麥爾耶姆古麗·安外爾，蒲 迪，翟懷建，劉 寬，鄔國棟，余 波，金 誠，3

（1.中國石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆克拉瑪依 834000；2.四川光亞聚合物化工有限公司四川南充 637500；3.西南石油大學(xué)新能源與材料學(xué)院，四川成都 610500；4.中國石油新疆油田分公司百口泉采油廠，新疆克拉瑪依 834011）

0 前言

隨著各油田低成本戰(zhàn)略逐步實(shí)施，以液態(tài)類稠化劑為基礎(chǔ)形成的免混配壓裂液體系被廣泛應(yīng)用。目前液態(tài)類稠化劑主要有聚合類乳液稠化劑、懸浮液稠化劑［1-7］。聚合乳液稠化劑主要采用反相乳液聚合法合成，稠化劑的相對(duì)分子質(zhì)量可達(dá)千萬以上，在清水中具有較好的增黏性能，但抗鹽性能較差，不適應(yīng)高礦化度配液［8-10］。懸浮液稠化劑主要以白油、柴油或醇基類溶劑為分散介質(zhì)，加入乳化劑、穩(wěn)定劑等添加劑形成穩(wěn)定的懸浮液基液，再加入胍膠、聚丙烯酰胺類或疏水締合聚合物類粉末稠化劑配制而成［11-14］，但目前市面上所用懸浮液稠化劑產(chǎn)品的穩(wěn)定時(shí)間較短（一般小于1 個(gè)月），影響現(xiàn)場使用。胍膠類懸浮液稠化劑受胍膠稠化劑本身降阻效果的影響，現(xiàn)場降阻效果相比聚丙烯酰胺類以及締合聚合物類懸浮液稠化劑的差，市面上這兩種類型的懸浮液稠化劑應(yīng)用較為廣泛。

懸浮液稠化劑的穩(wěn)定性以及本體黏度是懸浮液稠化劑的重要性能，穩(wěn)定性與乳化體系、稠化劑的粒徑和比例存在較大關(guān)系［11-12］。目前關(guān)于乳化劑、分散介質(zhì)對(duì)懸浮液稠化劑穩(wěn)定性以及本體黏度影響研究較多，關(guān)于穩(wěn)定劑、粉末稠化劑粒徑以及含量對(duì)上述性能的影響研究較少。本文以抗鹽締合聚合物KFPY為基礎(chǔ)，以白油為分散介質(zhì)、自制的聚丙烯酸酯類表面活性劑為乳化劑，通過優(yōu)選合適的穩(wěn)定劑、優(yōu)化粉末稠化劑粒徑以及比例，研發(fā)了一種締合型懸浮液稠化劑，對(duì)該稠化劑所形成的滑溜水體系的減阻性能、動(dòng)態(tài)攜砂性能等進(jìn)行測試，并報(bào)道了該劑在新疆瑪湖區(qū)塊的現(xiàn)場應(yīng)用情況。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

抗鹽締合聚合物KFPY，以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、陽離子雙尾鏈?zhǔn)杷畣误wMJ-D12（分子式如圖1 所示）為單體聚合而得，其中AMPS 用量為0.5%，MJ-D12用量為0.03%，相對(duì)分子質(zhì)量為537×104，水解度為23%，四川光亞聚合物化工有限公司；聚丙烯酸酯類乳化劑G14、全氟烷基烯丙基嵌段聚醚類助排劑ZP-6，四川光亞聚合物化工有限公司；10#白油，茂名市向陽富森石化有限公司；有機(jī)改性膨潤土、鈉基膨潤土，新疆夏子街膨潤土有限公司；納米二氧化硅TSP-L30，江蘇天行新材料有限公司；聚丙烯酰胺類乳液稠化劑ZC-1（AM/AA/AMPS三元共聚物，AMPS用量為8%），相對(duì)分子質(zhì)量為1364×104，水解度為20%，有效含量為35%，四川光亞聚合物化工有限公司；聚丙烯酰胺類懸浮液稠化劑HX-1（AM/AA/AMPS三元共聚物，AMPS用量為10%），相對(duì)分子質(zhì)量為2128×104，水解度為25%，有效含量45%，四川光亞聚合物化工有限公司；中密度陶粒，粒度0.38～0.212 mm（40～70 目），新疆油田工程技術(shù)研究院；聚醚類破乳劑DY202，新疆紫光技術(shù)有限公司；精制煤油；氯化鈉、氯化鉀、氯化鈣、氯化鎂，分析純，成都科龍?jiān)噭S。配液用水為瑪18 井水，礦化度為16 522.4 mg/L，主要離子質(zhì)量濃度（單位mg/L）：Na+4329.22、K+2097.92、Ca2+397.16、Mg2+106.4、Cl-9591.68。人造巖心，直徑為2.5 cm、長為5 cm，氣測滲透率約1×10-3μm2，北京嘉德宜邦石油科技有限公司。

