页岩储层增产改造工作液的研究与应用

陆　丽，陈　英　，徐婷婷，张晓虎

（川庆钻探工程公司井下作业公司四川川庆井下科技有限公司，四川广汉610051）

页岩储层增产改造工作液的研究与应用

陆丽，陈英，徐婷婷，张晓虎

（川庆钻探工程公司井下作业公司四川川庆井下科技有限公司，四川广汉610051）

陆丽等.页岩储层增产改造工作液的研究与应用[J].钻井液与完井液，2016，33（2）：111-116.

页岩储层具有脆性高、天然裂缝或层理发育、低孔特征和极低的基质渗透率等特点，四川盆地页岩储层压裂改造主要采用滑溜水或“滑溜水+线性胶”的“大液量+大排量”体积压裂模式。针对页岩储层特点，结合改造工艺要求，形成了低摩阻、低伤害、高防膨率的SD常规滑溜水体系及SD页岩气井压裂用线性胶体系。同时为了提高页岩气开发过程中对水资源的使用效率，减少环境伤害，研发出一套高效抗盐滑溜水体系，实现了对返排液高效回收利用。现场应用表明，SD常规滑溜水及线性胶体系性能稳定，现场配制方便快捷，降阻效果明显，完全满足页岩气体积改造的要求；SD高效抗盐滑溜水体系实现了高矿化度下返排液的重复利用，满足了页岩气经济、环境保护的开发要求。

页岩气井；滑溜水压裂液；抗盐性能；返排液；线性瓜胶

页岩储层具有脆性高、天然裂缝或层理发育、低孔特征和极低的基质渗透率，因此水力压裂改造是页岩气开发的必要手段[1]。在增产改造过程中主要采用低黏滑溜水压裂液，利用其摩阻低、滤失高、易扩散的性能，达到形成复杂裂缝网络的目的。四川盆地页岩气的储层改造经过近几年的探索，逐渐形成了以滑溜水或“滑溜水+线性胶”的页岩储层增产改造工作液组合[2]。由于“大液量+大排量”的体积压裂改造理念要求，页岩储层中的增产改造工作液主要体现出3个特点：首先是用量大，以目前四川页岩气井平均单段2 000 m3液量计算，单口井的耗水量在3×104m3以上，工厂化作业平台则超过10×104m3，耗水量大，因此对工作液的经济性、环境保护等提出了较高的要求；其次，大排量施工条件下对工作液降阻性能有较高的要求，根据北美页岩气开发经验，一般要求液体的降阻率稳定在65%以上，才能有效地保证体积改造[3]；再者，由于大液量注入带来的返排液，其总溶解固体、氯根、金属离子的含量高，处理难度大、费用昂贵，因此压后返排液处理也是页岩气高效开发的瓶颈之一[4]。根据上述特点以及四川盆地长宁、威远、昭通地区页岩气井增产改造作业的具体工艺要求，在大量室内与现场实验基础之上，研发出了3种适用于不同改造模式的页岩气增产工作液体系： SD常规滑溜水体系、SD抗盐滑溜水体系、SD页岩气井压裂用线性胶体系。

1　SD常规滑溜水体系

四川页岩储层中石英质量分数为41%～55%，黏土质量分数为15%～40%。结合储层这一特性，为了满足页岩气井体积压裂 “大液量+大排量”的施工工艺要求，室内研制出一种性能优良的聚丙烯酰胺类降阻剂SD2-12，筛选出一种具有防膨、助排性能的复合增效剂SD2-20，通过大量配伍实验，形成了一套SD常规滑溜水体系，配方为：（0.08%～0.2%）降阻剂SD2-12+（0.1%～0.3%）复合增效剂SD2-20。

1.1溶解分散性

SD常规滑溜水体系采用聚丙烯酰胺类降阻剂SD2-12，其溶于水中形成线型疏水缔合结构的低黏液体，可降低液体在管道中的摩擦阻力。SD2-12的分散溶解性直接影响了体系运动黏度，通过肉眼观察降阻剂在清水中的分散性，用玻璃棒搅拌感受液体的黏度，液体开始呈丝滴状的时间即为起黏时间，采用毛细管运动黏度计测定不同时间降阻剂的运动黏度，结果见表1。

