王歷歷 李憲文 何平 祖凱 石華強

1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院 2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室

本研究通過分子結構設計，調節疏水基團類型、聚合物的鏈型結構、疏水基團微觀分布等因素，提高疏水基團在超分子締合結構中的程度和效率，采用反相乳液聚合方法研制了一種乳液型變黏滑溜水(VSW)。通過室內實驗評價了VSW的增稠性、降阻性、耐溫抗剪切性、攜砂性、巖心傷害等性能，并介紹了該體系在蘇里格氣田的現場應用和返排液回收利用情況。

1 材料及實驗方法

1.1 主要材料與儀器

VSW稠化劑、EM稠化劑、胍膠，工業品，西安長慶化工集團有限公司；氯化鈉、過硫酸銨、NaOH，均為分析純，山東魯科化工集團有限公司；0.425～0.850 mm陶粒支撐劑，河南天祥新材料股份有限公司。

標準鹽水：2.0%(w)KCl+5.5%(w)NaCl+0.45%(w)MgCl2+0.55%(w)CaCl2。

六速旋轉黏度計，青島海通達石油儀器有限公司；RS6000模塊化旋轉流變儀，德國HAKKE公司；高溫高壓巖心流動試驗儀，美國TEMCO公司；壓裂液摩阻測試儀，江蘇省海安縣石油科技儀器有限公司。

1.2 實驗方法

1.2.1稠化劑的制備

按設計量加入白油與Span80乳化劑，以1 000 r/min以上的速率攪拌均勻得到油相；在純水中分別加入AM、AA、AMPS及疏水單體C-22，攪拌至單體完全溶解，采用30%(w)的NaOH溶液將pH值調至6.8～7.2，控制溫度≤20 ℃，加入氧化劑及助氧化劑，得到水相；按設計比例在攪拌器中加入油相和水相，高速攪拌乳化5 min，測試乳化黏度為600 mPa·s，然后將乳化液加入開口反應器，通氮氣1 h，冷卻降溫至18 ℃以下；計量泵滴加還原性引發劑，加熱至設定溫度，控制反應溫度2 h至反應完全；冷卻至常溫過濾加入轉相表面活性劑，攪拌20 min得到VSW高分子稠化劑，備用。

1.2.2溶解性測試

采用恒速攪拌器，在1 500 r/min的轉速下，配制不同含量的VSW溶液。在室溫下測試樣品黏度隨時間變化情況，黏度值穩定時即為溶解時間。

圖7：引自htt ps://agrar iantr ust.or g/news/what-coul d-youdo-with-596-acres/；

1.2.3壓裂液性能評價

依據SY/T 5107-2016《水基壓裂液性能評價方法》，對該壓裂液體系進行流變性能、降阻性能、破膠性能及巖心基質傷害評價。

1.2.4壓裂液攜砂性能評價

采用RS6000模塊化旋轉流變儀，在90 ℃、170 s-1條件下，將10 mL壓裂液剪切10 min后盛入10 mL刻度試管，記錄0.425～0.850 mm石英砂在壓裂液中的沉降速率。

2 結果與討論

2.1 溶解性測試

VSW乳液體系屬于液態高分子聚合物，在溶劑中無溶脹過程，在不同礦化度水質條件下都能迅速溶解。1.0%(w，下同)VSW高黏滑溜水在1 min內起黏率達到85%以上，在清水、50%(w，下同)標準鹽水及標準鹽水中的黏度分別為93 mPa·s、69 mPa·s、64 mPa·s(見圖1)。這說明，VSW具有水溶性好及起黏速率快的優良特性，能滿足現場連續混配需求。

2.2 增稠性及降阻率測試

圖2是不同稠化劑含量下的黏度及降阻率測試結果。由圖2可知，VSW黏度隨著稠化劑質量分數的增加而不斷上升，當質量分數大于0.3%時，黏度曲線大幅度上升。這是由于VSW稠化劑使用量大于臨界締合含量后，分子間通過非共價鍵作用締合形成構象伸展的物理交聯三維網絡結構，流體力學尺寸增加導致溶液黏度大幅度提升，同時締合單體的多點位締合提高了空間結構穩定性，達到高黏滑溜水攜砂目的。降阻率隨著VSW稠化劑質量分數的增加呈現先增后降并逐漸趨于平穩的趨勢。質量分數為0.2%的VSW溶液的降阻率能達到82%。根據溶液黏度及降阻率，確定高效降阻低黏滑溜水VSW的質量分數為0.1%～0.3%，溶液黏度為3～9 mPa·s，降阻率為75%～82%；攜砂高黏滑溜水VSW的質量分數為0.8%～1.2%，溶液黏度為60～90 mPa·s，降阻率大于60%。通過調整稠化劑含量實現滑溜水與攜砂液實時切換，保證液體性能穩定、操作簡單。

2.3 耐鹽性能

體積壓裂用水量大，為了滿足節約用水和清潔化生產需求，要求壓裂返排液重復利用，但返排液高礦化度會造成常規降阻劑溶解困難、降阻失效等問題。表1對比了VSW與聚丙烯酰胺降阻劑EM分別在清水及標準鹽水中的降阻效果。從表1可知：在清水中，兩種降阻劑的降阻效果均較為顯著；但在標準鹽水中，EM降阻率低于40%，耐鹽性能較差；VSW的降阻率能達到58%～74%。這是因為VSW含有兩性離子和AMPS耐鹽單體，鹽水中存在的反離子會削弱或屏蔽VSW兩性離子間的靜電引力作用，使聚合物分子鏈舒展，同時結合AMPS耐鹽單體的協同作用，使VSW在高礦化度下仍有較好的降阻性能,滿足在壓裂返排液水質惡劣、礦化度高的情況下的回收再利用，減輕了環保壓力。

