一体化变黏滑溜水在江苏油田的应用

侯晓蕊，黄 越，马 巍，金智荣，袁玉峰

（中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏扬州 225000）

为加快江苏油田资源有效接替，实现页岩油压裂关键技术突破，满足现场大排量、大液量施工要求，一体化变黏滑溜水是实现非常规油藏大规模体积压裂的关键。一体化变黏滑溜水可实时变黏，在线混配，实现大排量、大液量连续施工，提高施工效率，可实现造缝、携砂、降摩阻等多种功能，且成本较低，远低于胍胶[1-2]。江苏油田首次在Y48-1X、YC1C 井开展了试验，滑溜水主体使用浓度0.20%～0.60%，存在使用浓度高、成本偏高问题，因此，针对降本和性能优化开展下列相关研究。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

减阻剂（BFC-1）、防膨剂（KD-17）、助排剂（KD-35）、膨润土、过硫酸铵，均为工业品，HZ 区块岩心。

搅拌器（IKA-6000）；扫描电子显微镜（JEOLJSM-35）；滚子炉（Fann 705ES Roller Oven）；自动张力仪（TX-500C）；电动六速黏度计（DV-Ⅱ型）；压裂液管路摩阻测试仪（HAMZ-IV 型）；高温高压岩心动态损害评价系统（JHMD-Ⅱ）；恒温水浴锅（HH-S1 型）；容量瓶（50 mL）。

1.2 实验方法

1.2.1 黏度测试 黏度是评价压裂液体系性能优劣的重要参数[3]。选配浓度为0.08%、0.10%、0.20%、0.30%和0.40%的变黏滑溜水溶液，于室温使用电动六速黏度计在100 r/min 转速下测试变黏滑溜水黏度稳定读值Φ100，本体黏度数值为3×Φ100。

1.2.2 防膨率测试 将等量膨润土和不同浓度的防膨剂分别加入到离心管中，将未加防膨剂的离心管作为空白对照，静置2 h 后，在高速离心机1 500 r/min 转速下离心15 min，计算离心管上升高度，得到防膨率。

1.2.3 岩心水化测试 将HZ 区块岩心加入不同浓度防膨剂（0、0.10%、0.20%）水化12、24 h，未经水化处理的岩心作为空白对照，将水化前后的岩心用扫描电子显微镜进行扫描，观察对比岩心水化前后膨胀效果。

1.2.4 表界面张力测试 将0.10%减阻剂浓度的滑溜水溶液加入0.10%助排剂，用自动张力仪测试表界面张力。

1.2.5 携砂性能评价 静态携砂实验：将不同减阻剂浓度的滑溜水（0.10%、0.20%、0.30%）、砂比为10%的40/70 目石英砂放入量筒中，观察在不同减阻剂浓度滑溜水下石英砂1 min 内沉降现象。

动态携砂实验：将不同减阻剂浓度的滑溜水（0.10%、0.20%、0.30%）、砂比为10%的40/70 目石英砂放入烧杯中，在同等转速下观察不同减阻剂浓度滑溜水的携砂性能。Fluent 流体力学软件模拟：模拟不同排量下（3、5、7、9 m3/min）滑溜水在井筒内携砂能力。

1.2.6 降阻性能评价 用压裂液管路摩阻测试仪分别对减阻剂浓度为0.10%、0.20%、0.30%变黏滑溜水溶液进行降阻率测试。选用2.5 m 长，内径为8 mm 的直管进行实验，测压点各距两端0.25 m，即间距为2 m。先测量不同排量下清水的流动压降（每个流速点都要待至压力稳定再进行记录），然后测量某一浓度变黏滑溜水在不同排量下的压降，清洗管路后变换其他浓度的变黏滑溜水重复实验。

1.2.7 破胶性能评价 将减阻剂浓度为0.10%、0.20%、0.30%的滑溜水分别加入50、100 mg/L 的过硫酸铵，在90 ℃水浴条件下破胶4 h，分别用电动六速黏度计测试破胶后黏度。

