邱 小 慶

(中石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院， 鄭州 450006)

納米材料通常是指尺寸在100 nm以下的微小材料。納米微乳助劑具有顆粒極小、界面張力超低、滲透性極強(qiáng)等特點(diǎn)，可用于改善致密低滲儲層壓裂改造效果[1]。

低滲油氣藏壓裂改造中有大量外來液體浸入儲層，極易造成嚴(yán)重的油氣層傷害，因此壓裂液的高效返排性能尤為重要[2]。在常規(guī)壓裂液中加入助排劑可實(shí)現(xiàn)快速返排，但助排劑無法及時有效地到達(dá)致密巖石孔隙中[3]。相比之下，納米微乳助劑顯示出一定優(yōu)勢。進(jìn)入油氣層后，微乳液滴能有效地進(jìn)入巖石的微小空隙，避免水流入地層，從而降低水鎖或相位誘捕效應(yīng)造成的損害，減小地層巖石與外來流體的界面張力以及入井液體與管壁的摩阻，最終有利于壓裂液的高效返排，減輕油氣層傷害，改善改造效果[4-5]。

本次調(diào)研中優(yōu)選出的NZ納米復(fù)合液，由表面活性劑、納米石墨顆粒、檸檬烯類有機(jī)溶劑和水結(jié)合而形成。它所形成的膠束直徑為10～30 nm，平均20 nm，膠束外部為非離子表面活性劑，內(nèi)部為有機(jī)溶劑，膠束外端為親水結(jié)構(gòu)。通過設(shè)計新型實(shí)驗方法，開展非常規(guī)實(shí)驗研究，觀察對比納米復(fù)合液和常規(guī)助排劑的性能。

1 抗固相吸附評價

目前的應(yīng)用研究中，主要通過助排劑初始表面張力進(jìn)行壓裂液助排劑優(yōu)選，較少考慮實(shí)際施工中由于巖石吸附造成助排劑有效濃度降低這一因素。本次研究中，根據(jù)實(shí)際施工情況組建一套吸附評價裝置，對比納米復(fù)合液和常規(guī)助排劑DL-12的抗吸附性能。

1.1 儀器設(shè)備及方法

實(shí)驗所用主要儀器設(shè)備有平流泵、填砂管(長30 cm、內(nèi)徑3.8 cm，填20/40目石英砂554 g)、儲液罐、稱量天平、表界面張力儀。吸附實(shí)驗裝置如圖1所示。

圖1 吸附實(shí)驗裝置

實(shí)驗步驟是：(1) 分別測試0.2%納米復(fù)合液和0.2% DL-12助排劑溶液的初始表面張力；(2) 將這兩種溶液分別經(jīng)1#填砂管和2#填砂管吸附，排速為10 mL/min，按1PV體積(約125 mL)回收，測量并記錄回收液的表面張力；(3) 每通過1 PV體積溶液，就測量一次液體通過后的表面張力，直至通過填砂管的溶液表面張力不再變化。

1.2 實(shí)驗結(jié)果及分析

測試得知，0.2%NZ納米復(fù)合液的初始表面張力為27.6 mN/m，0.2%DL-12助排劑溶液的初始表面張力為25.5 mN/m。2種溶液通過填砂管后的表面張力變化如圖2所示。實(shí)驗結(jié)果表明，在相同條件下，2種溶液通過填砂管固相吸附后，表面張力都有所增大，表明處理液的有效成分均已被部分吸附。

圖2 溶液通過填砂管后表面張力變化

對比2種溶液的表面張力增幅可看出，NZ納米復(fù)合液抵抗吸附的能力明顯優(yōu)于DL-12助排劑。特別是，NZ納米復(fù)合液的初始表面張力略高于DL-12助排劑；經(jīng)過1 PV填砂管吸附后，表面張力明顯低于后者；經(jīng)過3 PV填砂管吸附后，表面張力趨于穩(wěn)定，與初始表面張力持平。而DL-12工作液通過填砂管的體積為10 PV時，表面張力依然處于超高值。這表明有效成分被固相表面吸附的情況非常嚴(yán)重。

納米復(fù)合液替代助排劑用于壓裂液中，可以有效地減少表面活性劑在巖石表面上的吸附，使壓裂液保持較高的有效濃度，擴(kuò)大有效作用范圍。

2 潤濕性對比

2.1 實(shí)驗方法

取4塊同井同深度巖心(確保巖心性能穩(wěn)定)，在105 ℃下恒溫干燥2 h；再分別用清水滴在干巖心上，記錄4組干巖心的接觸角值。用4組工作液(0.2%DL-12助排劑、0.2%DL-12助排劑+0.5%起泡劑、0.2%NZ納米復(fù)合液、0.2%NZ納米復(fù)合液+0.5%起泡劑)分別浸泡4組巖心3 h，浸泡后干燥處理2 h。最后，用清水分別滴4組處理后的巖心，分別記錄接觸角的數(shù)值。繪制圖形，比較工作液處理前后巖心表面的接觸角變化情況。

