長(zhǎng)慶油田底水油藏壓裂液體系的研究與應(yīng)用

謝 璇 ，黃依理 ，張 潔 ，陳 剛

（1.西安石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院，陜西西安 710065；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田化工集團(tuán)有限公司，陜西西安 710021）

壓裂技術(shù)作為提高油氣井產(chǎn)量的儲(chǔ)層改造措施，在油田增產(chǎn)作業(yè)中應(yīng)用廣泛。邊底水油藏以及油田高含水后期，壓裂施工往往造成原有的裂縫成為無效注入水或邊底水的循環(huán)通道，出現(xiàn)越層水竄或者油井快速水淹現(xiàn)象[1]。如果僅在中低滲透部位進(jìn)行常規(guī)的壓裂挖潛，大量注入水或邊底水會(huì)沿高滲透帶上竄（類似底水錐進(jìn)）或突進(jìn)，使壓裂后含水上升速度加快、有效期短、效果不明顯，且隨著壓裂后產(chǎn)液量的激增含水上升，也大大的增加開采費(fèi)用[2,3]。而目前現(xiàn)場(chǎng)所使用的壓裂液以羥丙基瓜爾膠或者聚丙烯酰胺等為稠化劑，除了常規(guī)的造縫、攜砂等作用外，對(duì)于預(yù)防水竄、控制水油比效果不明顯，從而大大降低了壓裂增產(chǎn)的效果，因此在壓裂過程中如何有效控水是目前急需解決的難題。

針對(duì)這一情況，研制一種可改變儲(chǔ)層的相滲特性或者部分堵水功能，達(dá)到控制水油比的新型復(fù)合材料，通過預(yù)前置液、前置液或攜砂液中全程加入的施工液體配方和工藝，在完成壓裂施工的同時(shí)，大幅度降低水相滲透率，對(duì)油相滲透率影響小，具有選擇性保護(hù)相滲的特性，以達(dá)到控制水油比的功能，提高邊底水油藏的改造開發(fā)效果，這對(duì)于油氣井的高效開采具有重要的實(shí)踐意義[4,5]。

1 底水油藏壓裂液體系的研究

通過稠化劑來達(dá)到控水增油目的主要有三個(gè)途徑：一是提高水相粘度，延長(zhǎng)見水周期；二是改變巖石表面潤(rùn)濕性，增加水相滲流阻力；三是選擇性封堵。與壓裂施工相結(jié)合，通過改變巖石表面潤(rùn)濕性來達(dá)到控水增油的改造效果是比較安全也是可行的。

根據(jù)分子復(fù)合與協(xié)同效應(yīng)基本原理和設(shè)計(jì)原則，確定以具有良好增稠、熱穩(wěn)定性和流變性能的羥丙基瓜爾膠為主劑，復(fù)合具有增粘和選擇性堵水功能的功能高分子，以及可改變孔隙表面潤(rùn)濕性的納米級(jí)潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑為助劑，形成底水油藏壓裂液。使之體系具有地面粘度低、操作簡(jiǎn)單、配伍性好的特點(diǎn)；功能性助劑耐鹽耐沖刷，進(jìn)入地層后可吸附在巖石表面，形成刷狀結(jié)構(gòu)的聚合物，大幅度降低水相滲透率，對(duì)油相滲透率影響很小，具有選擇性保護(hù)相滲的特性；體系熱穩(wěn)定性和鹽穩(wěn)定性良好，并隨含水飽和度增加，水相滲透率大幅降低，油相滲透率改變較小的性能，以達(dá)到油氣井的高效開采。

1.1 復(fù)合稠化劑研究

基于控水增油主要原理，根據(jù)分子設(shè)計(jì)方法，初步優(yōu)選了復(fù)合稠化劑基本組分：羥丙基瓜膠、具有酰胺基的三元共聚物、含硅納米溶膠，完成了復(fù)合稠化劑各組分的室內(nèi)合成，分別評(píng)價(jià)了稠化劑各組分對(duì)油相、水相滲透率的影響。

