CO2泡沫双子表面活性剂清洁压裂液研究与试验
杨浩珑1, 向祖平1, 李龙2, 袁迎中1     
1. 重庆科技学院石油与天然气工程学院, 重庆 401331;
2. 中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院, 四川成都 610051
摘要: 目前常用的压裂液存在与非常规油气储层配伍性差、破胶返排困难和容易对储层造成二次伤害等问题,无法满足非常规油气井压裂施工的需求。为此,结合清洁压裂液和泡沫压裂液的特点,研制了新型双子表面活性剂WG-2,形成了一种CO2泡沫双子表面活性剂清洁压裂液,并对其综合性能进行了评价。评价结果表明:该压裂液具有较强的泡沫稳定性、良好的耐温抗剪切性能、黏弹性能、携砂性能、破胶性能和低伤害特性。CO2泡沫双子表面活性剂清洁压裂液在X-3井进行了现场试验,该井压裂施工过程顺利,压裂后的日产油量是采用羟丙基胍胶压裂液邻井X-4井的2倍多,增产效果显著。室内与现场试验结果表明,该压裂液能够满足非常规油气储层的压裂施工作业,具有良好的推广应用前景。
关键词: 双子表面活性剂     CO2泡沫压裂液     清洁压裂液     非常规储层    
Research and Experiments of a Clean Fracturing Fluid System with CO2 Foam Gemini Surfactant
YANG Haolong1, XIANG Zuping1, LI Long2, YUAN Yingzhong1     
1. School of Petroleum Engineering, Chongqing University of Science & Technology, Chongqing, 401331, China;
2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chengdu, Sichuan, 610051, China
Abstract: Current prevailing fracturing fluid systems exhibit problems in the fracturing of unconventional oil and gas reservoirs such as poor formation compatibility, difficult gel breaking and flowback as well as secondary damage to formations, so they cannot meet the requirements of fracturing in unconventional oil and gas wells.To overcome these problems, a new type of gemini cationic surfactant WG-2 was synthesized in combination of the characteristics of clean fracturing fluid and foam fracturing fluid.On this basis, a clean fracturing fluid system with CO2 foam gemini surfactant was developed and its comprehensive performance was evaluated in the laboratory.The evaluation results demonstrated that the fracturing fluid system has strong foam stability, good temperature and shear resistance, viscoelastic properties, sand carrying capacity, gel breaking performance and low damage characteristics.The clean fracturing fluid with CO2 foam gemini surfactant was used in Well X-3 for field tests.The fracturing operation went well, and the daily oil production after fracturing was twice of that from adjacent Well X-4, which had been fractured with the fracturing fluid system of hydroxy propyl guar gum.The results of laboratory and field tests showed that this fracturing fluid system could meet the fracturing operation requirements for unconventional oil and gas reservoirs and also possesses good popularization and application prospects.
Key words: gemini surfactant     CO2 foam fracturing fluid     clean fracturing fluid     unconventional reservoir    

非常规油气资源开发的关键是对储层进行压裂改造, 实现油气工业化开采[1]。目前国内外压裂常用的水基压裂液有天然植物胶压裂液、合成聚合物压裂液和纤维素压裂液, 这些压裂液由于含有相对分子质量较大的聚合物, 导致其在储层中破胶困难、破胶后残渣含量高, 对储层造成的伤害较重[2-6]

近年来, 清洁压裂液和泡沫压裂液成为非常规油气储层压裂改造常用的压裂液, 泡沫压裂液具有用水量少、快速返排和对储层伤害轻等特点[7-9], 但其稳定性较差, 导致其应用受到一定的限制; 清洁压裂液具有易破胶、返排快、施工摩阻低、与地层配伍性好和残渣含量低等特点[10-14], 但与常规胍胶压裂液相比滤失速率较大, 且仅适用于低温浅井。为此, 笔者结合泡沫压裂液和清洁压裂液的特点, 研究了一种双子表面活性剂, 并以此为基础配制了CO2泡沫双子表面活性剂清洁压裂液(以下简称CO2泡沫清洁压裂液)。该压裂液具有较强的泡沫稳定性、携砂能力和耐温抗剪切性能, 并且具有破胶彻底迅速、残渣含量低和对储层岩心伤害较轻的特点, 适用于非常规油气储层的压裂施工。

