深层页岩气储层耐温抗盐型滑溜水压裂液体系研究

问晓勇,赵倩云,叶 亮,刘利峰,张燕明,王文雄,闫 健

(1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西 西安 710021; 2.中国石油长庆油田分公司 油气工艺研究院,陕西 西安 710018; 3.西安石油大学 石油工程学院,陕西 西安 710065)

引 言

页岩气储层与常规油气储层相比具有超低孔隙度以及超低渗透率的特点,需要采取压裂增产的方式进行开发[1-3]。我国四川盆地页岩气资源储量十分丰富,已探明的页岩气储量中有较大部分埋深在3 500 m以上。深层页岩气的高效开发是我国页岩气的主要开发方向[4]。随着储层埋深的不断增大,地层温度会逐渐升高,对压裂液的耐温性能提出了更高的要求。另外,由于四川盆地大部分地区淡水资源比较缺乏,需要使用矿化度较高的地层产出水或者压裂返排水配制压裂液体系,这就要求压裂液体系必须具备较强的抗盐性能[5-9]。因此,为提高深层页岩气储层的压裂开发效率,研究耐温抗盐型压裂液体系具有十分重要的现实意义。

滑溜水压裂液是页岩气储层压裂施工时最常用的压裂液类型,主要由降阻剂、黏土稳定剂以及助排剂等处理剂组成,其中降阻剂是滑溜水压裂液最核心的处理剂[10-12]。目前,针对页岩储层压裂用的降阻剂类型主要包括聚合物型降阻剂、表面活性剂型降阻剂、生物基多糖类降阻剂以及纳米复合降阻剂等,其中聚丙烯酰胺类聚合物型降阻剂的研究及应用最为广泛,此类降阻剂通常具有成本低、原料来源广以及易溶解等优点,是目前滑溜水压裂液用降阻剂的研究重点[13-16]。为了提高聚丙烯酰胺类降阻剂的耐温抗盐性能,部分研究者通过引入磺酸基团、苯环以及其他强电解质基团等方式对聚丙烯酰胺降阻剂进行了改性。如高清春等[17]以亲水单体和耐温抗盐单体为合成原料,采用自由基水溶液共聚法制备了一种耐温性能以及抗盐性能较好的滑溜水压裂液用聚合物降阻剂,该降阻剂可耐140 ℃高温,在100 g/L盐含量条件下能够快速溶解。张汝生等[18]对耐温抗盐耐剪切型滑溜水所用降阻剂的制备方法进行了探讨,提出了借鉴耐温抗盐型驱油剂的制备思路,使用耐温抗盐型单体合成滑溜水压裂液降阻剂。姚奕明等[19]通过在降阻剂分子中引入刚性基团的方式来提高其耐温性能,使用两步法合成了一种耐高温降阻剂,并以此为主要处理剂,研制了一套适合深层页岩气的滑溜水压裂液,压裂液体系可耐143 ℃高温,现场应用效果较好。王文哲等[20]以丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠、N-乙烯吡咯烷酮以及丙烯酰吗啉等为原料,合成了二元共聚物和三元共聚物降阻剂,其中二元共聚物的溶解性能优于三元共聚物,并且二元共聚物在140 ℃的高矿化度盐水中仍能具有良好的抗剪切性能和降阻性能。

本文以丙烯酰胺、刚性基团阳离子单体和N-乙烯吡咯烷酮为主要合成原料,采用水溶液聚合法制备了一种高效耐温抗盐型降阻剂GHR-1,并以此为主要处理剂,结合助排剂和黏土稳定剂,复配了一套适合深层页岩气储层的耐温抗盐型滑溜水压裂液体系。

1 实验部分

1.1 实验材料及仪器

实验材料:丙烯酰胺(AM),工业级,河南铭之鑫化工产品有限公司;N-乙烯吡咯烷酮(NVP),工业级,江苏新素新材料有限公司;刚性基团阳离子单体(PPR),自制;偶氮二异丁脒盐酸盐(有效物质含量99%),山东力昂新材料科技有限公司;氢氧化钠,分析纯,国药集团化学试剂有限公司;模拟地层水(总矿化度25.6 g/L)以及盐含量分别为6.4、12.8、51.2、102.4、153.6和204.8 g/L的盐水,均使用不同无机盐和去离子水配制而成(表1);助排剂SW-1(含氟碳类混合表面活性剂),主要成分为非离子氟碳表面活性剂、两性离子氟碳表面活性剂以及十二烷基硫酸钠,质量比为0.5∶1.5∶8,实验室自制;有机胺类复合黏土稳定剂C52,河北艾克新材料有限公司;无机盐类复合黏土稳定剂TS1、季铵盐类黏土稳定剂MQ2,沭阳丰泰化学品有限公司;聚丙烯酰胺滑溜水体系(配方为0.125%聚丙烯酰胺类降阻剂PAM-11、0.25%助排剂ST-2、1.0%KCl),取自目标页岩气区块现场;目标区块储层段页岩天然岩心、岩屑。