1.2.8 岩心伤害性能评价 用高温高压岩心动态损害评价系统先测定HZ 区块岩样初始渗透率，用不同浓度的滑溜水驱替10～15 PV 后停止驱替，保持围压和温度不变，使滑溜水充分与岩心反应2 h 后测定伤害后的渗透率，最后计算岩心渗透率伤害率。

2 结果与讨论

2.1 非交联体系配方优化

2.1.1 减阻剂浓度优化 根据现场压裂不同的工艺需求，对压裂液黏度要求也不同。低黏滑溜水可以增加地层渗滤，开启微裂缝、携砂和蓄能；中黏滑溜水可以提高砂比，提高加砂强度；高黏滑溜水可实现穿层，提高纵向扩展；交联后的滑溜水可以降低滤失，促进主缝延伸[4]。不同减阻剂浓度的滑溜水黏度结果见表1，由表1可知，随着减阻剂浓度的增加，滑溜水黏度增加。根据不同造缝阶段对压裂液黏度要求，优化确定减阻剂使用浓度0.08%～0.30%，黏度7～40 mPa·s 以增加裂缝复杂程度。

表1 不同减阻剂浓度的滑溜水黏度

2.1.2 防膨剂、助排剂浓度优化 在压裂过程中滑溜水大量进入储层后很容易导致黏土矿物膨胀、分散和运移，如果不采取黏土稳定措施将导致储层渗透率降低[5-6]。加入不同浓度防膨剂后的防膨率见表2，随着防膨剂浓度的增加，防膨率增加，0.20%的防膨剂防膨率可达76.3%。

表2 加入不同浓度防膨剂的防膨率

为进一步优化明确防膨剂用量，对HZ 区块实体岩心进行水化实验，从实验结果来看，HZ 区块Ⅳ层岩心以伊利石为主，在扫描电镜下呈表面光滑的边缘破碎片状单晶，经清水（防膨剂浓度0%）水化作用24 h 后有轻微膨胀现象、经压裂液Ⅰ（防膨剂浓度0.10%）、压裂液Ⅱ（防膨剂浓度0.20%）水化作用24 h 后膨胀现象不显著，证明岩心水敏性不强，可降低防膨剂使用浓度，因此，优化确定低黏滑溜水体系防膨剂用量为0.10%。

为提高滑溜水压裂后的返排效率，降低对储层的伤害，一般需要加入助排剂[7-8]。加入0.10%助排剂后滑溜水破胶液表面张力为23.45 mN/m，低于胍胶破胶液表面张力，为进一步降低压裂液成本，同时增加地层能量，提高地层压力系数，最终优化确定低黏滑溜水不加助排剂。

经优化后形成中高黏滑溜水配方为0.10%～0.30%减阻剂+0.20%防膨剂+0.10%助排剂和低黏滑溜水配方为0.08%～0.10%减阻剂+0.10%防膨剂。

2.2 非交联体系性能评价

2.2.1 携砂性能评价 将不同减阻剂浓度的滑溜水（0.10%、0.20%、0.30%）、砂比为10%的40/70 目石英砂放入量筒中，由1 min 内沉降结果可知，0.10%减阻剂浓度的滑溜水携砂能力比较弱，石英砂基本1 min 内全部沉降，石英砂在0.20%减阻剂浓度的滑溜水中大部分发生沉降，在0.30%减阻剂浓度的滑溜水中少部分发生沉降。

将不同减阻剂浓度的滑溜水（0.10%、0.20%、0.30%）、砂比为10%的40/70 目石英砂放入烧杯中，在300 r/min 转速下不同滑溜水的携砂效果不同。低浓度减阻剂的滑溜水在静态携砂效果较差，但是在一定转速下可实现携砂，表明压裂施工时在一定的施工排量下可实现携砂功能。

借用Fluent 流体力学软件模拟分析了滑溜水在井筒内携砂能力，不同排量下携砂效率和沉砂率见表3。由表3 可知，通过增加排量可以明显提高携砂能力，井底沉砂减少，当排量从3 m3/min 增加到9 m3/min，携砂效率提高15.5%，井底沉砂比例减小12.0‰，表明降低减阻剂浓度，提高排量可实现携砂同时可降低成本。

