懸浮液基高效減阻攜砂壓裂液的研發與應用*

麥爾耶姆古麗·安外爾，蒲 迪，翟懷建，劉 寬，鄔國棟，余 波，金 誠，3

（1.中國石油新疆油田分公司工程技術研究院，新疆克拉瑪依 834000；2.四川光亞聚合物化工有限公司四川南充 637500；3.西南石油大學新能源與材料學院，四川成都 610500；4.中國石油新疆油田分公司百口泉采油廠，新疆克拉瑪依 834011）

0 前言

隨著各油田低成本戰略逐步實施，以液態類稠化劑為基礎形成的免混配壓裂液體系被廣泛應用。目前液態類稠化劑主要有聚合類乳液稠化劑、懸浮液稠化劑［1-7］。聚合乳液稠化劑主要采用反相乳液聚合法合成，稠化劑的相對分子質量可達千萬以上，在清水中具有較好的增黏性能，但抗鹽性能較差，不適應高礦化度配液［8-10］。懸浮液稠化劑主要以白油、柴油或醇基類溶劑為分散介質，加入乳化劑、穩定劑等添加劑形成穩定的懸浮液基液，再加入胍膠、聚丙烯酰胺類或疏水締合聚合物類粉末稠化劑配制而成［11-14］，但目前市面上所用懸浮液稠化劑產品的穩定時間較短（一般小于1 個月），影響現場使用。胍膠類懸浮液稠化劑受胍膠稠化劑本身降阻效果的影響，現場降阻效果相比聚丙烯酰胺類以及締合聚合物類懸浮液稠化劑的差，市面上這兩種類型的懸浮液稠化劑應用較為廣泛。

懸浮液稠化劑的穩定性以及本體黏度是懸浮液稠化劑的重要性能，穩定性與乳化體系、稠化劑的粒徑和比例存在較大關系［11-12］。目前關于乳化劑、分散介質對懸浮液稠化劑穩定性以及本體黏度影響研究較多，關于穩定劑、粉末稠化劑粒徑以及含量對上述性能的影響研究較少。本文以抗鹽締合聚合物KFPY為基礎，以白油為分散介質、自制的聚丙烯酸酯類表面活性劑為乳化劑，通過優選合適的穩定劑、優化粉末稠化劑粒徑以及比例，研發了一種締合型懸浮液稠化劑，對該稠化劑所形成的滑溜水體系的減阻性能、動態攜砂性能等進行測試，并報道了該劑在新疆瑪湖區塊的現場應用情況。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

抗鹽締合聚合物KFPY，以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、陽離子雙尾鏈疏水單體MJ-D12（分子式如圖1 所示）為單體聚合而得，其中AMPS 用量為0.5%，MJ-D12用量為0.03%，相對分子質量為537×104，水解度為23%，四川光亞聚合物化工有限公司；聚丙烯酸酯類乳化劑G14、全氟烷基烯丙基嵌段聚醚類助排劑ZP-6，四川光亞聚合物化工有限公司；10#白油，茂名市向陽富森石化有限公司；有機改性膨潤土、鈉基膨潤土，新疆夏子街膨潤土有限公司；納米二氧化硅TSP-L30，江蘇天行新材料有限公司；聚丙烯酰胺類乳液稠化劑ZC-1（AM/AA/AMPS三元共聚物，AMPS用量為8%），相對分子質量為1364×104，水解度為20%，有效含量為35%，四川光亞聚合物化工有限公司；聚丙烯酰胺類懸浮液稠化劑HX-1（AM/AA/AMPS三元共聚物，AMPS用量為10%），相對分子質量為2128×104，水解度為25%，有效含量45%，四川光亞聚合物化工有限公司；中密度陶粒，粒度0.38～0.212 mm（40～70 目），新疆油田工程技術研究院；聚醚類破乳劑DY202，新疆紫光技術有限公司；精制煤油；氯化鈉、氯化鉀、氯化鈣、氯化鎂，分析純，成都科龍試劑廠。配液用水為瑪18 井水，礦化度為16 522.4 mg/L，主要離子質量濃度（單位mg/L）：Na+4329.22、K+2097.92、Ca2+397.16、Mg2+106.4、Cl-9591.68。人造巖心，直徑為2.5 cm、長為5 cm，氣測滲透率約1×10-3μm2，北京嘉德宜邦石油科技有限公司。