1.1.1 復(fù)合稠化劑設(shè)計(jì) 羥丙基瓜爾基具有良好的抗鹽抗溫性能和優(yōu)良的交聯(lián)、流變性能而被國(guó)內(nèi)外大量地應(yīng)用于壓裂施工中，因此復(fù)合稠化劑的主劑選用羥丙基瓜爾膠，通過其成熟的交聯(lián)和破膠技術(shù)來完成壓裂液的全部功能。

具有增粘和選擇性堵水功能的功能高分子分別在聚丙烯酰胺類、聚丙烯酸鈉、聚丙烯酸酯類、聚乙烯基胺、聚乙烯醇、聚乙烯吡咯烷酮、聚乙烯嗎啉等聚合物中進(jìn)行了篩選。丙烯酰胺基的聚合物水溶性好，可以增加水相粘度，耐鹽性好，且丙烯酰胺易多元聚合，聚合物中能引入多種功能基團(tuán)。通過引入陽離子基團(tuán)，與巖石表面的帶負(fù)電荷通過靜電作用使聚合物能牢固地吸附于巖石表面，大大增強(qiáng)聚合物耐沖刷能力，延長(zhǎng)聚合物的作用周期；引入親水憎油基團(tuán)，可使聚合物分子鏈在水相中充分舒展提高水相粘度，油相中卷曲，易具有選擇性堵水的功能，因此具有增粘和選擇性堵水功能的功能高分子選用具有陽離子基團(tuán)和憎水親油基團(tuán)的丙烯酰胺類三元共聚物。

當(dāng)材料顆粒達(dá)到納米級(jí)后，具有龐大的比表面，鏈態(tài)嚴(yán)重失配，出現(xiàn)許多活性中心；表面臺(tái)階和粗糙度增加，表面出現(xiàn)非化學(xué)平衡、非整數(shù)配位的化學(xué)價(jià)，導(dǎo)致納米體系的化學(xué)性質(zhì)和化學(xué)平衡體系發(fā)生很大變化，從而使納米微粒的化學(xué)活性大為增強(qiáng)而極不穩(wěn)定，很容易與其他物質(zhì)結(jié)合。含硅的納米溶膠是在一定溫度下縮聚而成，具有帶正電的親油性材料，有強(qiáng)吸附作用，經(jīng)實(shí)驗(yàn)，易牢固吸附于巖石裂縫表面，有極強(qiáng)的憎水親油能力，憎水率一般在99%以上，因此潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑選用含硅納米溶膠。

1.1.2 復(fù)合稠化劑各組份性能初步試驗(yàn) 根據(jù)分子設(shè)計(jì)方法，設(shè)計(jì)并室內(nèi)合成了具有酰胺基的三元共聚物、含硅納米溶膠，驗(yàn)證了所設(shè)計(jì)的合成工藝是合理的，在調(diào)整羥丙基瓜爾膠和酰胺基的三元共聚物的配比下，0.4%的復(fù)合稠化劑溶液，80℃下其粘度最高時(shí)可達(dá)到52 mPa·s，交聯(lián)后能完全滿足壓裂施工要求。酰胺基的三元共聚物、含硅納米溶膠與羥丙基瓜爾膠按10：15：75比例混合后，初步評(píng)價(jià)了其性能。

1.1.2.1 稠化能力和配伍性 配制不同濃度的水溶液，室溫下2 h后觀察溶液無沉淀、無泡沫、外觀透明，表明三種材料配伍性良好。稠化能力（見表1），由表可知該稠化劑的稠化能力強(qiáng)。

表1 稠化劑水化評(píng)價(jià)（30℃，170 s-1）

1.1.2.2 堵水性能 取直徑25.4 mm、長(zhǎng)70 mm的人造巖心（填砂管），用10%NaCl溶液測(cè)初始滲透率，在出口端（堵水試驗(yàn)）注入0.2 PV稠化劑/交聯(lián)劑體系后，在80℃放置48 h等候成膠，用10%NaCl沖洗，測(cè)定封堵后滲透率，結(jié)果（見表2）。結(jié)果表明，注入0.2 PV稠化劑/交聯(lián)劑體系后見水周期明顯延長(zhǎng)，相對(duì)滲透率下降顯著。