1 CO2泡沫清洁压裂液设计原理 1.1 设计原理

针对表面活性剂清洁压裂液的特点, 通过引入特殊基团, 研制了一种新型黏弹性表面活性剂, 增强了表面活性剂的抗温抗盐性、溶解性及其与CO2泡沫的配伍性等。该表面活性剂属于双子表面活性剂, 与常规表面活性剂相比具有更好的溶解性和稳定性, 在较低的浓度下能够与多元缔合共聚物协同作用形成超分子聚集体, 当其浓度达到临界胶束浓度时, 在溶液中能够形成稳定的空间网状结构, 使流体具有良好的黏弹性。将新型双子表面活性剂压裂液和CO2泡沫压裂液结合起来, 形成CO2泡沫清洁压裂液, 可充分发挥CO2泡沫压裂液和清洁压裂液的各自优势, 使其具有低残渣和低伤害的特性。

1.2 双子表面活性剂WG-2的制备

双子表面活性剂WG-2是通过化学键将2个单链普通表面活性剂分子在离子头基处连接起来而形成的一种新型黏弹性表面活性剂, 由于含有多个极性基团, 能够有效平衡不同离子头基相同电荷之间的排斥力, 使其具有良好的溶解性、抗温性和表面活性, 而较低的临界胶束浓度使其水溶液黏度随表面活性剂浓度增大而迅速增大。

1.2.1 试验材料

硬脂酸; N, N-二甲基, 1, 3-丙二胺; 乙醇钠; 1, 3-二氯异丙醇; 异丙醇; 乙酸乙酯。

1.2.2 制备方法

将硬脂酸和N, N-二甲基, 1, 3-丙二胺按一定的比例加入到烧瓶中, 再加入一定量的乙醇钠作为催化剂, 将pH值调至8左右, 加热至125 ℃, 搅拌回流反应7 h, 冷却后即得中间产物。将中间产物与1, 3-二氯异丙醇按一定的比例加入到装有乙醇和水混合溶剂的反应器中, 加热搅拌至反应物完全溶解, 升温至70 ℃反应6 h后, 得到淡黄色固体产物, 用异丙醇和乙酸乙酯重结晶2~3次, 将结晶产物烘干, 即得到最终产物新型双子表面活性剂WG-2。

1.3 压裂液的配制

利用室内制备的双子表面活性剂WG-2作为黏度调节剂, 评价和优选了稠化剂G-11、起泡剂SDBS及螯合剂C-12等处理剂, 配制得到了CO2泡沫清洁压裂液, 配方为1.0%KCl+0.6%稠化剂G-11+0.2%黏度调节剂WG-2+0.5%起泡剂SDBS+0.3%螯合剂C-12+CO2

配制方法为:首先, 按比例量取一定体积的水置于吴茵混调器中, 将转速调至500 r/min, 依次加入KCl、螯合剂C-12, 搅拌至全部溶解, 然后缓慢加入稠化剂G-11, 继续搅拌至形成均匀的溶液, 得到压裂液基液; 接着加入黏度调节剂WG-2, 搅拌均匀; 最后, 加入起泡剂SDBS, 将吴茵混调器盖紧密封, 将转速调至800 r/min, 同时通入CO2, 搅拌3 min, 即得CO2泡沫清洁压裂液。

2 CO2泡沫清洁压裂液性能评价

对CO2泡沫清洁压裂液的耐温耐剪切性能、泡沫稳定性、黏弹性能、携砂性能、破胶性能和对岩心的伤害性等性能进行评价。

2.1 耐温耐剪切性能

压裂液的耐温耐剪切性能会直接影响其携砂和造缝的能力[15]。量取一定体积的压裂液并称其质量, 在密闭条件下通入CO2气体, 保证压裂液处于CO2环境中, 采用HAAKE RS6000型高温旋转流变仪测试不同温度下压裂液黏度随剪切时间的变化情况, 结果见图 1

图 1 CO2泡沫清洁压裂液耐温抗剪切性能测试结果 Fig.1 Test results of temperature and shear resistance of CO2 foam clean fracturing fluid

图 1可以看出, CO2泡沫清洁压裂液的黏度随着剪切时间增长和温度升高均会降低。当试验温度稳定在120 ℃时, 剪切140 min后, 其黏度仍保持在50 mPa·s左右, 满足SY/T 6376—2008 《压裂液通用技术条件》中黏弹性表面活性剂压裂液表观黏度不小于20 mPa·s的要求[16], 说明该压裂液的耐温性能可以达到120 ℃, 具有良好的耐温抗剪切性能, 能够适用于温度不高于120 ℃储层的压裂施工。

