張 穎，周東魁，余維初，張鳳娟，董景鋒，王牧群，張 磊

（1.長江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，湖北荊州 434000；2.中國石油新疆油田公司工程技術(shù)研究院，新疆克拉瑪依 834000；3.中國地質(zhì)大學(xué)（武漢）資源學(xué)院，湖北武漢 430000）

隨著中國探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量中致密油藏所占比例大幅增加，尤其是十億噸級(jí)的瑪湖砂礫巖油藏的發(fā)現(xiàn)，標(biāo)志著越來越多的致密油田將投入開發(fā)［1-2］。瑪湖1 井區(qū)百口泉組整體為向東南傾的單斜構(gòu)造，儲(chǔ)層孔隙度為5.1%～14.7%，滲透率0.027×10-3～82.4×10-3μm2，屬于典型的低孔低滲致密油儲(chǔ)層，無自然產(chǎn)能，均需要壓裂建產(chǎn)。針對(duì)致密油藏的高效開發(fā)，大規(guī)模水力壓裂是非常有效的開發(fā)技術(shù)之一。壓裂液是壓裂施工的血液，其性能決定了壓裂的成敗，目前現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用最廣泛的是滑溜水壓裂液。水基壓裂液進(jìn)入地層后，易造成黏土礦物的水化膨脹和顆粒運(yùn)移，而對(duì)儲(chǔ)層造成無法修復(fù)的傷害，導(dǎo)致產(chǎn)能下降［3］。此外，壓裂液的殘?jiān)窟^高或壓裂液體系與地層流體不配伍會(huì)使壓裂液殘?jiān)蚬滔鄿粼诹芽p中，導(dǎo)致支撐劑孔道堵塞，降低導(dǎo)流能力［4］。傳統(tǒng)的壓裂理念及行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)中對(duì)壓裂液的防膨性能有要求，需要添加黏土穩(wěn)定劑實(shí)現(xiàn)，增加了壓裂成本和環(huán)境壓力。研究表明，黏土礦物主要包括高嶺石族、伊利石族、蒙脫石族等礦物，不同礦物的水化膨脹性不同。儲(chǔ)層中蒙脫石的含量決定了儲(chǔ)層的水化膨脹程度［5-8］。

瑪湖1井區(qū)百口泉組大規(guī)模水力壓裂面臨的難題主要為：（1）所用壓裂液減阻效果差、殘?jiān)扛摺⑷芙馑俣嚷?、?duì)儲(chǔ)層傷害大；（2）淡水資源匱乏，壓裂耗水量巨大，油田污水處理困難；（3）縫間剩余油分布，采收率有待提高。針對(duì)上述難題，本文以研發(fā)新型低傷害減阻劑為突破口，構(gòu)筑了高效減阻、速溶的低傷害滑溜水壓裂液，研究了目標(biāo)區(qū)塊水源和儲(chǔ)層巖石的黏土礦物含量對(duì)黏土在滑溜水中水化膨脹性能的影響，考察了滑溜水對(duì)瑪湖1 井區(qū)百口泉組天然巖心的傷害。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

羥甲基苯乙烯、醋酸乙烯酯、丙烯酰胺、焦磷酸鈉、氯化亞錫（Ⅱ）二水合物，分析純，上海麥克林生化科技有限公司；聚乙烯基芐基三甲基氯化銨，自制；氯化鈉、硫酸銨、三水合亞甲基藍(lán)、過硫酸銨、亞硫酸氫鈉，分析純，國藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司；多功能添加劑JHFD，聚醚類表面活性劑和雙子季銨鹽類黏土穩(wěn)定劑按質(zhì)量比1∶2復(fù)配，自制；現(xiàn)場(chǎng)滑溜水壓裂液，主要成分為減阻劑XJ-A（油包水聚丙烯酰胺類減阻劑）和助排劑XJ-B（氟碳類表面活性劑），取自新疆油田；1#～6#黏土的來源如表1所示；瑪湖1 井區(qū)天然巖心，層位T1b2，井段3294.6～3302.0 m；去離子水；地層水、返排水、凈化水-1、凈化水-2，均來自瑪湖1 井區(qū)，水質(zhì)分析數(shù)據(jù)如表2 所示；2%、5%KCl溶液。