表2 稠化劑/交聯(lián)劑成膠后封堵性能

1.1.2.3 攜砂性能 壓裂液的攜砂能力與懸浮性密切相關(guān)。在100 g壓裂液中加重晶石粉20 g混合均勻后靜置24 h，然后觀察對(duì)比沉淀物的比例，作定性試驗(yàn)。結(jié)果（見表3和表4）。結(jié)果表明，較高濃度稠化劑的壓裂液懸浮性能好，較寬的溫度范圍內(nèi)（40～80℃），懸浮性能都較好。

表3 稠化劑濃度對(duì)壓裂液懸浮性的影響

1.1.2.4 破膠性能 在30℃下壓裂液中加入0.2%過硫酸銨，以100 r/min剪切120 min，再靜置2 h，然后測(cè)其粘度。實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見表5、表6），破膠后殘余液粘度均小于5 mPa·s，表明破膠性能良好。

表4 溫度對(duì)壓裂液懸浮性能影響

表5 不同濃度稠化劑的壓裂液破膠后的粘度

表6 不同濃度交聯(lián)劑交聯(lián)的壓裂液破膠后的粘度

1.2 功能助劑對(duì)相滲的影響

1.2.1 潤(rùn)濕性反轉(zhuǎn)劑對(duì)油水相對(duì)滲透率的影響 篩選出經(jīng)過處理的長(zhǎng)慶油田某區(qū)塊標(biāo)準(zhǔn)巖心，每塊巖心切為兩段，以保證平行實(shí)驗(yàn)的可靠性、可比性，分別進(jìn)行水驅(qū)和潤(rùn)濕性反轉(zhuǎn)劑體系驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，結(jié)果研究發(fā)現(xiàn)：

（1）長(zhǎng)慶油田油水相對(duì)滲透率曲線以近似直線型相滲曲線為主，隨著含水飽和度的增加，其油相相對(duì)滲透率下降很快，而水相相對(duì)滲透率上升緩慢。束縛水和殘余油飽和度較高，束縛水飽和度一般為30%~35%，殘余油飽和度一般在40%左右，兩高的特點(diǎn)造成了油、水兩相共滲區(qū)范圍較窄，可動(dòng)油飽和度低，只有30%左右。

（2）油水相滲曲線表明，殘余油飽和度在40%附近，而且等滲點(diǎn)水飽和度在55%左右，大于50%，因此油層潤(rùn)濕性表現(xiàn)為弱親水特性。

采用潤(rùn)濕性反轉(zhuǎn)劑處理后，相對(duì)滲透率曲線發(fā)生了明顯的變化，具體表現(xiàn)在：

（1）可動(dòng)油飽和度明顯增加，殘余油飽和度降到了30%左右，擴(kuò)大了油、水兩相共滲區(qū)范圍，采出程度得到一定程度的提高。

（2）油、水等滲點(diǎn)發(fā)生右移，說明潤(rùn)濕性反轉(zhuǎn)劑處理后，油層巖石表面物理化學(xué)性質(zhì)發(fā)生了變化，巖石表面親水性進(jìn)一步增強(qiáng)。

1.2.2 相滲改善劑對(duì)油水相滲透的影響 配制了四種不同濃度相滲改善劑溶液，采用人造巖心，模擬地層溫度，研究聚合物對(duì)親水巖心的相滲曲線與毛管壓力的影響，對(duì)相滲改善劑進(jìn)行了優(yōu)選，并評(píng)價(jià)了其性能。實(shí)驗(yàn)條件：低滲，60℃；高滲，80℃，主要考察以下三方面的影響。

1.2.2.1 聚合物吸附 在牛頓流態(tài)中，聚合物前緣應(yīng)由粘度測(cè)量確定。1 PV時(shí)前緣滯后為97 μg/g。殘余油飽和度（ROS）下鹽水滲透率的降低可估算聚合物吸附層的厚度。為了估算聚合物層的厚度h，使用傳統(tǒng)的一組毛細(xì)管作為多孔介質(zhì)模型。假設(shè)聚合物層是非滲透的，可以得到：