2.2 實(shí)驗結(jié)果分析

巖心浸泡前后的表面接觸角變化如圖3所示。

圖3 巖心浸泡前后表面接觸角變化

經(jīng)NZ納米復(fù)合液浸泡后，清水在巖心表面的接觸角由33°分別升高至53.8°、45.3°，巖心表面的潤濕性得到顯著改變。

經(jīng)過DL-12型助排劑溶液浸泡后，清水在巖心表面的接觸角分別由31.0°、28.8°升高至33.0°、33.4°，潤濕性的改變不明顯。

毛細(xì)管力的計算，如式(1)所示：

(1)

式中：pcap——毛管力，Pa；

r—— 毛管半徑，mm；

θ—— 潤濕角，(°)；

σ—— 界面張力，mN/m。

較低的表面張力和較高的潤濕角能夠有效地使毛細(xì)管力降低，有利于液體從地層中排出。雖然NZ納米復(fù)合液的初始表面張力值較高(27.6 mN/m)，DL-12助排劑的初始表面張力較低(25.5 mN/m)，但是，經(jīng)過納米復(fù)合液潤濕的巖心具有較大的表面接觸角。根據(jù)式(1)可知，DL-12助排劑的毛管力和NZ納米復(fù)合液毛管力之比，降低了23.8%，相同毛細(xì)管條件下NZ納米復(fù)合液的流動阻力相對較小。

因此，在致密氣藏壓裂施工中，納米復(fù)合液相對于DL-12型助排劑溶液能更有效地使毛細(xì)管力降低，從而促進(jìn)和加速破膠液返排，減少對儲層的二次傷害。

3 助排效果對比

根據(jù)表征需求，自主設(shè)計了填砂管模型，通過模型模擬對比納米復(fù)合液和DL-12助排劑的助排能力。

3.1 實(shí)驗儀器設(shè)備及方法

實(shí)驗所用的儀器設(shè)備主要有填砂管(長30 cm，內(nèi)徑3.8 cm，加20/40目石英砂533.21 g)、稱量天平和儲液杯等。

實(shí)驗方法是：分別在2個填砂管內(nèi)加入0.2%NZ納米復(fù)合液溶液和0.2% DL-12助排劑溶液，加量均為143.62 g；打開填砂管底部，使溶液在重力作用下自然排出，隨時間變化測定并記錄排出液的體積；計算排液速率，繪制排液隨時間變化曲線和排液速率曲線。

3.2 實(shí)驗結(jié)果分析

2種溶液自然排液量隨時間的變化曲線如圖4所示：NZ納米復(fù)合液總排液量高出22%，且加入NZ納米復(fù)合液的溶液在受測時間點(diǎn)的排液量均大于DL-12助排劑溶液。NZ納米復(fù)合液在260 s 時的排液量已超過了DL-12助排劑溶液在3 600 s的總排液量。NZ納米復(fù)合液在排出3 600 s時，填砂管的殘余液量為21.48 g，束縛水飽和度為14.96%；而DL-12助排劑溶液排出3 600 s時，填砂管殘余液量為43.04 g，束縛水飽和度為30%。NZ納米復(fù)合液的束縛水飽和度與DL-12助排劑相比減少了50%。

圖4 自然排液量與時間的關(guān)系曲線

圖5 前500 s排液量與時間的關(guān)系曲線

對比實(shí)驗中前500 s的自然排液曲線(見圖5、圖6)，可以看出：NZ納米復(fù)合液僅用時260 s即排出了70%的液體，而DL-12助排劑溶液則用時3 600 s 才排出等量液體，納米復(fù)合液比DL-12助排劑用時縮短90%以上；NZ納米復(fù)合液與DL-12助排劑溶液相比，其總排液量和排液速率均具優(yōu)勢，助排效果顯著。

圖6 前500 s排液速率與時間的關(guān)系曲線

4 滲透率恢復(fù)效果對比

壓裂施工，是指通過人工裂縫的形成來增大泄氣面積和建立高導(dǎo)流通道，而壓裂液對儲層和裂縫的傷害程度均直接影響壓裂的效率[6]。在此，通過2種溶液對填砂管傷害后的氣體滲透實(shí)驗，比較納米復(fù)合液和常規(guī)助排劑傷害后的裂縫滲透率恢復(fù)情況。

4.1 實(shí)驗儀器設(shè)備及方法

實(shí)驗所用儀器設(shè)備主要有填砂管(長12 cm，內(nèi)徑2.2 cm、加20/40目石英砂99.38 g)、注氣泵。實(shí)驗裝置如圖7所示。

圖7 注氣前后滲透率恢復(fù)對比實(shí)驗裝置示意圖

實(shí)驗方法是：在2個填砂管中分別注入0.2%納米復(fù)合液溶液和0.2%DL-12助排劑溶液，加量均為45 mL；打開填砂管底部開口5 min，自然排出液體；連接注氣泵，調(diào)節(jié)注氣氣壓，分別至0.3 MPa和0.5 MPa；觀察頂部小液柱的位置。

4.2 實(shí)驗結(jié)果分析

注氣泵的氣壓調(diào)至低檔(0.3 MPa)和高檔(0.5 MPa)時，均有氣體通過NZ納米復(fù)合液填砂管，頂部小液柱上移，而DL-12助排劑填砂管上部小液柱位置無變化。NZ納米復(fù)合液對支撐裂縫滲透率的傷害較小，液體排出后滲透率恢復(fù)水平明顯高于DL-12。

