新疆油田玛湖砂岩储层自悬浮支撑剂现场试验

任洪达，董景锋，高靓，刘凯新，张敬春，尹淑丽

（1.中国石油新疆油田公司工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000；2.新疆页岩油勘探开发重点实验室，新疆 克拉玛依 834000；3.中国石油新疆油田油气储运公司，新疆 克拉玛依 834000）

水力压裂是非常规油气资源开发的主要技术手段，通过地面动力设备将压裂液与支撑剂协同注入目标储层，支撑水力裂缝增大导流能力实现增产[1−2]，支撑剂在裂缝中的支撑状态直接影响油气井压后产能[3−6]。为明确体积压裂改造后支撑剂铺置状态，北美在二叠盆地狼营组（Wolfcamp）致密钙质粉砂岩、泥灰岩储层开展压后取心检测实验，结果表明，大排量滑溜水体积改造后水力裂缝支撑半缝长小于32 m（105 ft），裂缝有效支撑高度小于10 m（30 ft），实际支撑效果远低于设计预期[7]。近几年国内多个油田也对水力裂缝支撑状态进行了现场取心实验研究，结果与美国HFTS 项目结论类似，如何增大裂缝支撑体积是提升储层改造效果的关键。针对体积压裂后铺砂效果未达预期问题，北美最早研发自悬浮支撑剂技术，将常规石英砂改性后可降低其在清水或滑溜水中沉降速率实现自悬浮，从而增大裂缝支撑体积，提升储层改造效果，该技术已在北美地区现场应用多井次，平均累产油量、累产气量较对比井增加15 %～43 %[8−9]。国内在2014 年开始自悬浮支撑剂研究工作，目前已在吐哈油田、西南油气田、江苏油田、大庆油田等有所应用，整体效果较好，平均累产油量、累产气量较对比井增加10 %～344 %[10−12]，验证了该技术在国内油气田的工艺可行性及增产效果。与常规石英砂相比，自悬浮支撑剂生产工艺复杂、成本高，从而抑制了该技术的大规模推广应用。

对自悬浮支撑剂的制备过程、基本性能及现场试验情况进行了详细概述，明确了自悬浮支撑剂的基本性能及现场试验效果，为后期新疆油田油气资源开发工艺技术的选择提供了参考。

1 自悬浮支撑剂制备

自悬浮支撑剂的制备需石英砂、酚醛树脂、聚丙烯酰胺类高分子聚合物3 种物质，制备过程分为3 个步骤（图1）。第一步，将常规石英砂支撑剂与酚醛树脂充分混合，加热至260 ℃反应3～5 min；第二步，将步骤一得到的混合物降温至130 ℃加入聚丙烯酰胺类高分子聚合物并充分搅拌均匀；第三步，将步骤二得到的混合物冷却至室温即可获得自悬浮支撑剂。

图1 自悬浮支撑剂制备工艺流程Fig.1 Process flow of self-suspending proppant preparation

2 性能指标评价

2.1 基本性能

参照石油天然气行业标准《水力压裂和砾石充填作业用支撑剂性能测试方法：SY/T 5108—2014》中相应规定方法，分别对20/40 目、40/70 目常规石英砂、自悬浮支撑剂的筛析、破碎率、体积密度、视密度、圆度、球度、酸溶解度、浊度指标进行测试。由于自悬浮支撑剂表面包裹水溶性材料，筛析、破碎率、圆度、球度、体积密度评价所用支撑剂为未经处理的原始支撑剂，视密度、酸溶解度、浊度评价所用支撑剂为破胶去除表面水溶性材料后的支撑剂。实验结果如表1所示。

表1 石英砂及自悬浮支撑剂技术指标测试结果Table 1 Technical index test results of quartz sand and self-suspending proppant

通过基本性能指标测试，20/40 目、40/70 目自悬浮支撑剂的筛析、圆度、球度、破碎率、酸溶解度、浊度均满足行业指标要求，且与常规石英砂支撑剂基本性能指标相当。

2.2 全悬浮时间

自悬浮支撑剂表面包裹的聚丙烯酰胺类高分子聚合物遇水后体积膨胀且能够使溶液黏度增加，支撑剂颗粒在自来水中全部悬浮需要一定时间（全悬浮时间），分别在室温、60 ℃下配制不同砂比的自悬浮支撑剂与自来水混合溶液，测试其全悬浮时间，实验结果如图2所示。

图2 不同温度、砂比下自悬浮支撑剂全悬浮时间Fig.2 Total suspension time of self-suspending proppant atdifferent temperature and sand ratios

实验结果表明，当自悬浮支撑剂砂比为20%时，室温下全悬浮时间为36 s，60 ℃下全悬浮时间为34 s；当自悬浮支撑剂砂比为40%时，室温下全悬浮时间为16 s，60 ℃下全悬浮时间为12 s；同等条件下，随着砂比的升高，全悬浮时间降低，随着温度的升高全悬浮时间也降低。砂比、温度越高，全悬浮时间越短。分析认为，随着砂比、温度的升高，聚丙烯酰胺类高分子聚合物质量浓度越大且完全水化溶解时间越短，混合液黏度越大，导致悬浮时间越短。