方程中，滲透率降低Rk為聚合物吸附前后，ROS時(shí)水的有效滲透率之比。在實(shí)驗(yàn)中，h=0.49 μm，結(jié)果（見表7）。

表7 親水巖心中，聚合物注入前后的端點(diǎn)數(shù)據(jù)

1.2.2.2 毛細(xì)管壓力 在兩次吸入周期測(cè)定了毛細(xì)管壓力，發(fā)現(xiàn)聚合物吸附后，殘余水飽和度顯著增加，由Swi1=0.327增加到Swi2=0.492。這種變化可以認(rèn)為是聚合物吸附層所致，聚合物層儲(chǔ)集了額外的鹽水（這實(shí)際上起了一小部分作用）并封閉較小孔隙以利于原油流動(dòng)。兩次吸入周期結(jié)束時(shí)，ROS幾乎未變（見表7中Sor1和Sor3）。由于巖心中聚合物吸附層的產(chǎn)生，在整個(gè)飽和度范圍內(nèi)，毛細(xì)管壓力顯著增加。

由于鹽水-油和聚合物溶液-油的界面張力幾乎相同，這一特性只能解釋為一方面潤(rùn)濕性提高，另一方面有效孔徑減小。如果再用一組毛細(xì)管作為多孔介質(zhì)的簡(jiǎn)易模型，就能更好地理解這一點(diǎn)。在這一模型中，毛細(xì)管壓力直接與IFT成正比，與毛細(xì)管半徑成反比，根據(jù)：

保持界面張力不變，可明顯看出毛細(xì)管壓力的增大只能由θ減小（如提高潤(rùn)濕性）和聚合物吸附后半徑減小而產(chǎn)生，而在實(shí)驗(yàn)中前者的影響較小。

1.2.2.3 相對(duì)滲透率 相對(duì)滲透率（見圖1）。無量綱系數(shù)kr為相應(yīng)有效滲透率與首次殘余水飽和度時(shí)油的有效滲透率之比。在端點(diǎn)處，聚合物吸附前后油的相對(duì)滲透率比值等于1.6（Sor1時(shí)的ko和Swi2時(shí)的ko），而水的相對(duì)滲透率比值等于22.1（Sor1時(shí)的kw和Sor3時(shí)的kw），這表明巖心中吸附的聚合物有很強(qiáng)的選擇效應(yīng)。

圖1 親水介質(zhì)中注入聚合物后油水相滲的變化

由孔隙中流體分布改變所致的相對(duì)滲透率滯后在連續(xù)的吸入周期中經(jīng)常可以觀察到。為了闡明聚合物吸附前后相對(duì)滲透率變化不只是滯后效應(yīng)引起的，在巖心中不加任何聚合物，進(jìn)行了三輪注油和注鹽水實(shí)驗(yàn)。表8的結(jié)果顯示滯后效應(yīng)影響微弱，證實(shí)了以前觀察到的現(xiàn)象基本上是由巖心中的聚合物引起的。

表8 親水巖心滯后效應(yīng)

由實(shí)驗(yàn)可以得出以下結(jié)論：

（1）聚合物吸附后，殘余水飽和度增加，這部分是由于巖心中存在聚合物水化水，但主要是由于較小的孔隙被封閉，利于油的流動(dòng)。

（2）聚合物吸附使毛細(xì)管壓力在整個(gè)飽和度范圍內(nèi)明顯增加，對(duì)于親水介質(zhì)，由于聚合物對(duì)油、水之間的界面張力影響不大。這一效應(yīng)主要是聚合物層使孔徑變小以及潤(rùn)濕性微弱提高所致。

（3）相對(duì)滲透率曲線的變化顯示了聚合物的選擇作用，使水的相對(duì)滲透率比油的相對(duì)滲透率下降得更多，這種影響在親水介質(zhì)中很強(qiáng)。