2.2 泡沫稳定性

泡沫稳定性主要受泡沫液的黏度、结构和表面活性的影响, 可以根据起泡率、泡沫质量和泡沫半衰期等参数直观地判断泡沫的稳定性, 因此, 通过测定以上参数来评价CO2泡沫清洁压裂液的泡沫稳定性。

起泡率和泡沫质量的计算公式分别为:

(1)
(2)

式中: 为起泡率; Q为泡沫质量; V为所取泡沫压裂液的体积, mL; V0为所取基液的体积, mL; m为所取泡沫压裂液的质量, g。

将配制好的CO2泡沫清洁压裂液倒入量筒中, 并开始计时, 当泡沫压裂液的析出体积为基液体积的一半时, 停止计时, 所用的时间即为泡沫半衰期, 结果见表 1

表 1 CO2泡沫清洁压裂液泡沫稳定性评价结果 Table 1 Evaluation results of foam stability of the CO2 foam clean fracturing fluid
序号 起泡
率, %
泡沫
质量, %
pH
不同温度下的泡沫半衰期/h
25℃ 50℃ 80℃ 90℃ 110℃
1 191.9 65.2 4.6 175 12.5 7.1 5.8 3.6
2 195.3 64.9 4.7 169 11.9 6.6 5.1 3.0
3 194.5 66.1 4.6 181 13.1 7.5 5.7 3.5

表 1可知, CO2泡沫清洁压裂液的起泡率和泡沫质量均较高。温度对泡沫半衰期的影响较为明显, 常温下压裂液的泡沫半衰期可以达到170.0 h以上; 当温度为80 ℃时, 泡沫半衰期可以达到7.0 h左右; 当温度升高至110 ℃时, 泡沫半衰期仍可以达到3.0 h以上, 说明泡沫的稳定性较强。这是由于压裂液中的黏弹性表面活性剂和聚合物稠化剂通过分子链间的相互作用形成了弹性网状结构, 使其具有较高的黏弹性, 增强了泡沫的稳定性。

2.3 黏弹性能

黏弹性流体可以看作是黏性和弹性综合作用的流体。Hoffmann[17]提出的黏弹性流体判定方法为:在角速度0.1 ~100.0 rad/s条件下, 若弹性模量大于黏性模量, 且弹性模量大于0.1 Pa, 认为该溶液具有黏弹性。使用MARS可视流变仪在室温振荡模式下测定不同角速度下CO2泡沫清洁压裂液的弹性模量和黏性模量, 结果见表 2

表 2 CO2泡沫清洁压裂液黏弹性能评价结果 Table 2 Evaluation results of viscoelastic properties of the CO2 foam clean fracturing fluid
角速度/(rad·s-1) 弹性模量/Pa 黏性模量/Pa
0.1 1.2 0.8
0.5 2.3 1.1
1.0 3.1 0.7
5.0 5.9 0.6
10.0 7.1 0.6
50.0 7.9 0.5
100.0 8.6 0.4

表 2可知, 在测定频率范围内, CO2泡沫清洁压裂液的弹性模量总是大于黏性模量, 说明该压裂液具有良好的黏弹性能。

2.4 携砂性能

清洁压裂液往往具有较好的黏弹性能, 所以一般具备良好的携砂性能。采用SY/T 5185—2016《砾石充填防砂水基携砂液性能评价方法》中携砂液携砂能力的测定方法, 测定石英砂和陶粒全部沉降至容器底部所需的时间来评价CO2泡沫清洁压裂液的携砂性能。具体试验步骤为:取500 mL泡沫质量为66%的CO2泡沫清洁压裂液于烧杯中, 放置在不同温度的水浴锅中恒温30 min, 按不同砂比分别加入粒径为0.425~0.850 mm的石英砂和陶粒并搅拌均匀, 加入到高度0.80 m的透明容器中, 然后放置于不同温度的烘箱中, 记录石英砂和陶粒全部沉至容器底部所需的时间, 并计算沉降速度, 结果见表 3

表 3 CO2泡沫清洁压裂液体系携砂性能评价结果 Table 3 Evaluation results of sand carrying capacity of the CO2 foam clean fracturing fluid system
温度/
砂比,
%
全部沉至底部的时间/h 沉降速度/(mm·min-1)
石英砂 陶粒 石英砂 陶粒
25 10 125.5 133.6 0.11 0.10
30 109.1 119.3 0.12 0.11
50 10 75.6 88.2 0.18 0.15
30 56.3 67.1 0.24 0.20
80 10 47.5 52.9 0.28 0.25
30 36.4 41.2 0.37 0.32