圖1 陽離子雙尾鏈疏水單體的分子式

LB20ES 型waring 攪拌器，北京萬斛科技有限公司；ZNN-D6B 型電動六速旋轉黏度計，青島恒泰達機電設備有限公司；多功能巖心驅替裝置，南通市飛宇石油科技開發有限公司；品氏黏度計，管徑0.6 mm，上海良品玻璃儀器廠。HAMZ-IV 摩阻測試裝置［15］，自制；可視化動態攜砂物模裝置（俯視圖如圖2 所示），該平臺可用于研究壓裂液在主縫、一級和二級分支縫中動態攜砂能力及鋪置情況。具體地，主縫平板尺寸縫長×縫寬×縫高=700×6×300 mm，分支縫平板尺寸縫長×縫寬×縫高=700×4×300 mm。主縫由1#、2#和3#平板組成；一級分支縫包括與主縫形成負角度裂縫4#平板（可調角度0～45°）、與主縫垂直7#平板（不同粗糙度縫面）及平板水平垂直于主縫的10#平板（板面與水平方向平行）；二級分支縫包括與主縫形成正向45°角5#平板（角度不可調）+與主縫平行6#平板、垂直于主縫8#平板+平行于主縫9#平板。

圖2 可視化動態攜砂實物裝置裂縫平板分布（俯視圖）

1.2 實驗方法

（1）締合型懸浮液稠化劑制備

稱取242.5 g 白油置于1 L 的燒杯中，調節攪拌器轉速為1000 r/min，加入7.5 g 的乳化劑G14 后攪拌10 min；再加入25 g的有機改性膨潤土后攪拌20 min，再加入225 g 的抗鹽締合聚合物KFPY 后繼續攪拌30 min，形成締合型懸浮液稠化劑GAF-TE。

（2）懸浮液穩定性及本體黏度評價

在溫度25 ℃、剪切速率170 s-1下測定締合型懸浮液稠化劑GAF-TE 的黏度；然后把懸浮液分別裝入5 個透明取樣瓶中，并放入25 ℃的恒溫烘箱中，分別測試懸浮液靜置7、30、60、90 d后的表觀黏度，并觀察懸浮液的析油情況。

（3）滑溜水配制

量取500 mL的配液水倒入1000 mL的燒杯中，調節攪拌器轉速為500 r/min；按照滑溜水以及中黏滑溜水配制濃度，將稠化劑在5 s 內加入配液水中，然后加入0.1%～0.2%助排劑、0.1%～0.15%破乳劑等添加劑，攪拌3 min，形成均勻溶液。本文所述配制壓裂液用稠化劑（GAF-TE、ZC-1、HX-1）均為液態，均按商品濃度100%計。

（4）滑溜水性能評價

按照NB/T 14003.3—2017《頁巖氣壓裂液第3部分：連續混配壓裂液性能指標及評價方法》中相關測試方法測試滑溜水的相關性能。

（5）動態攜砂性能測試

本文動態攜砂實驗，裂縫路徑包括主縫1#、2#、3#和一級分支縫5#、二級分支縫6#。具體步驟為：按照配方配制150 L 滑溜水，打開可視化平板主縫入口及出口、打開二級分支縫6#出口，關閉其他分支縫出口，讓滑溜水流經主縫、一級分支縫5#、二級分支縫6#；配液罐中加入15 L 的中密度陶粒，攪拌均勻；設置循環排量為50 L/min，攝像頭記錄支撐劑在主縫、一級、二級分支縫中沉降形態；采用數據處理系統繪制砂堤形態，計算主縫、一級、二級縫中沉降支撐劑體積。

2 結果與討論

2.1 懸浮液稠化劑的配方優選

2.1.1 穩定劑優選

采用3 種不同穩定劑配制的配方為88%白油+3%乳化劑G14+9%穩定劑的懸浮基液的析油率見表1。從表1 可知，有機改性膨潤土、納米二氧化硅配制的懸浮液基液的析油率低于鈉基膨潤土配制的。分析認為有機改性膨潤土和納米二氧化硅的親油性增強，提高了與乳液的親和力，從而抑制了乳化白油的析出［16-17］；而納基膨潤土的親水性強，與乳化白油間會產生排斥作用，導致懸浮基液出現分層，析油率更高。

表1 懸浮基液靜置不同時間的析油率

以有機改性膨潤土和納米二氧化硅TSP-L30為穩定劑配制稠化劑含量為45%的懸浮液稠化劑（配方為45%稠化劑KFPY+2%乳化劑G14+穩定劑+白油），不同穩定劑加量下懸浮液稠化劑的本體黏度見表2。從表2 可知，隨著穩定劑加量的增大，懸浮液稠化劑的本體黏度增大；相同穩定劑加量下，有機改性膨潤土配制懸浮液稠化劑的本體黏度比納米二氧化硅TSP-L30 配制的低，具有更好的流動性。納米二氧化硅的粒徑比有機改性膨潤土的更小，比表面積更大，在乳化白油中與稠化劑顆粒之間形成更強的吸附作用，形成的懸浮稠化劑結構黏度更高，這會影響稠化劑的流動性，現場使用過程中影響稠化劑的泵注性［18］。同時考慮到懸浮液稠化劑的穩定性，選用有機改性膨潤土作為懸浮液稠化劑的穩定劑。