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用設(shè)計(jì)

2.1 底水油藏壓裂液體系適用的地層條件

通過對(duì)目前國(guó)內(nèi)外控水增油施工效果調(diào)研分析，油水界面較清晰的地層，可通過控制施工排量、施工規(guī)模、定向射孔等工藝措施控制裂縫形態(tài)來解決，而油水同層的地層，其工藝措施有很大的局限性，因此針對(duì)長(zhǎng)慶油田地層特點(diǎn)，確定以長(zhǎng)2地層為主要適用對(duì)象。

2.2 底水油藏壓裂液的現(xiàn)場(chǎng)施工工藝

為了控制壓裂施工成本，確定針對(duì)底水油藏，壓裂液主要由兩部分組成：

（1）添加具有控水增油效果的復(fù)合稠化劑壓裂液，作為預(yù)前置液和前置液，在完成造縫和冷卻地層的同時(shí)，最先濾失進(jìn)地層并達(dá)到較大的波及面積，改善地層表面的潤(rùn)濕性和滲流通道環(huán)境，以降低水相滲透率，提高油相的相對(duì)滲透率。

（2）常規(guī)的羥丙基瓜爾膠壓裂液，以完成加砂的目的。

2.3 配方設(shè)計(jì)

根據(jù)前期試驗(yàn)并結(jié)合油田實(shí)際情況，提供了幾種現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)的初步配方。

2.3.1 相滲改善劑配方 （1）配方Ⅰ：0.1%XSJ-1+0.01%CaCl2+0.02%NMS-1；（2）配方Ⅱ：0.2%XSJ-2+0.02%NMS-1；（3）配方Ⅲ：0.06%~0.1%XSJ-1+0.01%~0.015%JL-11或0.2%JL-12+CaCl20.01%+0.02%NMS-1；（4）配方Ⅳ：0.2%XSJ-3+0.2%JL-12+0.02%NMS-1（適用于溫度較高的油藏）。

2.3.2 潤(rùn)濕性改善劑配方 根據(jù)文獻(xiàn)及室內(nèi)試驗(yàn)，為了滿足既有利于壓裂液返排，又有利于提高驅(qū)油效率，一般認(rèn)為巖石表面潤(rùn)濕性最好控制在弱親水~弱親油之間，因此需要控制好潤(rùn)濕性改善劑的濃度。針對(duì)砂巖油藏采用0.1%~0.15%的十六烷基三甲基溴化銨（CTAB）作為潤(rùn)濕劑，可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況及以往現(xiàn)場(chǎng)潤(rùn)濕性改善試驗(yàn)酌情增減。

3 現(xiàn)場(chǎng)使用方法

3.1 相滲改善劑使用方法

為了降低現(xiàn)場(chǎng)施工風(fēng)險(xiǎn)，可以先試用配方Ⅰ、Ⅱ，優(yōu)先使用配方Ⅰ。上述配方可作為預(yù)前置液或前置液使用；或者根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)需要與環(huán)保型壓裂液體系及羥丙基胍膠壓裂液體系復(fù)配使用。

（1）CJ2-3稠化劑（0.3%）+配方Ⅰ+其它助劑（比例不變）；

（2）CJ2-3稠化劑（0.35%）+配方Ⅱ +其它助劑（比例不變）；

（3）羥丙基胍膠（0.3%）+配方Ⅰ +其它助劑（比例不變）；

（4）羥丙基胍膠（0.35%）+配方Ⅱ +其它助劑（比例不變）。

3.2 潤(rùn)濕性改善劑使用方法

在壓裂前，配制含有一定濃度潤(rùn)濕性改善劑的預(yù)前置液泵入地層，使之與地層充分接觸，改變巖石的潤(rùn)濕性，然后再進(jìn)行正式壓裂，使水基壓裂液在巖石上不形成濾餅，有利于返排。同時(shí)該潤(rùn)濕劑具有一劑多效的作用，除了具有改變潤(rùn)濕性作用外，還具有殺菌、防膨作用。

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