表 3可以看出, 随着温度和砂比升高, CO2泡沫清洁压裂液的携砂性能逐渐降低。当试验温度为80 ℃、砂比为30%时, 石英砂和陶粒全部沉降至容器底部所需的时间分别为36.4和41.2 h, 沉降速度分别为0.37和0.32 mm/min, 表明该压裂液的静态悬砂性能较好[18-19]。这是由于泡沫压裂液形成的结构致密的泡沫能够和石英砂(陶粒)颗粒之间产生交互作用, 使石英砂(陶粒)均匀地分散在泡沫压裂液中, 从而提高了压裂液的携砂能力。

2.5 破胶性能

压裂液必须具备良好的破胶性能, 以保证压裂施工后返排作业的顺利进行。在CO2泡沫清洁压裂液中加入一定量的破胶剂(过硫酸铵), 在不同温度下进行破胶试验, 每隔一段时间测定压裂液的表观黏度, 并观察破胶情况。当表观黏度不再变化时, 即完全破胶, 记录完全破胶时间和破胶液黏度, 并测定破胶液的表面张力和残渣含量, 以评价CO2泡沫清洁压裂液的破胶性能, 结果见表 4

表 4 CO2泡沫清洁压裂液破胶性能评价结果 Table 4 Evaluation results of gel breaking performance of the CO2 foam clean fracturing fluid
温度/
破胶剂
加量, %
完全破胶
时间/h
破胶液
黏度/
(mPa·s)
破胶液
表面张力/
(mN·m-1)
残渣含量/
(mg·L-1)
50 0.02 4.9 4.4 24.68 0.92
0.04 2.8 2.9 23.17 0.79
0.06 2.1 2.2 23.08 0.84
70 0.02 4.2 4.6 24.81 0.87
0.04 2.2 2.8 23.27 0.79
0.06 1.7 2.2 21.91 0.72
80 0.02 3.6 4.2 24.22 0.85
0.04 1.8 1.9 23.95 0.92
0.06 1.5 1.8 23.89 0.88
90 0.02 3.2 3.9 24.31 0.91
0.04 1.4 2.0 22.78 0.84
0.06 1.2 1.5 21.94 0.82
110 0.02 2.3 3.5 22.61 0.78
0.04 1.1 2.5 24.18 0.76
0.06 0.8 1.5 23.24 0.69

表 4可以看出, 在不同温度下, 当破胶剂加量为0.04%时, CO2泡沫清洁压裂液完全破胶时间小于3.0 h, 破胶液的黏度低于3.0 mPa·s, 表面张力低于25.0 mN/m, 残渣含量低于1.0 mg/L; 说明该压裂液破胶较为迅速彻底, 并且破胶液的黏度和表面张力较小, 有利于后期返排作业的进行; 残渣含量很小, 不会对储层造成二次伤害。

2.6 对岩心的伤害性能

参照SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》中的压裂液对岩心基质渗透率损害率测定方法[20], 利用多功能岩心驱替试验装置, 评价破胶剂加量为0.04%时CO2泡沫清洁压裂液破胶液对储层天然岩心的伤害情况, 并与常用的羟丙基胍胶压裂液破胶液进行对比, 结果见表 5

表 5 不同压裂液对岩心的伤害评价结果 Table 5 Evaluation results of core damage of different fracturing fluid
破胶液类型 岩心
编号
孔隙度,
%
初始渗
透率/mD
伤害后渗
透率/mD
伤害率,
%
平均伤
害率, %
CO2泡沫清洁压裂液破胶液 C-11 11.9 0.223 0.205 8.1 7.4
C-28 12.2 0.269 0.251 6.7
羟丙基胍胶压裂液破胶液 C-12 12.3 0.282 0.212 24.8 25.0
C-39 12.2 0.211 0.158 25.1

表 5可知, CO2泡沫清洁压裂液破胶液对储层岩心的伤害率平均为7.4%, 而常规羟丙基胍胶压裂液破胶液对储层岩心的伤害率平均达到了25.0%, 说明CO2泡沫清洁压裂液对储层岩心具有低伤害的特性。

由以上性能评价结果可知, CO2泡沫清洁压裂液具有较强的泡沫稳定性、良好的耐温抗剪切性能、黏弹性能、携砂性能、破胶性能和低伤害特性, 能够满足非常规油气储层的压裂施工需求。