表2 不同穩定劑加量下懸浮液稠化劑本體黏度

2.1.2 懸浮液稠化劑配方確定

以有機改性膨潤土為穩定劑，通過正交實驗（表3）考察穩定劑加量、稠化劑加量、稠化劑粒徑對懸浮液稠化劑穩定性（靜置90 d 析油率）和本體黏度的影響，結果見表4。乳化劑G14加量為1.5%。

表3 正交實驗方案

表4 懸浮液稠化劑穩定性及本體黏度

從表4可知，穩定劑加量越大，懸浮液稠化劑的析油率越低，穩定性越好，但本體黏度越高；固體稠化劑加量越大，懸浮液稠化劑析油率增大，穩定性越差，稠化劑本體黏度液越高，不利于泵送；減小粉末稠化劑粒徑，有利于提高懸浮液穩定性。結合現場實際使用情況，在確保正常泵注的前提下，盡量提高粉末稠化劑有效含量，最終懸浮液稠化劑配方組成為5#方案：5%有機改性膨潤土+45%抗鹽締合聚合物KFPY（粒徑0.096 mm）+1.5%乳化劑G14+48.5%白油。

2.2 懸浮液稠化劑的性能評價

2.2.1 溶解性

在瑪18 井水中加入一定量的懸浮液稠化劑GAF-TE，攪拌不同時間后溶液黏度測試（25 ℃、170 s-1）結果見表5。攪拌30 s 時，溶液黏度達到完全溶解黏度的90%以上，說明稠化劑GAF-TE具有較好的溶解性，現場可采用轉子泵將其直接泵入混砂筒中，滿足免混配液工藝需求，簡化現場配液工藝。

表5 不同攪拌時間下稠化劑溶液黏度

2.2.2 增黏性

分別在瑪18 井水中加入一定量的GAF-TE、ZC-1、HX-1稠化劑，攪拌3 min后的溶液黏度如圖3所示。懸浮液稠化劑GAF-TE 在瑪18 井水中具有較好的增黏能力，而ZC-1、HX-1稠化劑增黏性能明顯弱于GAF-TE，在高濃度條件下，溶液黏度低30%～50%，抗鹽性能較差。

圖3 不同濃度稠化劑溶液的黏度

締合型懸浮液稠化劑GAF-TE的主要成分為抗鹽型疏水締合聚合物，在分子主鏈上引入了疏水基團以及抗鹽單體。在水溶液中，由于疏水基團的疏水作用以及靜電、氫鍵或者范德華力的作用產生具有一定強度的物理締合，從而形成三維空間網絡結構。隨著濃度的增大，分子鏈間的疏水締合作用增強，表現出更好的增黏性能［19］。在鹽水中，由于分子鏈上引入大分子剛性抗鹽單體，占據較大的空間，阻礙分子鏈發生卷曲；另一方面，鹽水溶劑的極性增強，疏水基團進一步增強分子間締合作用，大分子線團的物理交聯點增多，宏觀上表現出增黏性能［20-21］。ZC-1 以及HX-1 均為聚丙烯酰胺類稠化劑，主要通過分子鏈之間的纏結作用來增黏，在鹽水中，聚合物分子電荷被屏蔽，分子鏈發生卷曲，黏度大幅下降，表現出較差的增黏性能。

2.2.3 減阻性能

采用瑪18 井水配制低黏度（2～4 mPa·s）的質量分數為0.1%的GAF-TE、0.3% ZC-1、0.2% HX-1的滑溜水的降阻性能如圖4所示。在瑪18井水中，GAF-TE與HX-1比ZC-1的溶解時間更短，且GAF-TE的降阻性能最好。在低濃度條件下，聚丙烯酰胺類稠化劑ZC-1、HX-1 在剪切作用下自身解纏結，且沿著流線分布即分子鏈沿流動方向取向，從而抑制了湍流渦的產生，降低了脈動強度，減少了能量損失，最終表現為湍流減阻效應。除湍流降阻機理外，因為GAF-TE 分子鏈上引入的締合單體在分子鏈內部存在締合作用，使其具有一定的彈性。在高速剪切作用下，這些彈性結構與湍流旋渦相互作用，通過彈性微觀結構吸收部分湍流渦流能量，當對流到低應力區（如管壁層流區）時，再將儲存的能量以彈性波釋放出來，顯著減小湍流能量耗散，達到一定的降阻作用［22-24］。因此，在鹽水中，疏水締合型懸浮稠化劑GAF-TE的降阻性能好于聚丙烯酰胺類稠化劑。