表1　SD常规滑溜水溶解分散性实验

由表1可知，滑溜水中SD2-12的分散性能好，无沉淀、无絮凝；降阻剂的溶解分散快，20～40 s开始起黏，2 min后，运动黏度达到稳定黏度的80%以上；5 min后，运动黏度趋于稳定，满足页岩气大规模连续作业。在现场应用中，降阻剂、复合增效剂均可以直接通过混砂车液添泵泵入，配液程序简单，缩短了施工周期，降低了人工劳动强度。

1.2降阻性能

使用降阻性能测定装置分别测试了清水、0.1%降阻剂滑溜水、0.15%降阻剂滑溜水在不同排量下的进出口压差，结果见图1。从图1可知，随着降阻剂加量的增加，进出口压差有所减小，即降阻性能有所提高，同时说明该滑溜水体系具有良好降摩阻性能，降阻率在70%以上。

图1　不同流体在各流量下的进出口压差图

1.3防膨及助排性能

研究表明，四川盆地页岩储层水敏特征中等偏强，而且水锁特征非常严重[5-6]。针对储层特征，通过室内实验，筛选出一种复合增效剂SD2-20，使得滑溜水具有良好的防膨性能和较低的表面张力，从而有效地抑制页岩及基质黏土膨胀，降低液体的表面张力，保证施工结束后残液快速返排，减少水锁伤害。采用离心法测定了滑溜水的防膨性，BZY-1全自动表面张力仪测定了表面张力，结果见表2。由表2可知，体系中加入复合增效剂能有效地提高黏土防膨率、降低表面张力。

表2　SD常规滑溜水的防膨及助排性能

2　SD抗盐滑溜水体系

四川W、C区块的页岩气井返排液矿化度一般在3 000～30 000 mg/L之间。随着返排时间的延长，矿化度也不断增加。为了达到页岩气井返排液重复使用的目的，亟需研发一套抗盐滑溜水体系[7]。室内研究发现，返排液中高矿化度物质阻碍了降阻剂作用，从而影响了滑溜水性能。通过开展大量的摸索研究，研发出一种适应于四川页岩气压裂返排液重复利用的抗盐降阻剂SD2-12B，形成一套抗盐滑溜水体系，配方为：0.1%～0.3%抗盐降阻剂SD2-12B+（0.1%～0.5%）SD2-20。评价了抗盐滑溜水体系的主要性能，并考察了其在不同矿化度下的运动黏度、降阻等性能。

2.1主要性能

采用评价常规滑溜水体系的方法，使用现场返排液配制，评价了抗盐滑溜水体系的主要性能，结果见表3。由表3可知，SD抗盐滑溜水体系具有较好的运动黏度、较低表面张力、优良的防膨性能，满足现场施工要求。

表3　SD抗盐滑溜水体系主要性能参数

2.2抗盐性能

实验室测定了在不同矿化度下，降阻剂加量均为0.15%时，常规滑溜水、抗盐滑溜水的2 min运动黏度和降阻率的变化，结果见图2和图3。

图2　不同矿化度下滑溜水黏度变化

由图2可知，随着矿化度的提高，滑溜水黏度逐渐降低；高矿化度下，抗盐滑溜水黏度明显大于常规滑溜水，当矿化度达50 000 mg/L时，抗盐滑溜水黏度为2 mm2/s。由图3可以看出，随着矿化度的提高，滑溜水的降阻率逐渐降低；高矿化度下，抗盐滑溜水降阻率明显优于常规滑溜水，当矿化度达50 000 mg/L时，抗盐滑溜水降阻率为70%。

图3　不同矿化度下滑溜水降阻率变化

综上所述，针对高矿化度的页岩气井返排液，抗盐滑溜水体系性能可达到施工工艺要求，降阻性能仍达到70%以上。在现场应用中，当水质矿化度小于5 000 mg/L时，考虑采用常规滑溜水体系；当水质矿化度大于5 000 mg/L时，采用抗盐滑溜水体系。

