近年来,裂缝型、低压、低渗、易水锁、水敏地层等特殊油气藏越来越受到油田勘探开发的重视,此类储藏由于地层能量低、敏感性严重、水锁伤害严重、二次污染严重等问题使得压裂改造效果不容乐观[1]。因此,清洁压裂液技术以及CO2泡沫压裂技术成为此类储藏压裂改造的重要手段,在减少或解决提及的难题方面具有突出优势。
值得注意的是,常规胍胶-CO2泡沫压裂液是较常用的体系,但其摩阻较高、残渣伤害不理想[2],而VES-CO2泡沫压裂液虽然解决了残渣问题,但存在低pH值下稳定性较差以及耐温性能差的缺点,并不能广泛适用。为此,本研究开发了一种抗高温清洁的超分子聚合物CO2泡沫压裂液体系,以期能解决以上提到的CO2泡沫压裂液存在的问题,为这类特殊油气藏的压裂改造提供一条新的有效途径。
借鉴清洁压裂液和黏弹性表面活性剂压裂液的突出优点,综合应用超分子结构流体理论,进行分子设计并引入特殊的官能团,解决了聚合物水溶性、抗温、抗盐及与CO2配伍性等诸多问题,研发出一种超分子聚合物。该聚合物分子以长链高分子主链为骨架,以可以相互结合的侧基为“臂”,当聚合物溶于水后,侧基间通过非共价键作用(氢键力、疏水作用)自动缔合形成多个分子的结合体(即超分子聚集体),随着浓度增加,进而形成布满整个溶液空间的超分子空间网状结构,并且结构随速梯变化而可逆,此类流体具有抗温、抗剪切、剪切稀释性以及优良黏弹性。将这种聚合物与相关添加剂混配即得超分子聚合物清洁压裂液[3-4],将超分子聚合物清洁压裂液与CO2泡沫压裂液两者结合起来,形成一种超分子聚合物清洁CO2泡沫压裂液体系(BCF压裂液),不但能大大降低甚至是消除压裂液残渣,还能很好地发挥CO2泡沫压裂液的巨大优势。
分子设计时向稠化剂分子主链上引入了羧酸基团、磺酸基团和疏水基团等侧基,当稠化剂在溶液中溶解时,首先,分子链上的两性基团相互电性作用促进了稠化剂分子在低pH值溶液中的溶解;其次,分子链上的疏水侧基,提高了稠化剂在酸性溶液中的增黏性能[5-6];最后,分子链中的刚性侧基提高了聚合物分子的热运动阻力,从而提高溶液的抗温性能。
稠化剂合成:将丙烯酸、双丙烯酰胺、阳离子不饱和单体、阴离子不饱和单体和水按一定比例加入反应釜,用片碱调节pH值为8.0,加入过硫酸铵-亚硫酸氢钠引发剂,在40 ℃下反应6 h,再在80 ℃下水解5 h后得到胶体状产物,对胶体进行造粒、干燥、粉碎,即得泡沫压裂液用稠化剂BCG-8。表 1为稠化剂性能测试结果。
在pH值为4~7范围内,BCG-8的溶胀速度和表观黏度受pH值的影响较小,溶胀时间短,表观黏度较高。放置4天后,黏度基本无变化,说明溶液稳定性好。值得一提的是,由于BCG-8溶液在低pH值下具有良好稳定性,而CO2的饱和水溶液pH值在5.5左右,所以,BCG-8与CO2复配形成泡沫压裂液后其性能不会受到影响。
B-55是一种磺酸盐型的阴离子表面活性剂,在体系中具有增效和起泡两个作用:一方面,B-55能够与稠化剂分子产生缔合作用及协同效应,形成可逆的空间网架结构,显著提高溶液的表观黏度和结构强度;另一方面,B-55能使溶液易于生成稳定、均匀的泡沫,从而形成CO2泡沫压裂液。在相同条件下评价了不同加量下B-55在体系中的增黏性能及起泡性能,起泡率及泡沫质量计算见式(1)和式(2),测试结果见表 2。
式中:η为起泡率,%;Q为泡沫质量,%;V0为初始液体体积,mL;V为泡沫液体积,mL;W为泡沫液质量,g。
从表 2可看出,加入B-55后,压裂液的表观黏度和起泡率都有一个明显的上升过程,说明B-55的加入能够显著提高体系的性能。基液黏度过大,会导致压裂液的起泡率降低,所以其用量可根据配方要求进行优化。
CO2溶于水后存在以下的电离过程:CO2+H2O→HCO3-+H+,随温度和压力的升高,CO2溶解量增加促使反应正向进行,溶液的pH值随之下降[7-8]。加入B-14后,其在一定条件下释放出H+,减弱正向反应程度,降低CO2在水中的溶解度,防止pH值过低对压裂液性能造成影响,从而提高液体稳定性。
0.3%~0.6%(w)稠化剂BCG-8+0.2%~0.45%(w)黏度增效剂(起泡剂)B-55+0.2%~0.4%(w)调节剂B-14+1%(w)KCl。
气相:CO2气源(实验室)或者液态CO2(现场施工)。
其他:破胶剂APS。
RS6000高温高压流变仪(密闭圆筒系统、PZ38转子)、吴茵(Waring)混调器、六速旋转黏度计、烘箱、表界面张力仪、恒温水浴、感量0.000 1 mg电子天平、不锈钢老化罐、量筒等。
基液配制:按配方比例量取所需的配液水,倒人吴茵混调器中,调节好混调器转速,先将调节剂、KCl加入水中搅拌均匀,再缓慢加人稠化剂BCG-8,待形成均匀的溶液后,停止搅拌,即为压裂液基液。
水基压裂液制备:直接向压裂液基液中按设计比例加入B-55,搅拌均匀即为未起泡的水基压裂液。