表1 不同流速下降阻率測試結果

2.4 熱剪切穩定性

在泵入過程中，壓裂液歷經管路、井筒、孔眼等高速剪切，液體一旦進入裂縫，液體溫度大幅度增加，最終達到地層溫度。受剪切作用和溫度的影響，聚合物網絡結構遭到破壞會嚴重影響體系攜砂性能。采用RS6000流變儀，在90 ℃、170 s-1剪切速率下，對1.0%VSW高黏滑溜水進行熱剪切穩定性評價，結果見圖3。從圖3可知：清水配制的高黏滑溜水初始黏度100 mPa·s，當達到90 ℃時，黏度降至90 mPa·s，剪切1 h后，黏度為78 mPa·s，剪切過程黏度變化穩定，表現出良好的耐溫抗剪切性能；在50%標準鹽水中，高黏滑溜水受礦化度的影響，黏度有所降低，但剪切后黏度仍高于50 mPa·s。根據水基壓裂液的評價標準以及相關文獻報道，疏水締合聚合物壓裂液能夠滿足攜砂要求的最低黏度(30～50 mPa·s)，表明VSW稠化劑可采用現場返排液配制攜砂液，提高返排液重復利用率。

2.5 攜砂性能

壓裂液的攜砂性能是指壓裂液懸浮支撐劑的能力，良好的懸浮性能將支撐劑高砂比攜入裂縫，提高裂縫導流能力，提高壓裂改造效果。支撐劑在壓裂液中受到垂直向上的浮力和懸浮切力，懸浮切力即結構流體的內部微觀結構和彈性作用引起的浮力，支撐劑在結構流體中的懸浮、攜砂能力主要由懸浮切力所決定。由圖4可知，懸浮切力越大，支撐劑在溶液中的沉降速度越慢，且對于不同體系，當懸浮切力大于2 Pa時，溶液均具有優良的懸浮能力，可實現高強度加砂。支撐劑在剪切剩余黏度64 mPa·s的VSW體系中，沉降速度為0.84 mm/s，對應的體系懸浮切力為2.72 Pa；同等沉降速度下的胍膠凍膠體系，剪切剩余黏度需要達到220 mPa·s(沉降速度為0.86 mm/s，懸浮切力為2.89 Pa)，表明VSW體系具有低黏高彈特性，滿足高砂比加砂需求。

2.6 破膠液性能

壓裂破膠液的黏度及表面張力是影響壓裂返排效率的重要因素，較低的返排液黏度和表面張力能有效降低氣井水鎖、凝析油乳化、高分子濾餅等傷害，最大限度地保持裂縫導流能力。壓裂液在高溫剪切下的破膠情況如圖5所示。從圖5可知：隨著溫度的升高，添加0.02%破膠劑的VSW體系與空白樣相比黏度有所降低，但是體系空間網絡結構未遭到破壞；達到儲層溫度后，破膠劑發揮作用，締合結構迅速解體，最終破膠液呈清水狀，黏度降至1.74 mPa·s，表明VSW壓裂液在較低的破膠劑含量下即可實現徹底破膠，破膠性能良好。對VSW破膠液進行表面張力測試，測試值為25.4 mN/m，助排性能良好。

2.7 巖心傷害性能

壓裂過程中大量水基壓裂液進入地層導致儲層傷害，增加含水飽和度，降低油氣相對滲透率，影響單井產量。在90 ℃下，評價了VSW破膠液對巖心基質滲透率的傷害實驗，并與胍膠進行了對比，結果見表2。從表2可知：0.4%(w)胍膠體系對巖心基質滲透率的傷害率為25%～30%，傷害率較高；1.0%VSW高黏滑溜水對巖心滲透率的平均傷害率小于10%，表現出良好的儲層適應性，有利于提高壓后增產效果。

表2 壓裂液對巖心基質滲透率的損害

3 現場應用

采用VSW體系在鄂爾多斯盆地蘇里格氣田某平臺上開展了4口水平井體積壓裂先導性試驗。圖6為其中一口水平井VSW施工曲線圖，從施工曲線看，該壓裂液造縫、攜砂性能良好，最高加砂質量濃度達到700 kg/m3，施工壓力34～45 MPa，施工壓力平穩，較同區塊胍膠施工壓力低6～7 MPa。施工成功率100%，壓后排液順利，平均試氣無阻流量104.69×104m3/d，較區塊鄰井提產40%以上，增產效果突出。

VSW返排液經過簡單沉降后即可測試使用，處理工藝簡單、高效，井場回收返排液4 560 m3，利用返排液4 450 m3，回收利用率達到97%以上，極大提高了現場水資源利用率和施工效率。

4 結論

(1)以AM、AA、AMPS及C-22為單體，采用反相乳液法制備了疏水締合型稠化劑。通過調節稠化劑含量可實現滑溜水與攜砂液實時切換，保證液體性能穩定，操作簡便。

(2)變黏滑溜水VSW體系一劑多效，溶解速度快，滿足低黏/高黏滑溜水在線切換。低黏滑溜水黏度為3～9 mPa·s，降阻率可達到80%以上；高黏滑溜水黏度為60～90 mPa·s，耐溫抗剪切性能良好，現場最高加砂質量濃度達700 kg/m3，具有低傷害、低摩阻、高攜砂、可變黏、易回收等特點。

(3)采用該體系在蘇里格氣田現場施工順利，增產顯著，返排液回收處理工藝簡單，回收利用率高，提高了現場水資源利用率和施工效率。