表1 黏土樣品信息

表2 瑪湖1井區(qū)不同水樣的離子含量

JHFR-2 高溫高壓頁巖氣井滑溜水減阻率測(cè)試儀、JHMD-II高溫高壓巖心動(dòng)態(tài)損害評(píng)價(jià)系統(tǒng)，荊州現(xiàn)代石油科技發(fā)展有限公司；TX-500C 旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，美國科諾工業(yè)有限公司；微量滴定管，比克曼生物科技有限公司；HH-2S 恒溫水浴鍋，常州恩培儀器制造有限公司；LDZ4-1.8 低速平衡離心機(jī)，北京雷勃爾醫(yī)療器械有限公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）減阻劑的制備

采用分散聚合法制備水包水的減阻劑JHFR。將適量（占反應(yīng)物總質(zhì)量的50%～80%）的去離子水加入500 mL三口燒瓶中，分別稱取適量的水溶性單體羥甲基苯乙烯、醋酸乙烯酯、丙烯酰胺（3 者質(zhì)量比為1∶1∶2）、分散劑聚乙烯基芐基三甲基氯化銨、質(zhì)量比為1∶2的無機(jī)鹽氯化鈉和硫酸銨加入三口燒瓶后攪拌升溫，并不間斷地通入氮?dú)?，待溫度升?5 ℃后加入0.005%～0.01%過硫酸銨/亞硫酸氫鈉（質(zhì)量比為1∶1）復(fù)合引發(fā)劑，反應(yīng)10 h 后得到乳白色液體狀的減阻劑JHFR。

（2）減阻劑性能評(píng)價(jià)

參照國家能源行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)NB/T 14003.2—2016《頁巖氣壓裂液第2 部分：降阻劑性能指標(biāo)及測(cè)試方法》，評(píng)價(jià)JHFR 的溶解時(shí)間、減阻性能和對(duì)巖心的傷害性。

（3）滑溜水性能評(píng)價(jià)

參照國家能源行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)NB/T 14003.1—2015《頁巖氣壓裂液第1 部分：滑溜水性能指標(biāo)及評(píng)價(jià)方法》，評(píng)價(jià)滑溜水壓裂液的性能。

（4）蒙脫石含量的測(cè)定

將黏土樣品烘干后加入焦磷酸鈉使黏土晶層分散，加入過量的三水合亞甲基藍(lán)溶液使土樣充分吸附染料，靜置取出上層液體，再用高速離心機(jī)將上層清液與顆粒分離，以排除沙粒等顆粒物質(zhì)對(duì)檢測(cè)結(jié)果的干擾。用氯化亞錫對(duì)上層清液進(jìn)行反滴定，即可計(jì)算出土樣中蒙脫石的含量。

（5）黏土膨脹體積的測(cè)定

參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5971—2016《油氣田壓裂酸化及注水用黏土穩(wěn)定劑性能評(píng)價(jià)方法》，測(cè)定不同黏土樣品在去離子水、地層水、返排水、凈化水、2%KCl 溶液、5%KCl 溶液和用不同水質(zhì)配制的滑溜水中的膨脹體積。

（6）滑溜水對(duì)巖心滲透率損害率的測(cè)定

參照國家能源行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)NB/T 10030—2016《鉆井液完井液對(duì)煤層氣儲(chǔ)層損害室內(nèi)評(píng)價(jià)方法》中的孔隙壓力振蕩法，評(píng)價(jià)滑溜水對(duì)瑪湖1 井區(qū)天然巖心基質(zhì)滲透率的影響。主要步驟為：測(cè)定巖樣初始滲透率；用滑溜水驅(qū)替10～15 PV后停止驅(qū)替；保持圍壓和溫度不變，使滑溜水充分與巖石礦物反應(yīng)2 h；測(cè)定傷害后的滲透率；計(jì)算巖心滲透率損害率。

2 結(jié)果與討論

2.1 減阻劑性能

2.1.1 溶解時(shí)間

按0.1%的加量將減阻劑與自來水混合。JHFR約15 s即完全溶解，溶液澄清透明；而現(xiàn)場(chǎng)所用減阻劑（XJ-A）需要1 h 才能完全溶解，溶液為白色渾濁狀。說明JHFR 具有速溶的特點(diǎn)，更適用于大規(guī)模水力壓裂的連續(xù)混配作業(yè)，有利于提高作業(yè)效率，降低施工成本。