3　SD页岩气井压裂用线性胶体系

对于塑性页岩，其脆性相对较低，使用单一的滑溜水往往难以形成复杂的裂缝网络，同时由于滑溜水滤失较大，也不利于形成主缝。因此根据北美地区页岩储层改造经验，一般脆性指数低于50即推荐采用混合压裂的模式，即滑溜水+线性胶。利用线性胶的黏度形成较为明显的主缝，同时对于支撑剂的携带也较为有利，能够处理部分由于天然裂缝或近井复杂带来的难题[8-9]。SD页岩气用线性胶体系按稠化剂种类可分为瓜胶线性胶体系和低分子聚合物线性胶体系两类。其中，瓜胶线性胶体系配方为：（0.25%～0.3%）HPG+0.1%杀菌剂（SD2-3）+0.5%助排剂（SD2-9）+0.2%黏土稳定剂（SD1-12），低分子聚合物线性胶体系配方为：（0.2%～0.3%）低分子聚合物（SD2-13）+0.2%黏土稳定剂（SD1-12）。室内主要从体系基本性能、放置稳定性、动态悬砂性能、破胶液性能、岩心伤害等方面对2种线性胶进行了评价。

3.1线性胶体系基本性能

室内对瓜胶线性胶、低分子聚合物线性胶基本性能做了对比实验，通过调节稠化剂加量，基本性能可相当。

3.2放置稳定性

压裂液受环境影响极易沉降、分解。在常温下，通过测定不同水样配制的线性胶黏度随时间的变化，从而观察液体的放置稳定性，结果见图4。从图4可看出，瓜胶线性胶受水质影响特别大，河水、返排液配制的线性胶黏度降解迅速；而聚合物线性胶受水质影响小，放置稳定性良好。

图4　不同水质配制线性胶放置稳定性

3.3动态悬砂性能

目前，瓜胶线性胶是四川盆地页岩储层增产改造应用最广泛的一种线性胶体系，其为线性结构，搅拌状态下，陶粒极易分散，动态悬砂效果良好。而聚合物线性胶分子链结构性强，能形成立体网状结构。在搅拌状态下，陶粒呈“S”型进入聚合物线性胶，易聚集在一起，不易快速分散。该现象在现场施工过程中，极易造成混砂车掺合罐堵塞，对压裂车设备、管线会造成一定的损伤，大大地增加施工风险。因此，动态悬砂性能是制约聚合物线性胶大规模推广应用的一个重要因素。针对聚合物线性胶这一特性，室内通过大量筛选实验，优选出一种低分子聚合物稠化剂SD2-13，其形成的水溶液网状结构柔性增强，从而改善了陶粒的分散性。

室内在一定搅拌速度下，加入等量陶粒，观察陶粒分散性，实验情况见图5。从图5可知，在搅拌状态下，陶粒进入聚合物线性胶、瓜胶线性胶，迅速分散。表明，使用低分子聚合物稠化剂SD2-13配制的聚合物线性胶体系对陶粒的动态悬砂性能与瓜胶性胶体系相当，可满足现场要求。

图5　搅拌下聚合物和瓜胶线性胶悬砂实验

3.4线性胶破胶液性能

线性胶体系具有较高黏度，只有彻底破胶才能最大限度地减少对储层及导流床的伤害。室内对2种体系的破胶液性能进行了评价实验，结果见表4。由表5可知，瓜胶线性胶破胶液、低分子聚合物线性胶破胶液均具有较低表面张力、较低黏度，可以提高液体的返排能力，降低水锁伤害；但瓜胶线性胶破胶液残渣含量明显高于低分子聚合物线性胶，表明瓜胶线性胶对储层伤害相对更大。

