中性酸化壓裂一體化滑溜水體系研究

姚二冬，鄔國棟，趙龍昊，麥爾耶姆古麗·安外爾，劉晏池，周福建

（中國石油大學（北京）非常規油氣科學技術研究院，北京 102249；2.中國石油新疆油田公司工程技術研究院，新疆克拉瑪依 834000）

0 引言

對于致密油氣，水力壓裂不僅是增儲上產的手段，更是作為一種投產必備措施在開發中起到了關鍵作用。但是致密儲層低孔低滲，壓裂液大量壓入地層后會產生嚴重的儲層傷害，例如黏土膨脹、顆粒運移、殘渣和液鎖等，這些固液相傷害會明顯地堵塞孔隙，壓縮孔徑，影響壓裂效果[1-2]，即使是極小的傷害也能使壓后增產幅度降低，甚至導致油井的減產。我國多處致密油田都因儲層傷害產生了大量的無效井，造成了巨大的經濟損失[3]。因此，為了有效提高壓裂增產效果，增加油氣井開發效益，需要研發低傷害甚至能原位解除傷害的壓裂液體系[2]。

目前國內外普遍采用酸化酸壓作為解除儲層傷害的主流方式。酸基壓裂液不僅對堵塞物具有較好溶解能力，比如黏土，也能溶解部分漏入儲層而對孔道造成堵塞泥的鉆井液等，對于儲層解堵和恢復產能具有特別好效果[3-4]。有學者在進行解除壓裂液傷害綜合評價和巖心模擬驅動實驗，發現酸化解除壓裂液傷害效果明顯，巖心滲透率提高率高達90.3%[5-6]。雖然酸化具有突出的傷害解除能力，但是在近井地帶存在嚴重的損耗問題，而且有效作用距離短，很難到達油氣區深部解除傷害，除此之外酸液對管柱的腐蝕能力較強，產生的鐵離子會對減阻劑的性能有嚴重影響[7]。因此，急需研發一種新的不顯示酸性的解除傷害壓裂液體系。

自生酸具有獨特的優勢，可以有效彌補常規酸液的缺點。自生酸在地面上不顯酸性或弱酸性，但在井底溫度下逐漸產生酸，既降低了酸巖反應速率，延長了酸巖反應距離，又減小了對井下管柱的腐蝕作用，具有其他酸液體系不可比擬的優點[8-10]。對于能同時在壓裂過程中實現酸化解堵的壓裂液體系研究較少，儲層改造過程主體采用壓裂和酸化兩個步驟，施工時間長、成本高。為了有效解除壓裂過程中的儲層傷害問題，同時實現壓裂酸化一體化以減少施工成本，研究了一種自生酸滑溜水壓裂液體系，該體系能夠在進行壓裂改造的同時進行酸化解堵，并設計了一套系統的試驗方法用于研究自生酸壓裂液體系的傷害解除機理，利用有效H+濃度和溶蝕率定量觀測分析了不同自生酸在不同溫度和濃度下的生酸緩速性能和溶蝕能力；并對優選的自生酸壓裂液體系的配伍性以及減阻性能進行了研究；同時結合巖心流動實驗與核磁共振實驗從孔徑的角度研究了該壓裂液體系的傷害解除效果；利用壓力傳導實驗分析了該體系的傷害解除能力。

1 實驗材料、設備與評價方法

1.1 實驗材料和儀器

實驗材料：自生酸SEG-A，乙酸乙酯作為生酸主劑；自生酸SEG-B，乳酸乙酯生酸作為主劑；自生酸SEG-C，甲酸乙酯作為生酸主劑；碳酸鈣（分析純）；純水；滑溜水DR800；模擬地層水（2%KCl）；新疆吉木薩爾巖心（根據實驗要求處理成一定尺寸）。