5 洗油能力對比

測試納米復(fù)合液和常規(guī)助排劑溶液的洗油能力，表征工作液的溶油性能及解除有機(jī)質(zhì)堵塞的性能。根據(jù)2種溶液浸泡油砂后油的析出情況，對比納米復(fù)合液和常規(guī)助排劑的洗油能力。

5.1 儀器設(shè)備及方法

所用實(shí)驗儀器設(shè)備主要有500 mL洗油瓶和50 ℃水浴鍋，所用材料主要有大慶稠油原油(密度0.85 g/cm3，50 ℃黏度210 mPa·s)和20/40目石英砂。

實(shí)驗方法是：用水浴鍋將7 g原油加熱至50 ℃，保持恒溫10 min；稱取20/40目石英砂42 g，將油與石英砂充分?jǐn)嚢杈鶆?；保持油砂混合?0 ℃水浴2 h，備用；將4份油砂(每份7 g)加入洗油瓶，置于水浴鍋中，恒溫加熱。每隔30 min記錄一次洗油結(jié)果。洗油實(shí)驗工作液配制比例和添加油砂質(zhì)量如表1所示。

表1 洗油實(shí)驗工作液配制比例和添加油砂質(zhì)量

5.2 實(shí)驗結(jié)果分析

從左至右將裝有工作液的洗油瓶依次編為1號(0.2%納米復(fù)合液)、2號(0.2% 納米復(fù)合液+0.5%起泡劑)、3號(0.2% DL-12助排劑+0.5%起泡劑)、4號(0.2%非離子表活劑)。 洗油性能數(shù)據(jù)如表2所示。

根據(jù)洗油性能實(shí)驗結(jié)果可知，NZ納米復(fù)合液具有良好的洗油能力，在受測時間點(diǎn)檢測的出油量結(jié)果均顯示了其在洗油量和洗油速率兩方面的顯著優(yōu)勢。此外，實(shí)驗中可以清晰地觀察到，納米復(fù)合液洗油瓶中有非常均勻的微小油滴析出。DL-12型助排劑幾乎不具備洗油能力，而非離子表活劑具備一定的洗油能力，但不明顯，洗油效率低。

表2 洗油性能對比數(shù)據(jù)

6 納米復(fù)合液的應(yīng)用效果評價

在現(xiàn)場試驗中，利用納米復(fù)合液替代常規(guī)壓裂液(0.42%HPG+1%KCl+0.2%DL-12助排劑+0.5%起泡劑+0.12%Na2CO3)中的常規(guī)助排劑DL-12，形成納米壓裂液(0.3%HPG+1%KCl+0.2% 納米復(fù)合液+0.2%Na2CO3)，采用中溫強(qiáng)交聯(lián)劑(交聯(lián)比為100 ∶ 0.3)。參照《壓裂液通用技術(shù)條件》(SY/T 6376-2008)中的規(guī)定，評價、對比常規(guī)壓裂液與納米壓裂液的性能。 加入納米復(fù)合液后壓裂液各項常規(guī)性能無明顯影響，顯示出了良好的配伍性能。同時，壓裂液中加入了納米復(fù)合液，具有了常規(guī)標(biāo)準(zhǔn)方法無法定量測試的溶解有機(jī)質(zhì)、降低毛管力、抗固相吸附、有效范圍廣等附加性能，因此其綜合性能優(yōu)于常規(guī)壓裂液體系。

目前，納米壓裂液已在現(xiàn)場試驗2井次(A、B井)。現(xiàn)場檢測，液體性能狀態(tài)良好，均按照設(shè)計要求完成加砂，施工成功率為100%。壓裂后，A井的日產(chǎn)氣量保持在4×104m3，B井的日產(chǎn)氣量保持在2×104m3，效果比較理想。表3所示為2井次施工匯總數(shù)據(jù)。

7 結(jié) 語

對優(yōu)選的納米復(fù)合液與常規(guī)壓裂液助劑性能進(jìn)行對比，結(jié)果表明：納米復(fù)合液可有效地減少表面活性劑在巖石表面的吸附，維持較低的表面張力；由納米復(fù)合液浸泡過的巖石，清水在其表面的接觸角增大，從而使其在同等儲層條件下與常規(guī)壓裂液相比毛管力降低、返排率提高、濾液傷害減輕。此外，納米材料具有清洗有機(jī)物、溶解沉淀有機(jī)質(zhì)的作用，與現(xiàn)用壓裂液材料的配伍性良好，可直接加入現(xiàn)有壓裂液中使用。納米壓裂液現(xiàn)場應(yīng)用情況表明，納米壓裂液具有較好的現(xiàn)場適應(yīng)性，現(xiàn)場試驗2井次，穩(wěn)產(chǎn)效果均較好。納米復(fù)合液適用于針對致密低滲儲層的壓裂施工作業(yè)，具有良好的現(xiàn)場應(yīng)用前景。

表3 2井次施工匯總數(shù)據(jù)