2.1.2 減阻性能

由圖1可見，在不同條件下JHFR的減阻率規(guī)律表現(xiàn)為：（1）隨著濃度的增加，減阻率先增加后降低，在加量約為0.1%時(shí)的減阻率達(dá)到最大；（2）同一加量下，隨著排量的增加，減阻率呈上升趨勢(shì)。前者是由于JHFR 為線性高分子聚合物，其水化體積有限，在一定濃度下聚合物分子可以完全伸展，但當(dāng)濃度超過這一極限時(shí)，聚合物分子會(huì)相互纏結(jié)，形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)而阻礙了液體的流動(dòng)，造成減阻率下降［9］。后者是由于液體在密閉管路中的摩阻隨流速增加而增大。在較高流速下，液體流動(dòng)的層狀結(jié)構(gòu)被破壞形成湍流狀態(tài)，大量的能量被消耗于渦流及其他隨機(jī)運(yùn)動(dòng)中，因此，流體壓力損失也就迅速增加［10］。在排量越大的條件下，JHFR 表現(xiàn)出的減阻效果越好，即減阻率越高。減阻劑主要通過減弱流體的湍流程度來起到減阻作用。在固定管徑下，排量越大，則流體的湍流程度越大，JHFR改變湍流程度的效果就越明顯，其減阻效果越好；反之如果排量小則流體湍流程度不明顯，甚至是處于層流的情況下，JHFR的減阻效果不明顯。

圖1 減阻劑JHFR在不同排量和加量下的減阻率

2.2 滑溜水壓裂體系性能

多功能添加劑JHFD在0.2%的加量下即可滿足相關(guān)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的要求。因此，構(gòu)筑的JHFR 滑溜水體系的配方為：0.1%JHFR+0.2%JHFD。兩種滑溜水壓裂液的性能如表3 所示。由表3 可見，與清水（去離子水）相比，JHFR 滑溜水壓裂液和現(xiàn)場(chǎng)滑溜水壓裂液均能大幅降低油水界面張力，同時(shí)具有良好的減阻效果；在溶解時(shí)間、降低表面張力以及防膨率方面，JHFR 滑溜水壓裂液的性能優(yōu)于現(xiàn)場(chǎng)滑溜水壓裂液。另外，在室溫和儲(chǔ)層溫度下，現(xiàn)場(chǎng)滑溜水壓裂液與瑪湖1井區(qū)的地層水和返排水會(huì)產(chǎn)生少量懸浮的小顆粒不溶物，JHFR 滑溜水壓裂液具有更好的配伍性。

表3 兩種壓裂液性能評(píng)價(jià)結(jié)果

2.3 滑溜水對(duì)瑪湖致密油藏儲(chǔ)層的傷害

在大規(guī)模水力壓裂過程中，大量的外來液體進(jìn)入儲(chǔ)層后會(huì)造成黏土吸水膨脹、顆粒分散運(yùn)移，壓裂液殘?jiān)蚺c地層不配伍生成的不溶物等造成孔喉道堵塞，導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率下降，對(duì)儲(chǔ)層造成無法修復(fù)的傷害［11-14］。研究分析了目標(biāo)區(qū)塊的壓裂水源、儲(chǔ)層巖石的黏土礦物含量、巖粉的水化膨脹特性，并通過巖心滲透率恢復(fù)值評(píng)價(jià)了JHFR 滑溜水對(duì)瑪湖致密油藏儲(chǔ)層的傷害情況。

2.3.1 配液水質(zhì)和蒙脫石含量

瑪湖1 井區(qū)4 種壓裂配液水的礦化度均較低，其中返排水的礦化度最低，僅為800 mg/L，地層水的礦化度最高，約為11.9 g/L。

蒙脫石含量可以表征黏土礦物的水化膨脹程度。實(shí)驗(yàn)測(cè)得1#～6#黏土樣品的蒙脫石含量分別為48.83%、27.64%、7.37%、8.75%、2.53%、2.75%。兩種膨潤土的蒙脫石含量遠(yuǎn)高于天然巖粉；4 種天然巖粉中的蒙脫石含量均小于9%，3#和4#天然巖粉的蒙脫石含量明顯高于5#和6#，即上烏爾禾組P3W砂礫巖的水敏性強(qiáng)于百口泉組T1b砂礫巖。