表1 不同矿化度盐水离子组成Tab.1 Ion composition of brine with different salinity

实验仪器:管路摩阻测试仪(内径8 mm),自制;MIT-200B全自动表面张力仪,承德市世鹏检测设备有限公司;Hoffen-10傅里叶变换红外光谱仪,嘉鑫海机械设备有限公司;DHG-9140a电热恒温干燥箱,上海培因实验仪器有限公司;乌氏黏度计,河北顺选智能科技有限公司;岩心驱替实验仪,海安县石油科研仪器有限公司。

1.2 实验内容

1.2.1 高效耐温抗盐型降阻剂GHR-1的制备

将丙烯酰胺、刚性基团阳离子单体和N-乙烯吡咯烷酮按照一定的摩尔比加入到三口烧瓶中,并按比例加入一定量的去离子水,搅拌混合均匀;加入氢氧化钠溶液调节pH值至8～9,通入氮气除氧30 min;升高反应温度至60～70 ℃,缓慢加入引发剂偶氮二异丁脒盐酸盐,反应4～5 h左右,即得到凝胶状产物;将反应产物剪碎造粒、烘干干燥、粉碎过筛,即得到白色粉末状固体产物(高效耐温抗盐型降阻剂GHR-1)。

1.2.2 降阻剂GHR-1红外光谱测定

使用Hoffen-10傅里叶变换红外光谱仪,采用溴化钾压片法对1.2.1中制备的高效耐温抗盐型降阻剂GHR-1的红外光谱图进行测定,测试波长范围为4 000～500 cm-1。

1.2.3 降阻剂GHR-1相对分子质量的测定

按照国家标准GB/T 12005.1—89《聚丙烯酰胺特性粘数测定方法》和GB/T 12005.10—92《聚丙烯酰胺分子量测定 黏度法》中的规定,采用黏度法测定降阻剂GHR-1的相对分子质量。

1.2.4 减阻性能评价

按照行业标准NB/T 14003.2—2016《页岩气压裂液第2部分:降阻剂性能指标及测试方法》中的相关规定,采用自制管路摩阻测试仪对降阻剂GHR-1和滑溜水压裂液体系的减阻性能进行评价。

1.2.5 表面张力的测定

使用MIT-200B全自动表面张力仪,采用吊环法对助排剂溶液和滑溜水压裂液体系的表面张力进行测定,实验条件均为常温常压。

1.2.6 防膨性能评价

按照行业标准SY/T 5971—2016《油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》中的相关要求,使用目标区块储层段页岩岩屑对黏土稳定剂或者滑溜水压裂液体系的防膨性能进行评价。

1.2.7 对岩心的伤害性能评价

按照行业标准SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》中的动态滤失损害率部分,使用目标区块储层段天然页岩岩心,评价耐温抗盐型滑溜水压裂液体系对岩心基质渗透率的伤害性能。

1.2.8 压裂液体系基本性能评价

按照行业标准NB/T 14003.1—2015《页岩气 压裂液第1部分:滑溜水性能指标及评价方法》和SY/T 6376—2008《压裂液通用技术条件》中的相关要求,对耐温抗盐型滑溜水压裂液体系的pH值、运动黏度、残渣含量以及与地层水的配伍性进行评价。

2 结果与讨论

2.1 降阻剂GHR-1结构表征及相对分子质量

2.1.1 红外光谱图

图1为高效耐温抗盐型降阻剂GHR-1的红外光谱分析结果。可以看出,3 405 cm-1和3 190 cm-1处是丙烯酰胺基团中—NH2的两个伸缩振动吸收峰;2 925 cm-1和2 850 cm-1处是甲基和亚甲基的伸缩振动峰;1 652 cm-1和1 605 cm-1处是羰基的两个伸缩振动吸收峰;1 422 cm-1处是甲基的弯曲振动吸收峰;1 125 cm-1处是N-乙烯吡咯烷酮单体中C—N键的伸缩振动吸收峰;965 cm-1处是N-乙烯吡咯烷酮单体与N连接处亚甲基的变形振动峰;702 cm-1和524 cm-1处是刚性基团阳离子单体上C—H键平面外的弯曲振动吸收峰。根据合成实验所用单体及合成产物的官能团和结构分析结果,基本可以证明合成产物为高效耐温抗盐型降阻剂GHR-1。

