致密氣藏防水鎖易返排滑溜水研究與應用

劉培培

（中國石油吉林油田公司油氣工程研究院，吉林松原 138000）

吉林油田致密氣資源勘探領域廣闊，賦存的地質條件復雜，具有低孔低滲、地層壓力系數低、高損害潛力等工程地質特征[1-3]。致密氣藏這些“先天發育不足”的特性，決定了實施增產改造是其經濟開發的必然選擇，而大排量、大液量滑溜水壓裂正是其關鍵技術[4-8]。但由于氣藏儲層微納米級孔隙發育，喉道窄小且連通性差，排驅壓力高，導致水鎖傷害普遍嚴重，壓后液體返排難度大[9]。加之儲層黏土含量高，易發生膨脹運移堵塞孔喉，進一步降低了儲層的有效滲透率[10]。針對致密氣儲層這些“后天易損害”的特征，研發了防水鎖、易返排滑溜水壓裂液，與壓裂工藝相結合，獲得了較好的應用效果。

1 滑溜水體系組成

1.1 減阻劑

在壓裂施工過程中，壓裂液由井口到目的層因動能傳遞的速度差異而產生摩阻變化[11]。從摩阻產生的原因確定減阻劑的研究思路：①縮小壓裂液在能量傳遞中的速度差異，避免瞬時與局部速度差過大；②降低接觸面積；③使接觸面變性。根據以上研究思路最終研制出性能優異的減阻劑XY-205（聚丙烯酰胺類衍生物含量≥15%）。當流體處于紊流區后，依靠減阻劑分子間相互引力抵抗流體質點的作用力，改變流體質點的作用方向和大小，使一部分做無用功的徑向力轉化為順流向的軸向力，從而減少了無用功的消耗，宏觀上表現出減少了流體的摩阻損失，即起到減阻作用[12-13]。減阻劑XY-205的理化指標見表1。

表1 減阻劑XY-205理化指標

1.2 納米微乳助排劑

儲層納米級孔隙結構且連通性差是引起水鎖的自然條件，外來流體的侵入引起的毛細管力自吸作用是引起水鎖的物質條件[14]。在致密氣儲層完井與生產過程中，外來流體侵入儲層是不可避免的，因此在外來流體中加入防水鎖物質，降低入井液體表面張力或改變巖樣潤濕性是減少致密氣儲層水鎖損害的最有效方法。

以表面活性劑和有機溶劑為主要原料，應用擬三元相圖法獲得均相微乳形成的最佳條件，并以表面張力為指標，確定最佳載體的使用濃度，最終得到納米微乳助排劑。該助排劑分子為納米級，膠束外部為非離子型表面活性劑，內部為有機溶劑，膠束外端為親水結構，膠束直徑為10～30 nm，平均為20 nm。由于分子量小，較小的用量就能均勻分散，處理大的表面區域，一個常規膠束作用的接觸面區域，會有無數個納米膠束在發揮作用，遠比一個大膠束所發揮作用精細化。納米級液滴能夠進入儲層微小的孔隙和喉道中，與巖石孔隙表面充分接觸，降低表面張力、增加接觸角，從而減小儲層的水鎖損害，提高壓裂液返排效率。

1.3 黏土穩定劑

吉林致密氣藏黏土含量分布較廣，黏土中主要以伊/蒙混層含量居多。伊利石具有強水敏性，吸水膨脹后導致氣體流動空間急劇減小，導致滲透率降低。伊利石和伊蒙混層表面存在毛發狀、叢生狀凸起，伊蒙混層呈蜂窩狀、彎片狀結構，這些結構特征在孔隙之間起到橋接作用，大大降低了儲層的孔喉半徑，增大了儲層的比表面積，使喉道空間進一步分割。隨著外來流體的進入或在氣流沖擊下，黏土礦物結構發生斷裂，黏土微粒松散移動堵塞毛細管道，加劇水鎖現象發生。

經過室內優選，篩選出分子量較小的有機胺類黏土穩定劑XY-63（有機胺類含量≥40%），與KCl雖有助于保持黏土質點的化學環境但卻無法提供永久穩定的環境相比，有機胺類黏土穩定劑能夠從黏土質點向外伸展形成“有機屏障”，從而保持黏土顆粒呈不分散狀態，因此可防止壓裂時高速流動引起的裂縫表面剝落和微粒產生[15]。

2 滑溜水性能評價

2.1 溶解性與增黏性

致密氣井壓裂規模大，“千方砂萬方液”，要求壓裂液配制簡便，因此減阻劑需具有低黏、速溶特性，以滿足現場快速連續混配的要求[16-18]。配制體積分數為0.1%的減阻劑，評價其溶解性與增黏性，結果見表2。

表2 減阻劑XY-205溶解性能與增黏性能評價

由表2可知，減阻劑XY-205具有速溶特性，攪拌5 min即可完全溶解，且具有低黏特性，在實驗濃度下最高黏度為4.5 mPa·s，能夠滿足大規模現場快速連續混配要求。