泡沫压裂液制备:量取一定体积的压裂液基液倒入吴茵混调器中,加入设计比例的B-55,加盖密封,并用CO2气源向溶液中缓慢通气,调节混调器转速至700 r/min,搅拌5 min停止,立即倒入1 000 mL量筒中,并读取泡沫液的体积。
实验考察了不同配方、不同温度下BCF压裂液的泡沫稳定性,结果见表 3。
BCF压裂液是以弹性为主的结构流体,溶质分子链间通过物理交联作用形成超分子结构状态,从而具有高黏弹性,这对泡沫液的稳定性十分有利,进而提高泡沫压裂液耐温和携砂性能[9-10]。
实验结果表明,随稠化剂浓度升高,压裂液起泡率有略微降低,但泡沫稳定性明显增加,室温下半衰期均超过5天,最长达8天;温度对泡沫的稳定性影响较大,但泡沫质量为67%的泡沫压裂液在pH值4.8、温度90 ℃下半衰期超过5 h,说明泡沫稳定性强。
评价方法:量取70 mL已制备好的泡沫液并称其质量,然后转入RS6000高温流变仪密闭系统,接入CO2气源加压并保证压裂液处于CO2环境,开启程序对压裂液进行耐温耐剪切性能测试,测试示意图见图 1,测试结果见图 2。
实验结果表明,BCF泡沫压裂液的耐温性能可达140 ℃。温度稳定后,体系中存在一个结构动态平衡,表观黏度保持在30 mPa·s以上。BCF压裂液属于黏弹性类压裂液体系,其表观黏度大于20 mPa·s时就具有强大的空间结构[11],说明BCF压裂液具有良好的耐温耐剪切性能,能够满足140 ℃以下的压裂施工要求。
对于此类超分子结构压裂液体系,压裂液的黏弹性更能准确地反映液体携砂性能的好坏[12]。BCF压裂液具有优良的黏弹性,必然具备优良的携砂性能,可通过静态悬砂实验来加以验证。
评价方法:按液体配制方法配制BCF水基和泡沫液(Q=65%),取200 mL液体倒入烧杯中,置于90 ℃水浴锅中恒温20 min,再将液体倒入吴茵混调器中,按30%的砂比加入20~40目的陶粒并搅拌均匀,随即倒入250 mL的量筒,并放入90 ℃的烘箱中,开始计时,每隔一定时间记录上层析出的清液体积。两组液体静态悬砂实验现象见图 3(备注:BCF压裂液配方:0.45%(w)BCG-8+0.3%(w)B-14 +0.3%(w)B-55)。
实验结果表明,BCF压裂液静态悬砂性能优良,特别是BCF泡沫压裂液,形成稳定泡沫后携砂性能大幅度提高,支撑剂在泡沫液中分散均匀,泡沫之间对支撑剂有包裹和支撑作用[13-14],室温下放置一天后支撑剂无沉降,在90 ℃下放置4 h后顶部析出清液体积很少。
评价方法:配制BCF压裂液的水基和泡沫液各1 000 mL,平均分成两组,分别加入0.01%(w)、0.03%(w)的破胶剂,4组压裂液放置于90 ℃的烘箱中破胶,每30 min观察和记录破胶情况,待液体完全破胶,冷却后测试相关数据,结果见表 4。
由表 4可见,不管是水基还是泡沫压裂液,5 h内均能完全破胶,破胶液清澈透明,黏度低并且表面张力很低(24 mN/m以下),利于返排;更重要的是,泡沫压裂液由于减少了液相用量,从而减少了稠化剂的相对用量,ρ(残渣)低至1 mg/L以下,显著降低了残渣对储层和支撑裂缝导流能力带来的伤害[15]。
延长油田某页岩气探井,井深3 600 m,地层温度110 ℃。该井压裂目的层段为厚层泥页岩夹薄砂岩,泥质含量高,且微裂缝较为发育。因此,采用超分子聚合物清洁CO2泡沫压裂液进行施工,降低储层敏感性和残渣伤害,提高破胶液返排能力,同时降低滤失,保证主裂缝起裂和延伸,提高加砂成功率。
该井压裂液用量458.9 m3,CO2用量145 m3,加入陶粒55 m3。压裂液泡沫质量52.6%~57.7%,施工过程中注CO2阶段压力在60 MPa左右且平稳,停注CO2后,压力迅速下降,施工曲线如图 4所示。
施工结束后,排液80 m3即试产,增产效果显著,天然气产量是同一区块其他井常规压裂液施工井产气量(3×104 m3/d)的两倍以上。
现场应用表明,采用超分子聚合物清洁CO2泡沫压裂液施工,有效提高了液体效率,降低了施工摩阻,提高了施工安全性;并且BCF泡沫压裂液对地层伤害小,措施见效快。
(1) 通过分子设计及合成研发出了一种压裂液稠化剂,将稠化剂与阴离子表面活性剂、CO2复配,即形成一种超分子聚合物清洁CO2泡沫压裂液体系。
(2) 评价了该体系的综合性能,该体系泡沫稳定性强,滤失量小,并且压裂液在低pH值下具有优良的耐温耐剪切性能(耐温达140 ℃)和携砂性能,完全能满足140 ℃以下不同温度地层的压裂施工要求。
(3) 该体系ρ(残渣)低至1 mg/L以下,并且表面张力低至24 mN/m以下,利于破胶液的迅速返排,并且残液呈酸性,极大地降低了压裂液对支撑裂缝导流能力和储层的伤害。
(4) 该体系在延长油田某页岩气井得到顺利实施,该压裂液对地层伤害小,措施见效快,对页岩气等特殊气藏的储层改造具有指导意义。