图1 高效耐温抗盐型降阻剂GHR-1红外光谱Fig.1 Infrared spectrum of high-efficient temperature-resistance salt-resistance friction reducer GHR-1

2.1.2相对分子质量

按照1.2.3中的实验方法,采用乌氏黏度计测定了高效耐温抗盐型降阻剂GHR-1的特性黏数,并依据Mark-Houwink方程计算出了GHR-1的相对分子质量为265×104,可以看出高效耐温抗盐型降阻剂GHR-1的相对分子质量较高,从而有利于提高其减阻性能。

2.2 耐温抗盐型滑溜水压裂液体系配方优化

2.2.1 降阻剂加量优化

降阻剂作为滑溜水压裂液体系最关键的处理剂,其性能的好坏对滑溜水压裂液综合性能的影响至关重要。并且深层页岩气储层使用滑溜水压裂液大规模压裂施工时的排量较高,致使管路摩阻较大,需要降阻剂具有良好的减阻性能。因此,室内按照1.2.4中的实验方法,使用去离子水和模拟地层水分别配制不同质量分数的高效耐温抗盐型降阻剂GHR-1,测试其减阻率。测试过程中压裂液注入速度实验流量均为30 L/min,实验结果如图2所示。

图2 不同质量分数GHR-1的减阻效果Fig.2 Friction reduction rate of different mass fraction of GHR-1 solutions

由图2可以看出,降阻剂在去离子水中的减阻效果略优于模拟地层水;另外,随着降阻剂GHR-1质量分数的不断增大,减阻率均呈现出“先升高后降低”的趋势。当降阻剂GHR-1的质量分数为0.100%～0.125%时,在去离子水和模拟地层水中的减阻率均可以达到75%以上,减阻效果较好。因此,为了使降阻剂GHR-1在高矿化度盐水中也能达到良好的减阻效果,推荐其最佳加量为0.125%。

2.2.2 助排剂加量优化

深层页岩气储层通常具有超低孔低渗的特点,孔喉较为细小,导致毛细管阻力较大,压裂施工后压裂液的返排比较困难。因此,为提高滑溜水压裂液的返排效率,减轻压裂液滞留对页岩储层造成的损害,室内研制了一种新型含氟碳类混合表面活性剂助排剂SW-1,并按照1.2.5中的实验方法,通过测定不同质量分数助排剂SW-1溶液的表面张力来对其加量进行优化,实验结果如图3所示。

图3 不同质量分数SW-1降低表面张力效果Fig.3 Surface tension of different mass fraction SW-1 solution

由图3可以看出,随着助排剂SW-1质量分数的不断增大,水溶液的表面张力呈现出“先降低后升高”的趋势,当助排剂SW-1的加量为0.25%时,溶液表面张力值可以达到最低,说明助排剂SW-1具有良好的降低溶液表面张力的效果,较低的表面张力有助于滑溜水压裂液的返排。此外,为了考察助排剂SW-1与降阻剂GHR-1的配伍性,在0.125%降阻剂GHR-1溶液(去离子水配制)中加入0.25%的助排剂SW-1后,体系的外观澄清透明,未出现沉淀或浑浊现象,稳定性较好,且复合体系的减阻率可以达到78.3%,说明助排剂SW-1与降阻剂GHR-1具有较好的配伍性。

2.2.3 黏土稳定剂优选

目标深层页岩气储层段含有较多的黏土矿物(平均达到30%以上),且主要以高岭石、伊/蒙混层和伊利石为主,压裂施工过程中外来流体的侵入极易引起储层段黏土矿物的水化膨胀,造成地层渗透率的降低,影响压裂施工的效果。因此,在滑溜水压裂液体系中需要加入抑制性能较好的黏土稳定剂,以降低压裂液引起黏土水化膨胀的风险。室内按照1.2.6中的实验方法,对比评价了不同类型黏土稳定剂对目标区块储层段页岩岩屑的防膨效果,实验时间均为2 h,实验结果如图4所示。

图4 不同类型黏土稳定剂的防膨效果Fig.4 Varying of anti swelling rate of different clay stabilizers with mass fraction