2.2 減阻性能

室內對配制的滑溜水性能進行評價（0.1%減阻劑XY-205+0.2%微乳納米助排劑+0.2%黏土穩定劑XY-63）。使用HBLZ-Ⅱ型流體流動阻力測試儀，在25 ℃下，分別測試了滑溜水與清水在不同流動速率下通過長3 m、內直徑10 mm的管路所產生的壓差，見圖1。從圖1可以看出，隨著流速增大，此配方滑溜水的減阻率先上升后趨于平緩。滑溜水減阻率能夠達到70%以上，說明該滑溜水體系具有良好的降摩阻性能。

圖1 滑溜水減阻性能評價結果

2.3 防膨性能

利用毛細管吸收實驗的原理測定防膨性能，使用Fann Instrument 440型毛細管吸收時間測試儀來進行。高的CST時間比說明巖層樣品對液體有很強的吸收性，原因為黏土膨脹導致對水溶液的強吸收。一般來說，高的CST時間比說明注入和濾失的液體會產生更多的地層傷害。實驗所用巖心粉末由致密氣區塊DS19井天然巖心粉磨得到，使用的液體為蒸餾水與配制滑溜水，實驗結果見表3。實驗結果表明，蒸餾水組表現出更高的CST時間比。這一高比值暗示該區塊地層對水的強吸脹性，會因黏土膨脹造成傷害；對滑溜水的測試得到了較低的CST時間比，表明滑溜水能夠較好地抑制黏土膨脹，對地層傷害小。

表3 CST實驗結果

2.4 助排性能

評價助排性能主要以表面張力為標準，相同條件下，表面張力值越小說明助排能力越強[19-20]。使用Sigma 703D表界面張力儀對配制滑溜水表面張力、界面張力進行測試，得該滑溜水體系的表面張力為12.87 mN/m，界面張力為0.45 mN/m，表面張力比常規氣井滑溜水降低40%以上，利于致密氣井壓后助排。

2.5 巖心傷害實驗

選取致密氣區塊DS80井天然巖心，應用巖心動態流動儀分別對常規氣井滑溜水和2.2配方滑溜水進行巖心傷害評價實驗，實驗結果見表4。

由表4可知，巖心傷害率分別為32.53%和9.45%，該滑溜水對巖心傷害遠低于常規氣井滑溜水，可知該滑溜水對儲層傷害較小，有利于儲層產能的發揮。

表4 滑溜水巖心傷害實驗數據

2.6 水鎖傷害性能評價

選取致密氣區塊DS111井營城組巖心，采用研制出的滑溜水與常規氣井滑溜水，分別進行了水鎖傷害與傷害后的滲透率恢復實驗，結果如表5所示。可見采用研制出的滑溜水體系對巖心進行反向傷害后，啟動壓力梯度增加1.04倍，而常規氣井滑溜水體系增加6.82倍，同時研制的滑溜水體系24 h巖心滲透恢復率接近90%，是常規氣井滑溜水的1.35倍，解除水鎖傷害程度較高。可見研制出的滑溜水有效降低了儲層巖石的啟動壓力，具有較強的防水鎖性能，可以使入井流體順利地返排出儲層。

表5 滑溜水水鎖傷害啟動壓力梯度及滲透率恢復實驗結果

3 現場應用

吉林油田致密氣DH區塊主力層位，巖性特征以凝灰質砂礫巖、凝灰質砂巖、凝灰質細砂巖為主，孔隙度為1.3%～11.2%，平均為4.9%，滲透率為0.01～0.07 mD，平均為0.02 mD，物性差，發育粒內溶蝕孔、粒間孔及微裂縫，孔隙連通性差，水鎖傷害大，區塊壓后平均返排率僅為16.4%。為增大儲層改造程度，提高單井產量，決定采用防水鎖易返排滑溜水，降低壓裂液毛管力，減少水鎖傷害，促進壓裂液返排，保障壓后快速見氣。該區塊現場試驗井的應用及對比情況見表6。

目前，該區塊現場試驗共計壓裂施工4口井，壓裂成功率為100%，壓后平均返排率為52.41%，較對比井的平均返排率提高了2倍以上；實驗井累計增加測試產量24.3×104m3/d，與對比井相比效果顯著。施工取得了較好的效果，體現了降低水鎖傷害提高返排率的技術優勢，具有較好的大規模推廣應用前景。

表6 防水鎖易返排滑溜水現場應用及對比情況

4 結論

1.針對吉林致密氣儲層特征，研發了防水鎖、易返排滑溜水壓裂液，由減阻劑XY-205、納米微乳助排劑、黏土穩定劑XY-63組成。該體系滑溜水具速溶性與低黏性，實驗配方下減阻率能夠達到70%以上，能夠較好地抑制黏土膨脹，對地層傷害小，表面張力比常規氣井滑溜水降低40%以上，利于致密氣井壓后助排。巖心實驗表明，巖心傷害率為9.45%，24 h巖心滲透率恢復接近90%，具有較強的防水鎖性能。

2.該體系滑溜水與壓裂工藝相結合，在吉林致密氣區塊現場應用中，施工取得了較好的效果，壓后平均返排率提高了2倍以上，累計增加測試產量24.3×104m3/d，施工取得了較好的效果，體現了降低水鎖傷害提高返排率的技術優勢，具有較好的大規模推廣應用前景。