表3 不同排量下携砂效率和沉砂率

2.2.2 降阻性能评价 不同浓度减阻剂的滑溜水降阻率见表4。由表4 可知，随着减阻剂浓度的升高，降阻率由74%下降到62%。在井深5 000 m、排量18 m3/min下，0.30%减阻剂浓度的滑溜水浓度摩阻57 MPa，0.10%减阻剂浓度的滑溜水摩阻39 MPa，压力可下降18 MPa，综合考虑降摩阻和降成本，在保证携砂的情况下降低减阻剂浓度。

表4 不同浓度减阻剂的滑溜水降阻率

2.2.3 破胶性能评价 不同减阻剂浓度的滑溜水加入50 mg/L 和100 mg/L 过硫酸铵破胶剂在滚子炉90 ℃条件下破胶4 h 后测试破胶液黏度见表5，结果显示0.10%～0.30%减阻剂浓度的滑溜水破胶后黏度均小于5.00 mPa·s，满足破胶返排条件。

表5 不同减阻剂浓度的滑溜水破胶后黏度

2.2.4 岩心伤害性能评价 利用高温高压岩心动态损害评价系统测试了不同减阻剂浓度的滑溜水对岩心伤害前后的渗透率，计算出岩心伤害率（表6），从表6 结果可以看出，0.10%～0.30%减阻剂浓度的滑溜水压裂液破胶后对岩心伤害率均低于10.0%。随着减阻剂浓度的增加，对地层伤害率增加，在满足施工要求的前提下优选低浓度的减阻剂。

表6 不同减阻剂浓度的滑溜水对岩心伤害率

3 现场试验

根据室内减阻剂、防膨剂、助排剂浓度的优化得到了非交联体系中高黏滑溜水配方为0.10%～0.30%减阻剂+0.20%防膨剂+0.10%助排剂和低黏滑溜水配方为0.08%～0.10%减阻剂+0.10%防膨剂。此外对不同浓度的滑溜水进行携砂性能、降阻性能、破胶性能、岩心伤害性能的评价均能满足相应条件，进行了致密油及页岩油现场应用试验。

3.1 致密油试验

滑溜水体系首次在X 平台三口井开展了试验，X平台三口井位于E1f1段，油藏埋深大于2 800 m，平均孔隙度7.4%，平均渗透率0.34 mD，地层原油黏度20.14 mPa·s。设计采用一体化变黏滑溜水压裂液，以补充地层能量、提升加砂强度、促进裂缝复杂、增大改造体积、提升EUR 为目标，采用桥塞分段、复合暂堵转向工艺，支撑剂采用70/140 目陶粒+40/70 目陶粒/石英砂+30/50 目陶粒组合。

该平台三口井采用0.08%～0.10%浓度的低黏滑溜水来蓄能、提高裂缝复杂程度，0.10%～0.20%浓度的中高黏滑溜水加砂，排量为10～12 m3/min，目前三口井累计产油5 430 t。

3.2 页岩油试验

在HZ 区块前后共应用五口井（表7），减阻剂浓度由HY1HF、H2CHF 和HY3HF 井的0.10%～0.20%降低为HY5HF 和HY1-1HF 井的0.08%～0.10%，平均单井液体降本240 万元，加砂强度由2.77 t/m 升高到3.61 t/m，目前五口井合计日产油160 t，累计增油2.83×104t。

表7 HZ 区块五口井压裂参数

4 结论

（1）通过优化减阻剂、防膨剂、助排剂浓度，形成了非交联体系中高黏滑溜水配方为0.10%～0.30%减阻剂+0.20%防膨剂+0.10%助排剂和低黏滑溜水配方为0.08%～0.10%减阻剂+0.10%防膨剂。

（2）优化后的一体化变黏滑溜水在X 平台三口致密油井和HZ 区块五口页岩油井进行了现场应用试验，加砂强度较高，增产效果较好。