實驗儀器：數字酸度計PHS-25；多功能巖心驅替實驗裝置；滲透膜壓力傳導及工作液傷害測試；低場核磁共振儀器；環路摩阻測試儀。

壓裂液配制：利用優選的自生酸主劑并按照其最優濃度配制自生酸壓裂液體系，具體用量為：自生酸主劑+0.2%黏土穩定劑（有機季銨鹽與氯化鉀）+0.2%助排劑（HSC-25）+0.1%鐵離子穩定劑（乙二胺四乙酸二鈉）+0.1%滑溜水DR800

1.2 生酸能力測試方法

鑒于目標區塊地下溫度在80 ℃左右，為模擬現場條件，測試溫度設定在80 ℃。讓濃度和種類不同的自生酸與碳酸鈣粉末在設定的時間、溫度等條件下進行反應，根據碳酸鈣粉末的消耗質量，計算出單位體積自生酸產生的H+濃度，并換成相應等效鹽酸濃度，即為自生酸的產酸能力。

1.3 配伍性研究

按照上述配方配制成壓裂液體系后，將其放在80 ℃水浴鍋內靜置觀察外觀，持續一段時間后觀察是否有絮凝等沉淀物的出現，明確其是否穩定。

1.4 環路摩阻試驗

溫度越高自生酸的生酸能力越強，pH 降低速度越快。為了明確溫度變化和pH 降低后對壓裂液減阻性能的影響，利用環路摩阻測試儀分別測試了自生酸壓裂液在不同溫度下減阻率，為了使自生酸壓裂液體系充分生酸、減小誤差，以更好模擬現場情況，在每次升溫后至少維持30 min 再進行測試。

1.5 壓力傳導實驗

將膠結巖心放入夾持器內，抽真空；設定膠結巖心下端壓力為0.1 MPa，所用驅替液為鹽水，上端壓裂液設定壓力為0.5 MPa，記錄壓差變化，得到巖心壓力傳導曲線和滲透率計算曲線（δ1），然后根據式（1）計算得到滲透率K1；設定膠結巖心下端壓力為0.5 MPa，所用驅替液為壓裂液，上端壓裂液設定壓力為0.1 MPa，記錄壓差變化和滲透率計算曲線（δ2），計算得到滲透率K2；（K1-K2）/K1×100 即為壓裂液造成的傷害率；在80 ℃下將膠結巖心飽和自生酸壓裂液體系2 h，再次設定膠結巖心下端壓力為0.5 MPa，所用驅替液為自生酸壓裂液體系，上端設定壓力為0.1 MPa，記錄壓差變化和滲透率計算曲線（δ3），計算得到滲透率K3；（K3-K1）/K1×100+100%即為該體系的傷害解除效果。

式中，δ 為ln[(Pm-P(l,t)/(Pm-P0)]與時間曲線的斜率；P(l,t)為下游壓力隨時間變化，其值等于巖樣在x=l處的壓力,即巖樣下端面的壓力，MPa；Pm為上游初始壓力，MPa；Po為下游初始壓力，MPa；A 為巖樣橫截面積，cm2；V 為下游容器體積，cm3；C 為工作液壓縮系數，MPa-1；μ 為工作液黏度，mPa·s.

2 自生酸產酸能力與優選

2.1 自生酸的生酸能力測試與優選

根據1.2 生酸能力測試方法對3 種自生酸體系進行溶蝕能力和生酸能力進行測定實驗結果見圖1。

圖1 80℃下3 種自生酸溶蝕碳酸鈣的量與等效生酸濃度

如圖1 所示，3 種自生酸均有明顯的緩速生酸能力，隨著時間的進行逐步溶蝕更多碳酸鈣粉末。相對于常規酸液體系，自生酸釋放酸的速度更慢，能在地層內有效作用距離更遠，可以長時間有效的解除儲層傷害。在單位時間內SGE-A 消耗碳酸鈣最大量為0.183 g/mL，生酸濃度最高為3.8%，與SGE-B 的0.173 g/mL，3.6% 類似，相比之下SGE-C 消耗更多的碳酸鈣，最大消耗量達到0.41 g/mL，生酸濃度最高能達到8.325%，是SEG-A 與SEG-B 的兩倍以上，從曲線斜率可以看出SEG-C的生酸速率也相對較快，所以優選了SEG-C 作為生酸壓裂液體系的生酸主劑。