表4　破胶液基本性能对比

3.5岩心伤害实验

压裂液对储层的基质伤害主要通过岩心渗透率的变化来表征。测定了聚合物线性胶、瓜胶线性胶破胶液对岩心渗透率损害率，结果见表5。

表5　线性胶破胶液岩心渗透率损害测定

从表5可知，2种线性胶体系的损害率均小于20%，满足行业标准要求。聚合物线性胶体系的岩心渗透率损害率低于瓜胶线性胶体系，对储层的伤害更小。

4　现场应用

4.1SD常规滑溜水体系

SD常规滑溜水体系在四川盆地页岩气平台井大规模推广应用，现场使用情况良好，表现出了很好的降阻性能，压后增产效果显著。其中，CH2井组测试产量为50.8×104m3/d。 图6为在CH2井的施工曲线，该井施工排量为12 m3/min，施工泵压为61 MPa左右，降摩阻率为73%。

图6　CH2井现场施工曲线图

4.2SD抗盐滑溜水体系

SD抗盐滑溜水体系在四川盆地页岩气平台井累计重复使用返排液约60 000 m3。现场应用情况表明，使用高矿化度返排液配制的SD抗盐滑溜水体系仍具有表面张力低、防膨率高、降阻性能好等优点，能与施工工艺及储层特性很好地结合。

CH3井组共计使用返排液7 000 m3，图7为该井使用全返排液施工曲线，施工排量12 m3/min时，施工泵压为67～70 MPa，液体降阻率达70%左右。

图 7　CH3井采用全返排液井段的施工曲线

4.3SD页岩气用线性胶液体系

SD页岩气用线性胶体系在四川页岩气直井、平台井广泛应用。图8为Y1直井主压裂施工曲线，使用“滑溜水+瓜胶线性胶”模式加砂压裂，施工排量12 m3/min。施工中，瓜胶线性胶平稳泵压相比滑溜水增加了5 MPa，可见线性胶也具有较低摩阻。

图8　Y1直井施工曲线

5　结论

1.根据页岩气施工工艺特征，结合页岩储层特性，研发出了SD常规滑溜水体系、SD抗盐滑溜水体系、SD页岩气井压裂用线性胶体系。

2.SD常规滑溜水体系具有配制方便、降摩阻性能和防膨性能良好，具有较低的表面张力等，可满足页岩气藏大规模、低成本压裂作业。

3.SD抗盐滑溜水体系主要用于重复使用页岩返排液，在高矿化度下，其仍具有较好的降摩阻性能，满足了页岩气高效、环境保护开发的要求。

4.SD页岩气井线性胶体系满足了页岩储层不同改造工艺的要求，可分为瓜胶线性胶、低分子聚合物线性胶，均具有良好的动态悬砂、低伤害、低摩阻、易返排的特征；但聚合物线性胶对水质要求较低，放置稳定性更好，对储层伤害更低，在页岩气平台井开发中可推广应用。

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Study and Application of Stimulation Fluid for Shale Reservoirs

LU Li, CHEN Ying, XU Tingting, ZHANG Xiaohu
(CCDC downhole service company, Guanghan, Sichuan 610051, China)

Reservoir shalesare generally brittle and full of naturalfractures and beddings. They have low porosity and extremely low matrix permeability. Fracturing of shale reservoirs in the Sichuan Basin has been done mainly with slick water or “slick water plus linear gel” at high volume and high flow rate. Based on the nature of the shale reservoirs， an SD conventional slick water fracturing fluid and an SD linear gel for shale gas operation have been developed. The SD slick water fracturing fluid and the SD linear gel are of low friction， low damage to reservoir permeability and high inhibitive capacity. In field applications， the SD slick water fracturing fluid and the SD linear gel demonstrated good salt resistance， stable properties， and reduced flow friction. Both were very easy to prepare and the use of water was highly efficient because the fracturing fluid can be recovered for reuse. With the application of the SD slick water fracturing fluid， high salinity flowback fracturing fluids can be recovered for reuse， satisfying the needs for economic and environmentally friendly development of shale gas.

Shale gas well； Slick water fracturing fluid； Salt resistant performance； Flowback fluid； Linear guar gum

TE357.12

A

1001-5620（2016）02-0111-06

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.02.024

陆丽，工程师，1986年生，毕业于西南石油大学应用专业，现在从事压裂酸化工作液研究工作。电话 18227102271；E-mail：lulinly@foxmail.com。

（2015-10-25；HGF=1601C15；编辑王超）