圖4 滑溜水的降阻性能

2.2.4 動態攜砂性能

由3種稠化劑配制黏度為2～4 mPa·s左右的滑溜水攜帶支撐劑進入可視化動態攜砂裝置，形成的砂堤形態以及裂縫中沉降的支撐劑體積如圖5、表6所示。從圖5可以看出，3種滑溜水均能攜帶支撐劑進入一級、二級分支縫；GAF-TE配制滑溜水攜帶支撐劑沉降后形成的砂堤呈現出左低、右高的形態，且砂堤平均高度低于另外兩種稠化劑配制滑溜水所形成的砂堤。從表6可知，GAF-TE配制滑溜水攜帶支撐劑沉降后形成的砂堤體積最小，比ZC-1的減小32.99%，比HX-1 的減小27.40%。這說明GAF-TE 稠化劑配制的滑溜水具有更好的攜砂能力，能將支撐劑攜帶至更遠的地方。

圖5 支撐劑沉降砂堤形態

表6 裂縫中的支撐劑體積

2.3 滑溜水性能評價

根據現場對滑溜水黏度以及性能的要求，優化出滑溜水的配方為0.1%稠化劑GAF-TE+0.1%助排劑ZP-6+0.1%破乳劑DY202。經測試，該滑溜水的減阻率為76.8%，表現出較好減阻效果；表面張力為26.8 mN/m，與煤油間的界面張力為0.96 mN/m，破乳率為99%，對巖心的傷害率為6.97%。該滑溜水的性能已達到行業標準要求，有利于壓后返排，且對巖心低傷害。

2.4 現場應用情況

新疆油田瑪18區塊MaHW6433設計施工8段，壓裂層位百口泉組（T1b21）選用免混配變黏壓裂液體系。現場采用GAF-TE 壓裂液（0.1%稠化劑GAF-TE+0.1%助排劑ZP-6+0.1%破乳劑DY202）（2段）、ZC-1 壓裂液（0.3%稠化劑ZC-1+0.2%助排劑ZP-6+0.15%破乳劑DY202）（2 段）、HX-1 壓裂液（0.2%稠化劑HX-1+0.1%助排劑+0.1%破乳劑DY202）（4段）3種壓裂液進行施工，對比3種體系在同層位、同工藝、同水質、同黏度（3 mm2/s）條件下的性能，3 種壓裂液體系現場施工參數見表7，壓裂施工曲線見圖6。

現場采用混砂車比例泵直接將稠化劑以及助排劑、破乳劑等添加劑泵入混砂筒中，實現免混配工藝，大大簡化現場壓裂液配制流程。從表7可知，GAF-TE滑溜水現場用量比ZC-1、HX-1滑溜水的更低，但GAF-TE滑溜水具有更好的攜砂性能，現場最高砂濃度達440 kg/m3，且施工壓力平穩下降，具體如圖6（a）所示。ZC-1、HX-1 滑溜水施工過程中砂比提升困難，高砂比階段，施工壓力明顯上漲且波動較大，具體如圖6（b）、（c）所示。現場試驗證明GAF-TE 能夠滿足免混配工藝要求，大大簡化了現場配液工藝，節約了成本；且現場配制的滑溜水降阻性能優異，攜砂性能較好，中黏滑溜水黏度穩定，與瑪18區塊井水具有較好的適應性。

圖6 GAF-TE（a）、ZC-1（b）和HX-1（c）滑溜水壓裂施工曲線

表7 3種壓裂液體系現場施工參數

3 結論

通過篩選穩定劑，優化穩定劑、粉劑稠化劑濃度、粒徑形成的締合型懸浮液稠化劑GAF-TE，靜置90 d基本無分層；本體黏度低，可采用比例泵抽吸。

稠化劑GAF-TE 在瑪18 井水中具有很好的溶解性以及增黏性能。在該水質條件下，滑溜水體系的降阻率大于75%，攜砂性能良好，能夠將支撐劑帶到裂縫更遠端，對巖心基質滲透率傷害率小于10%，其他性能均滿足連續混配壓裂液體系指標要求。

在新疆油田應用過程中，懸浮液稠化劑GAF-TE配制的滑溜水體系相比于ZC-1、HX-1壓裂液體系，攜砂性能更好，現場施工壓力更加平穩，施工成功率100%，具有良好的水質適應性。