2.2 自生酸的生酸濃度優選與溫度影響研究

將不同濃度的自生酸在80 ℃條件下進行生酸測試，結果如圖2 所示。在自生酸濃度大于4%前，碳酸鈣溶蝕量隨著濃度增加快速上升，當濃度達到4%后，碳酸鈣的溶蝕量，不再隨自生酸濃度增加而快速增加，增長速率變緩，生酸量變低，因此，優選4%為自生酸SEG-C 的最經濟濃度。

圖2 不同濃度的自生酸SEG-C 的生酸溶蝕碳酸鈣量

溫度對生酸效率的影響，如圖3 所示。現場施工時地面和井筒溫度較低（<40 ℃），自生酸SEG-C 在常溫下基本不生酸，因此自生酸壓裂液體系不會腐蝕地面設備和管柱。同時，即使在儲層溫度，也需要1 h 左右才能顯著生酸，因而也避免了酸液在近井高滲地帶的損耗。地層溫度下1.5 h后，生酸的速率逐漸變快，生酸濃度最高可達到8%當量鹽酸。該酸濃度下，液體能夠有效地解除地層內部的壓裂液傷害。此外，由圖3 還可以看出，即使存在碳酸鈣對酸液的損耗，但是生酸濃度是長時間內較為穩定的，酸液濃度基本保持在較高水平，因此該體系在現場施工時可以在地層內實現長期深部解堵的目的。

圖3 不同溫度下自生酸SEG-C 的等效生酸濃度

3 自生酸壓裂液體系與性能評價

3.1 自生酸壓裂液體系的配伍性研究

將優選的自生酸主劑與壓裂液添加劑進行復配，形成自生酸壓裂液體系，配方如下：自生酸主劑SEG-C+0.2%黏土穩定劑（有機季銨鹽與氯化鉀）+0.2%助排劑（hsc-25）+0.1%鐵離子穩定劑（乙二胺四乙酸二鈉）+0.1%滑溜水DR800。然后在80℃觀察其外觀特征，對其配伍性進行研究。

如圖4 所示，自生酸壓裂液體系在地層溫度80 ℃下持續生酸一段時間后，無明顯沉淀與絮凝現象，配伍性良好，具體外觀情況匯總見表1。

圖4 不同時間下自生酸壓裂液體系的配伍性

表1 自生酸壓裂液體系配伍性現象表

表1 也顯示，自生酸壓裂液體系的配伍性良好，生酸后不會使得壓裂液產生沉淀或者絮凝，24 h 之內一直是穩定的乳狀液形態，但是觀察到在6 h 時該體系內會產生極少量的氣泡，分析可能是配制水內存在少量碳酸氫根與碳酸根，當溶液內的氫離子濃度足夠高后會與碳酸氫根與碳酸根反應，生產二氧化碳氣體，產生氣泡；12 h 后，溶液內碳酸氫根和碳酸根與氫離子反應完全，氣泡消失，所以該體系的配制水最好選用碳酸根或者是碳酸氫根含量少的水，以免將自生酸產生的酸被部分消耗，影響自生酸的生酸性能。綜上所述，自生酸壓裂液體系在地層情況下配伍性良好，但是該體系的減阻性能還需進一步研究。