由图4可以看出,随着不同类型黏土稳定剂质量分数的不断增大,其对页岩岩屑的防膨率逐渐升高,其中有机胺类复合黏土稳定剂C52的防膨效果最好,当其质量分数为0.2%时,防膨率就可以达到90%以上,质量分数增大至0.4%后,防膨率可以达到95%以上,说明有机胺类复合黏土稳定剂C52能够较好地抑制目标页岩区块储层段黏土矿物的水化膨胀。此外,在0.125%降阻剂溶液(去离子水配制)中加入0.2%的黏土稳定剂C52后,发现体系外观澄清透明,未出现沉淀或浑浊现象,且减阻率可以达到77.8%,说明黏土稳定剂C52与降阻剂GHR-1的配伍性较好,对滑溜水体系的减阻性能影响较小。

基于以上室内实验研究,形成一种适合深层页岩储层的耐温抗盐型滑溜水压裂液体系,其具体配方为:0.125%降阻剂GHR-1、0.25%助排剂SW-1、0.2%黏土稳定剂C52。

2.3 耐温抗盐型滑溜水压裂液体系性能评价

2.3.1 基本性能

按照1.2.5、1.2.6和1.2.8中的实验方法,对耐温抗盐型滑溜水压裂液体系的表面张力、防膨性能、pH值、运动黏度、残渣含量以及与地层水的配伍性进行了评价,实验结果见表2。

表2 耐温抗盐型滑溜水压裂液体系的基本性能Tab.2 Basic properties of temperature-resistant salt-resistant slickwater fracturing fluid system

由表2可以看出,耐温抗盐型滑溜水压裂液体系的各项基本性能参数均能达到行业标准NB/T 14003.1—2015《页岩气 压裂液第1部分:滑溜水性能指标及评价方法》和SY/T 6376—2008《压裂液通用技术条件》中的相关标准要求,这说明该滑溜水体系具有良好的综合性能,可以满足深层页岩气储层大规模体积压裂施工时对压裂液性能的基本要求。

2.3.2 耐温性能

为考察滑溜水压裂液体系的耐温性能,按照2.2.3中的配方,使用模拟地层水配制滑溜水压裂液,然后将压裂液体系分别放置在不同温度条件下老化24 h,再按照1.2.4中的实验方法测定压裂液体系的减阻性能,并与现场用聚丙烯酰胺滑溜水体系(使用模拟地层水配制)进行了对比。实验结果如图5所示。

图5 老化温度对不同滑溜水压裂液体系减阻率的影响Fig.5 Varying of friction reduction rate of different slickwater systems with aging temperature

由图5可以看出,随着老化温度的不断升高,两种滑溜水体系的减阻率均有所降低,但耐温抗盐滑溜水体系降低的幅度较小,而现场用聚丙烯酰胺滑溜水体系降低的幅度较大。当老化温度为140 ℃时,耐温抗盐滑溜水体系的减阻率仍能达到70%以上,而聚丙烯酰胺滑溜水体系的减阻率仅为40.6%。这说明研制的耐温抗盐滑溜水压裂液体系具有良好的耐温性能,能够保证滑溜水在深层页岩气储层高温条件下仍能发挥良好的减阻效果。分析其耐温性能较强的原因是由于降阻剂GHR-1分子结构中引入了刚性基团和环状结构基团,这类基团通常具有体积较大、水合分子较多以及热稳定性较好的特点,使滑溜水压裂液体系能够具备良好的耐温性能,满足高温储层压裂施工的需求。

2.3.3 抗盐性能

为考察滑溜水压裂液体系的抗盐性能,使用不同矿化度盐水(具体离子组成见表1)配制滑溜水压裂液,然后再按照1.2.4中的实验方法测定压裂液体系老化处理前后的减阻性能,并与现场用聚丙烯酰胺滑溜水体系(使用模拟地层水配制)进行了对比。老化处理条件均为:120 ℃×24 h,实验结果如图6和图7所示。

图6 矿化度对耐温抗盐型滑溜水体系减阻率的影响Fig.6 Effect of salinity on friction reduction rate of temperature-resistance salt-resistance slickwater system

图7 矿化度对聚丙烯酰胺滑溜水体系减阻率的影响Fig.7 Effect of salinity on friction reduction rate of polyacrylamide slickwater system

