滑溜水不加助排劑。

經優化后形成中高黏滑溜水配方為0.10%～0.30%減阻劑+0.20%防膨劑+0.10%助排劑和低黏滑溜水配方為0.08%～0.10%減阻劑+0.10%防膨劑。

2.2 非交聯體系性能評價

2.2.1 攜砂性能評價 將不同減阻劑濃度的滑溜水（0.10%、0.20%、0.30%）、砂比為10%的40/70 目石英砂放入量筒中，由1 min 內沉降結果可知，0.10%減阻劑濃度的滑溜水攜砂能力比較弱，石英砂基本1 min 內全部沉降，石英砂在0.20%減阻劑濃度的滑溜水中大部分發生沉降，在0.30%減阻劑濃度的滑溜水中少部分發生沉降。

將不同減阻劑濃度的滑溜水（0.10%、0.20%、0.30%）、砂比為10%的40/70 目石英砂放入燒杯中，在300 r/min 轉速下不同滑溜水的攜砂效果不同。低濃度減阻劑的滑溜水在靜態攜砂效果較差，但是在一定轉速下可實現攜砂，表明壓裂施工時在一定的施工排量下可實現攜砂功能。

借用Fluent 流體力學軟件模擬分析了滑溜水在井筒內攜砂能力，不同排量下攜砂效率和沉砂率見表3。由表3 可知，通過增加排量可以明顯提高攜砂能力，井底沉砂減少，當排量從3 m3/min 增加到9 m3/min，攜砂效率提高15.5%，井底沉砂比例減小12.0‰，表明降低減阻劑濃度，提高排量可實現攜砂同時可降低成本。

表3 不同排量下攜砂效率和沉砂率

2.2.2 降阻性能評價 不同濃度減阻劑的滑溜水降阻率見表4。由表4 可知，隨著減阻劑濃度的升高，降阻率由74%下降到62%。在井深5 000 m、排量18 m3/min下，0.30%減阻劑濃度的滑溜水濃度摩阻57 MPa，0.10%減阻劑濃度的滑溜水摩阻39 MPa，壓力可下降18 MPa，綜合考慮降摩阻和降成本，在保證攜砂的情況下降低減阻劑濃度。

表4 不同濃度減阻劑的滑溜水降阻率

2.2.3 破膠性能評價 不同減阻劑濃度的滑溜水加入50 mg/L 和100 mg/L 過硫酸銨破膠劑在滾子爐90 ℃條件下破膠4 h 后測試破膠液黏度見表5，結果顯示0.10%～0.30%減阻劑濃度的滑溜水破膠后黏度均小于5.00 mPa·s，滿足破膠返排條件。

表5 不同減阻劑濃度的滑溜水破膠后黏度

2.2.4 巖心傷害性能評價 利用高溫高壓巖心動態損害評價系統測試了不同減阻劑濃度的滑溜水對巖心傷害前后的滲透率，計算出巖心傷害率（表6），從表6 結果可以看出，0.10%～0.30%減阻劑濃度的滑溜水壓裂液破膠后對巖心傷害率均低于10.0%。隨著減阻劑濃度的增加，對地層傷害率增加，在滿足施工要求的前提下優選低濃度的減阻劑。

表6 不同減阻劑濃度的滑溜水對巖心傷害率

3 現場試驗

根據室內減阻劑、防膨劑、助排劑濃度的優化得到了非交聯體系中高黏滑溜水配方為0.10%～0.30%減阻劑+0.20%防膨劑+0.10%助排劑和低黏滑溜水配方為0.08%～0.10%減阻劑+0.10%防膨劑。此外對不同濃度的滑溜水進行攜砂性能、降阻性能、破膠性能、巖心傷害性能的評價均能滿足相應條件，進行了致密油及頁巖油現場應用試驗。

3.1 致密油試驗

滑溜水體系首次在X 平臺三口井開展了試驗，X平臺三口井位于E1f1段，油藏埋深大于2 800 m，平均孔隙度7.4%，平均滲透率0.34 mD，地層原油黏度20.14 mPa·s。設計采用一體化變黏滑溜水壓裂液，以補充地層能量、提升加砂強度、促進裂縫復雜、增大改造體積、提升EUR 為目標，采用橋塞分段、復合暫堵轉向工藝，支撐劑采用70/140 目陶粒+40/70 目陶粒/石英砂+30/50 目陶粒組合。

該平臺三口井采用0.08%～0.10%濃度的低黏滑溜水來蓄能、提高裂縫復雜程度，0.10%～0.20%濃度的中高黏滑溜水加砂，排量為10～12 m3/min，目前三口井累計產油5 430 t。

3.2 頁巖油試驗

在HZ 區塊前后共應用五口井（表7），減阻劑濃度由HY1HF、H2CHF 和HY3HF 井的0.10%～0.20%降低為HY5HF 和HY1-1HF 井的0.08%～0.10%，平均單井液體降本240 萬元，加砂強度由2.77 t/m 升高到3.61 t/m，目前五口井合計日產油160 t，累計增油2.83×104t。

表7 HZ 區塊五口井壓裂參數

4 結論

（1）通過優化減阻劑、防膨劑、助排劑濃度，形成了非交聯體系中高黏滑溜水配方為0.10%～0.30%減阻劑+0.20%防膨劑+0.10%助排劑和低黏滑溜水配方為0.08%～0.10%減阻劑+0.10%防膨劑。

（2）優化后的一體化變黏滑溜水在X 平臺三口致密油井和HZ 區塊五口頁巖油井進行了現場應用試驗，加砂強度較高，增產效果較好。