3.2 自生酸壓裂液摩阻測試

為明確壓裂液在地層內減阻效果，在不同溫度下對自生酸裂液體系進行了減阻率的測試，測試結果如圖3 所示。

圖5 不同溫度下自生酸壓裂液體系的減阻率測試

首選，自生酸壓裂液體系具有較好的耐溫性能，溫度對減阻率的影響并不明顯。當溫度從23 ℃上升到40 ℃過程中，減阻劑溶液的減阻性能稍有提升。這種現象的出現可能是由于溫度升高導致壓裂液黏度降低，降低了溶液整體流動黏滯阻力；同時溫度的升高有利于聚合物的舒展，增強了壓裂液的減阻性能，而且低溫度下生酸濃度較小，不會嚴重影響溶液的pH，在40 ℃的減阻率達到最高值79.6%。當溫度超過40 ℃時，壓裂液本身的長支鏈結構可能會受到高溫的影響，同時體系內的自生酸生酸速率變大，pH 也會急劇減小，進一步影響了壓裂液聚合物的性能，這時壓裂液的減阻性能在低流速條件下出現了明顯下降，50 ℃低流速下的減阻率只有42%，當流速高于6 m3/h 時，溫度與pH對壓裂液減阻性能影響變大，隨流速升高減阻率持續下降到73.2%后曲線恢復平穩，當溫度提升至80 ℃后，壓裂液在低流速階段的減阻率比50℃時更低些為34%，在高流速情況下，減阻率曲線的走勢與50 ℃時類似，在減阻率達到最高點75.8%后，出現了下降的情況，最終曲線平穩在72.3%，由此可見高溫下壓裂液體系的耐剪切能力出現了一些問題，但是減阻率依然在70%以上，減阻效果依然良好，能夠滿足現場要求，因此即使是因為80 ℃時壓裂液內自生酸產酸速率較快，聚合物會受到高濃度氫離子的影響使支鏈蜷縮，但是該壓裂液體系的抗酸能力較為突出，聚合物受到的影響較小，減阻率并沒有因過低的pH 而受到很大影響。

3.3 壓力傳導傷害測試實驗

由于巖心較為致密，采用常規巖心流動儀無法測試，因而將同一塊巖心加工為3 個薄片，然后分別利用滲透膜壓力傳導及工作液傷害測試儀測試3片巖心的壓力傳導曲線并通過擬合上下游實時壓差與初始壓差之比的對數值與時間的關系，可以得到1.5 節中的斜率δ，然后將其代入公式(1)可以求出滲透率[17]，壓力傳導曲線和結果如圖6～8 所示。

圖6 原始巖心壓力傳導測試結果

圖6～8 的壓力傳導圖結合式（1）計算后得到，巖心原始滲透率為0.006 94 mD，該巖心較為致密，驅入壓裂液后，由于黏土膨脹以及固相顆粒堵塞等問題，巖心滲透率降低到0.004 52 mD，常規壓裂液對于儲層傷害較嚴重，傷害率較高為34.8%；注入自生酸壓裂液體系后，自生酸開始生酸，逐漸溶蝕孔隙內的固相顆粒，壓裂液傷害的解除以及孔徑的增加使得巖心滲透率明顯改善，甚至超過了原始滲透率，而且隨著自生酸產酸時間的增加，氫離子濃度會更高pH 值更低，對于傷害的解除效果也會更明顯，最終巖心滲透率為0.008 986 mD，高于原始滲透率的0.00694 mD，傷害解除率為129.9%。

圖7 常規滑溜水傷害后巖心壓力傳導測試結果

圖8 自生酸壓裂液處理后巖心壓力傳導測試結果

4 結論

1.通過室內評價優選了一種常溫下不生酸，地層溫度下能夠緩釋生酸，具有無腐蝕特性的自生酸SEG-C 作為自生酸壓裂液體系的生酸主劑，并確定了最優生酸濃度為4%。具體壓裂液配方為：4%自生酸主劑SEG-C+0.2%黏土穩定劑（有機季銨鹽與氯化鉀）+0.2%助排劑（HSC-25）+0.1%鐵離子穩定劑（乙二胺四乙酸二鈉）+0.1%滑溜水DR800。

2.自生酸壓裂液體系能夠實現酸化壓裂一體化的目標，兼具了壓裂與酸化兩項功能，可期待能夠提高油氣田開發便利性與經濟效益。

3.自生酸壓裂液體系性能評價表明，該體系具有很好的配伍性和減阻效果，對巖心的溶蝕量較高，可以解除致密儲層傷害的問題；同時自生酸可以有效的改善巖心滲透率，使其恢復到等于甚至是高于原始滲透率大小的情況。