由图6和图7可以看出,随着盐水矿化度的不断升高,两种滑溜水压裂液体系老化处理前后的减阻率均不断降低,并且老化处理前的减阻率均大于老化处理后。盐水矿化度的升高对现场用聚丙烯酰胺滑溜水体系减阻率的影响更为明显,而对耐温抗盐滑溜水体系的影响则相对较小。当盐水的矿化度达到204.8 g/L时,老化处理后,耐温抗盐滑溜水体系减阻率仍能达到72.4%,减阻效果较好,而聚丙烯酰胺滑溜水体系的减阻率仅有30.2%。这说明研制的耐温抗盐滑溜水压裂液体系具有良好的抗盐性能。分析原因是由于降阻剂GHR-1分子结构中含有一定量的极性阳离子基团和强电解质基团,极性阳离子基团可以增强降阻剂分子链之间的作用力,减少分子链上极性位点的数量,从而降低降阻剂分子与页岩岩石之间形成氢键的可能性,并且极性阳离子基团还能使金属阳离子的官能团屏蔽效应得到减弱;而强电解质基团则能增强降阻剂分子与金属离子的配位能力,增强降阻剂的亲水性能,使滑溜水压裂液体系能够具备良好的抗盐性能,满足高矿化度盐水环境下压裂施工的需求。

2.3.4 对岩心的伤害性能

按照1.2.7中的实验方法,评价了耐温抗盐型滑溜水压裂液体系对目标深层页岩气储层段岩心基质渗透率的伤害性能,实验结果见表3。

表3 耐温抗盐型滑溜水压裂液体系对岩心的伤害性能Tab.3 Damage of slickwater system to physical properties of cores

由表3可以看出,耐温抗盐型滑溜水压裂液体系对目标区块页岩岩心的基质渗透率平均伤害率小于10%,具有低伤害的特点。虽然该滑溜水体系具有良好的防膨性能和返排性能,但在实际应用过程中,仍不可避免地会对页岩储层基质孔隙产生一定的水锁伤害,另外,滑溜水中的液相侵入也可能会引起轻度的黏土水化膨胀,进而对岩心基质渗透率产生一定的伤害。但综合来看,伤害程度较小,在压裂施工过程中不会对页岩储层造成严重的污染伤害,有助于提高压裂施工的效率。

3 现场应用

复配的耐温抗盐型滑溜水压裂液体系在四川盆地某深层页岩气区块的NX-1井进行了现场试验,NX-1井完钻井深为5 102.5 m,完钻垂深为3 912.6 m,水平段长度为1 251 m,地层温度最高可达120.4 ℃,地层水矿化度平均为25.6 g/L。该井共设计压裂层段为19段,总计使用滑溜水压裂液40 512.6 m3,累计加砂2 319 t,滑溜水压裂液的现场减阻率可以达到74.5%～78.6%。以压裂施工的第1段为例(施工曲线见图8),该井段压裂施工过程中泵压比较平稳,最高施工泵压为84.2 MPa,施工排量在13～15 m3/min,最高加砂浓度可达235 kg/m3。可见耐温抗盐型滑溜水压裂液体系的现场施工性能比较稳定。

图8 NX-1井第1段压裂施工曲线Fig.8 Fracturing operation curve of the first section of well NX-1

NX-1井压裂施工后返排顺利,平均返排率可达15%以上,并且见气时间较早(排液15 d左右见气),测试产气量达到了42.35×104m3/d,取得了良好的压裂增产效果。

4 结 论

(1)以丙烯酰胺、刚性基团阳离子单体和N-乙烯吡咯烷酮为原料制备了一种高效耐温抗盐型降阻剂GHR-1,并以此为主要处理剂,结合助排剂和黏土稳定剂,复配出一种适合深层页岩气储层的耐温抗盐型滑溜水压裂液体系。

(2)耐温抗盐型滑溜水压裂液体系的防膨性能、表面张力、pH值、运动黏度、残渣含量以及与地层水的配伍性等指标均能满足相关行业标准的要求;体系的耐温性能较好,在140 ℃下老化24 h后的减阻率仍能达到70%以上;体系的抗盐性能较好,当盐水的矿化度达到204.8 g/L时,压裂液的减阻率仍能达到72.4%,耐温抗盐性能明显优于现场常用的聚丙烯酰胺滑溜水压裂液体系;并且体系具有低伤害的特点,对目标区块储层段岩心的基质渗透率伤害率低于10%。

(3)现场应用结果表明,耐温抗盐型滑溜水压裂液体系在深层页岩气区块的NX-1井中取得了良好的应用效果,施工过程中滑溜水的性能比较稳定,作业过程顺利,压裂后产气量较高,达到了压裂增产的目的。