2.3.2 黏土膨脹情況

黏土樣品在不同水質(zhì)中的膨脹體積如表4 所示，黏土樣品在不同水質(zhì)配制的JHFR 滑溜水壓裂液中的膨脹體積如表5所示。由表4可見，6種黏土樣品在不同水質(zhì)中的膨脹體積與其蒙脫石含量呈正相關(guān)；兩種膨潤土在去離子水中的膨脹體積分別為8.5 mL和4.4 mL，遠(yuǎn)高于天然巖粉；4種天然巖粉的膨脹體積均小于1 mL，水化膨脹程度很低。2 種膨潤土的膨脹體積與水樣的礦化度之間呈負(fù)相關(guān)，即水樣的礦化度越高，則膨潤土的膨脹體積越小，但4種天然巖粉的膨脹體積與水樣礦化度之間無明顯關(guān)系。這是由于在礦化度較高的水樣中，一價(jià)、二價(jià)陽離子含量較高，陽離子與膨潤土表面的陽離子交換多，穩(wěn)定了黏土晶體結(jié)構(gòu)，因而其防膨效果越顯著。

表4 黏土在不同水質(zhì)中的膨脹體積

由表5可見，用去離子水和油田水樣配制的JHFR 滑溜水的黏土膨脹體積都很小。兩種膨潤土在去離子水配制的滑溜水中的膨脹體積分別為2.6 mL和2.2 mL，在其他水樣配制的滑溜水中，膨潤土的膨脹體積與配制滑溜水的礦化度之間仍然呈負(fù)相關(guān)。

表5 黏土在不同水質(zhì)配制的滑溜水中的膨脹體積

在滑溜水體系中，通常會(huì)加入一定量的黏土穩(wěn)定劑來降低儲(chǔ)層中黏土水化膨脹的程度。黏土穩(wěn)定劑的加量則根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)結(jié)果確定。對(duì)于黏土礦物含量不同的儲(chǔ)層，其使用黏土穩(wěn)定劑的加量有所不同；對(duì)于礦化度不同的壓裂水源，其使用黏土穩(wěn)定劑的加量亦有所不同。儲(chǔ)層黏土的膨脹程度除了與自身礦物含量有關(guān)之外，水質(zhì)的礦化度也影響?zhàn)ね恋呐蛎洺潭取?duì)同一種黏土而言，水質(zhì)的礦化度越高，則黏土的膨脹越不明顯。因此，在不易膨脹的目標(biāo)儲(chǔ)層中，應(yīng)使用具有一定礦化度的現(xiàn)場(chǎng)水源，即使不添加黏土穩(wěn)定劑也能達(dá)到技術(shù)要求。滑溜水體系中黏土穩(wěn)定劑的加量應(yīng)根據(jù)目標(biāo)區(qū)塊的儲(chǔ)層特性來確定。

2.3.3 對(duì)儲(chǔ)層的傷害評(píng)價(jià)

由表6 可見，JHFR 滑溜水壓裂液對(duì)瑪湖1 井區(qū)天然巖心的滲透率損害率為17.80%和18.34%，低于石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6376—2008《壓裂液通用技術(shù)條件》中對(duì)水基壓裂液（30%）的要求。JHFR滑溜水壓裂液對(duì)瑪湖1 井區(qū)儲(chǔ)層的傷害率較低，適用于該井區(qū)的水力壓裂施工。

表6 滑溜水對(duì)天然巖心的滲透率損害率

3 結(jié)論

JHFR 滑溜水體系性能優(yōu)良，滿足瑪湖致密油藏的壓裂施工。該體系對(duì)儲(chǔ)層滲透率的傷害小，減阻率可達(dá)到75%以上，能有效降低表面張力和油水界面張力，防膨性能優(yōu)良。減阻劑JHFR 在較短時(shí)間（15 s）內(nèi)完全溶解，可實(shí)現(xiàn)油田現(xiàn)場(chǎng)的免配直混工藝。

與鈉膨潤土相比，瑪湖1 井區(qū)百口泉組和上烏爾禾組的砂礫巖巖粉的蒙脫石含量（＜10%）低，水化膨脹性弱，砂礫巖巖粉的膨脹體積（＜1 mL）小。水化膨脹程度與蒙脫石含量之間呈正相關(guān)，與水樣的礦化度之間呈負(fù)相關(guān)。

黏土穩(wěn)定劑應(yīng)結(jié)合目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層的巖樣分析進(jìn)行應(yīng)用。目標(biāo)區(qū)塊的壓裂水源有一定的礦化度，具有良好的防膨效果，且目標(biāo)區(qū)塊的儲(chǔ)層巖石水化膨脹性弱。綜合性能、成本和環(huán)境考慮，建議瑪湖1井區(qū)百口泉組水力壓裂時(shí)少加或不添加黏土穩(wěn)定劑。