3 现场试验

西部某油田探井X-3井压裂层位属于致密砂岩储层, 泥质含量较高, 且发育微裂缝, 压裂施工过程中容易形成大量裂缝, 导致压裂液的利用率低, 从而造成加砂困难等问题。因此, 采用CO2泡沫清洁压裂液进行施工, 以保证良好的储层保护效果, 并能提高加砂成功率和压裂后的返排能力。

X-3井井深2 618.20 m, 压裂层段2 563.00~2 607.50 m, 厚16.80 m, 地层温度79 ℃。按照CO2泡沫清洁压裂液配方配制压裂液, 在地层温度、剪切速率170 s-1下测得现场配制压裂液的表观黏度大于50 mPa·s, 与室内试验结果相似。

压裂施工过程为:首先注入前置液, 并伴注CO2, 泡沫质量为59.2%~65.5%, 注入压力为25.0~40.0 MPa, 排量为1.9 m3/min, 施工用时32 min; 然后注入携砂液, 泡沫质量为66.0%左右, 压力为50.0 MPa左右, 排量为3.2~5.0 m3/min, 施工用时160 min; 停止泵注CO2, 最后注入顶替液, 顶替压力35.0 MPa, 顶替液用量5.5 m3。该井共注入压裂液364.5 m3、CO2240.5 m3, 加入支撑剂陶粒48.0 m3, 平均砂比17.5%。施工排量1.5~5.0 m3/min, 注CO2阶段施工压力在50.0 MPa左右, 停注CO2以后压力下降明显(见图 2)。

图 2 西部某油田X-3井压裂施工曲线 Fig.2 Fracturing operation curves of Well X-3 in an oilfield of western China

CO2泡沫清洁压裂液不仅满足压裂施工的需要, 还具有良好的排液效果。该井压后自喷排液51.0 m3左右即试产, 出现了渐喷的现象, 初步显示出较好的压裂效果。与采用羟丙基胍胶压裂液邻井X-4井开发效果进行了对比, 结果见表 6

表 6 X-3井与邻井X-4井压裂开发效果对比 Table 6 Comparison of fracturing development effects between Well X-3 and adjacent Well X-4
井号 初期产量/(m3·d-1) 后期稳定产量/(m3·d-1)
产液量 产油量 产液量 产油量
X-3 15.35 9.57 10.14 5.53
X-4 9.26 4.68 5.21 2.39

表 6可以看出, X-3井初期产液量达15.35 m3/d, 产油量为9.57 m3/d, 后期产液量为10.14 m3/d, 产油量稳定在5.53 m3/d, 稳定产油量是X-4井的2倍多, 说明采用CO2泡沫清洁压裂液进行压裂, 增产效果较好。

4 结论与建议

1) 以自主合成的双子表面活性剂WG-2为黏度调节剂, 配制了CO2泡沫清洁压裂液。

2) CO2泡沫清洁压裂液具有较强的泡沫稳定性, 在120 ℃下剪切140 min后, 其黏度仍可以保持在50 mPa·s左右, 具有良好的耐温抗剪切性能; 在测定频率范围内, 该压裂液的弹性模量大于黏性模量, 具有良好的携砂性能; 其破胶后黏度、表面张力及残渣含量均较低, 有利于返排作业; 破胶液对岩心的伤害率在7.0%左右, 能够降低压裂液对储层的损害。

3) CO2泡沫清洁压裂液在X-3井进行了现场试验, 取得了较好的增产效果, 建议今后应加强现场施工配套工艺技术研究, 为其大规模推广应用提供技术保障。

4) 需要继续针对不同储层特点和现场压裂施工要求, 通过室内试验和现场试验, 开发出适应不同储层条件的CO2泡沫清洁压裂液, 扩大泡沫清洁压裂液的应用范围。

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文章信息

杨浩珑, 向祖平, 李龙, 袁迎中
YANG Haolong, XIANG Zuping, LI Long, YUAN Yingzhong
CO2泡沫双子表面活性剂清洁压裂液研究与试验
Research and Experiments of a Clean Fracturing Fluid System with CO2 Foam Gemini Surfactant
石油钻探技术, 2018, 46(2): 92-97.
Petroleum Drilling Techniques, 2018, 46(2): 92-97.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.2018021

文章历史

收稿日期: 2017-08-12
改回日期: 2018-01-15

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