2.3 稳定悬浮时间

自悬浮支撑剂全部悬浮至发生沉降时间即为稳定悬浮时间。用自来水配制不同砂比的自悬浮支撑剂混合液，分别在室温、60 ℃、90 ℃条件下测试自悬浮支撑剂稳定悬浮时间。实验结果如图3所示。

图3 不同温度、砂比下自悬浮支撑剂稳定悬浮时间Fig.3 Suspension stability time of self-suspending proppant at different temperature and sand ratios

实验结果表明，当自悬浮支撑剂砂比为20%时，90 ℃条件下稳定悬浮时间为2.9 h，60 ℃稳定悬浮时间为3.2 h；当自悬浮支撑剂砂比为40 %时，90 ℃条件下稳定悬浮时间为7.9 h，60 ℃稳定悬浮时间为10.2 h。同等条件下，随着砂比的升高，稳定悬浮时间增大，随着温度的升高稳定悬浮时间减小。砂比越高，稳定悬浮时间越长；温度越高，稳定悬浮时间越短。分析认为，随着砂比的升高，聚丙烯酰胺类高分子聚合物质量浓度高，混合液黏度越大，导致稳定悬浮时间越长。温度越高，混合液黏度越小，导致稳定悬浮时间越短。

2.4 抗盐性能

分别用自来水（矿化度1 000 mg/L）、0.5%KCl溶液、1%KCl溶液配制不同砂比自悬浮支撑剂混合液，测试不同砂比和配液水矿化度下自悬浮支撑剂混合液黏度，评价其抗盐性能。实验结果如图4所示。

图4 不同砂比、配液水矿化度下混合液黏度Fig.4 Viscosity of mixture under different sand ratios and salinity of dosing water

实验结果表明，当自悬浮支撑剂砂比为20%时，用自来水（1 000 mg/L）配制的自悬浮支撑剂混合液黏度为59.8 mPa·s，用1%KCl 溶液配制的混合液黏度为15.2 mPa·s；当自悬浮支撑剂砂比为40%时，用自来水（1 000 mg/L）配制的自悬浮支撑剂混合液黏度为85.1 mPa·s，用1 %KCl 溶液配制的混合液黏度为30.9 mPa·s。随着配液水矿化度的升高，混合黏度降低。分析认为，配液水中阳离子会中和自悬浮支撑剂表面包裹的聚丙烯酰胺类聚合物分子表面的羧酸基负电荷，导致聚合物分子链卷曲，使得自悬浮支撑剂混合液黏度降低[13−18]。

2.5 破胶性能

在不同砂比的自悬浮支撑剂混合液中加入一定量破胶剂（过硫酸钠），分别在60、90 ℃水浴锅中持续加热，测试混合液黏度。实验结果如表2所示。

表2 不同砂比、时间下混合液加入破胶剂后黏度情况Table 2 Viscosity of mixture after adding glue breaker at different sand ratios and times

实验结果表明，不同砂比在60、90 ℃持续加热下，加入0.2%～0.15%过硫酸钠破胶剂10 h 后混合液黏度小于5 mPa·s，均能够完全破胶，满足现场施工需求。

3 现场应用

3.1 储层特点及施工参数

自悬浮支撑剂试验区块位于准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡区中部，储层主要岩性为灰色、灰白色中砂岩、细砂岩，少量砂砾岩，平均孔隙度13.95 %，平均渗透率6.09×10−3µm2，含油饱和度52.8 %～61.1 %，油层平均厚度2.0～9.9 m（表3）。2 口试验井累计入井自悬浮支撑剂2 251 m3，施工排量10 m3/min，实现清水连续携砂，最高砂质量浓度480 kg/m3，施工压力平稳（图5）。

表3 自悬浮支撑剂试验井及对比井技术参数对比Table 3 Comparison of technical parameters between test wells using self-suspending proppants and control wells

图5 试验井第15级压裂施工曲线Fig.5 Fracturing operation curve of the 15th stage of test well

3.2 试验效果

试验1 号井开井生产141 d，千米水平段累产油量为2 154.8 t，对比1 号井开井生产108 d，千米水平段累产油量863.4 t；试验2 号井开井生产117 d，千米水平段累产油量为991.2 t，对比2号井开井生产143 d，千米水平段累产油量208.3 t。试验1 号井千米水平段累产油量较对比1 号井千米水平段产油量增加97.4%；试验2 号井千米水平段累产油量较对比2 号井千米水平段产油增加614.8%（图6）。

图6 自悬浮支撑剂试验井及对比井生产情况对比Fig.6 Comparison of production of self-suspending proppant test well and comparison well

4 结论

1）自悬浮支撑剂基本技术指标满足标准要求，高温下悬浮效果好、破胶彻底，现场施工过程中实现清水连续携砂，整体施工压力平稳，验证了自悬浮支撑剂清水压裂技术在新疆油田的可行性。

2）试验1 号井千米水平段累产油量较对比1 号井同期增产97.4%；试验2号井千米水平段累产油量较对比2号井同期增产614.8%。

3）自悬浮支撑剂与常规石英砂相比，生产工艺复杂、成本高，从而抑制该技术的大规模推广应用。