圖1 陽離子雙尾鏈?zhǔn)杷畣误w的分子式

LB20ES 型waring 攪拌器，北京萬斛科技有限公司；ZNN-D6B 型電動(dòng)六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，青島恒泰達(dá)機(jī)電設(shè)備有限公司；多功能巖心驅(qū)替裝置，南通市飛宇石油科技開發(fā)有限公司；品氏黏度計(jì)，管徑0.6 mm，上海良品玻璃儀器廠。HAMZ-IV 摩阻測試裝置［15］，自制；可視化動(dòng)態(tài)攜砂物模裝置（俯視圖如圖2 所示），該平臺(tái)可用于研究壓裂液在主縫、一級(jí)和二級(jí)分支縫中動(dòng)態(tài)攜砂能力及鋪置情況。具體地，主縫平板尺寸縫長×縫寬×縫高=700×6×300 mm，分支縫平板尺寸縫長×縫寬×縫高=700×4×300 mm。主縫由1#、2#和3#平板組成；一級(jí)分支縫包括與主縫形成負(fù)角度裂縫4#平板（可調(diào)角度0～45°）、與主縫垂直7#平板（不同粗糙度縫面）及平板水平垂直于主縫的10#平板（板面與水平方向平行）；二級(jí)分支縫包括與主縫形成正向45°角5#平板（角度不可調(diào)）+與主縫平行6#平板、垂直于主縫8#平板+平行于主縫9#平板。

圖2 可視化動(dòng)態(tài)攜砂實(shí)物裝置裂縫平板分布（俯視圖）

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）締合型懸浮液稠化劑制備

稱取242.5 g 白油置于1 L 的燒杯中，調(diào)節(jié)攪拌器轉(zhuǎn)速為1000 r/min，加入7.5 g 的乳化劑G14 后攪拌10 min；再加入25 g的有機(jī)改性膨潤土后攪拌20 min，再加入225 g 的抗鹽締合聚合物KFPY 后繼續(xù)攪拌30 min，形成締合型懸浮液稠化劑GAF-TE。

（2）懸浮液穩(wěn)定性及本體黏度評(píng)價(jià)

在溫度25 ℃、剪切速率170 s-1下測定締合型懸浮液稠化劑GAF-TE 的黏度；然后把懸浮液分別裝入5 個(gè)透明取樣瓶中，并放入25 ℃的恒溫烘箱中，分別測試懸浮液靜置7、30、60、90 d后的表觀黏度，并觀察懸浮液的析油情況。

（3）滑溜水配制

量取500 mL的配液水倒入1000 mL的燒杯中，調(diào)節(jié)攪拌器轉(zhuǎn)速為500 r/min；按照滑溜水以及中黏滑溜水配制濃度，將稠化劑在5 s 內(nèi)加入配液水中，然后加入0.1%～0.2%助排劑、0.1%～0.15%破乳劑等添加劑，攪拌3 min，形成均勻溶液。本文所述配制壓裂液用稠化劑（GAF-TE、ZC-1、HX-1）均為液態(tài)，均按商品濃度100%計(jì)。

（4）滑溜水性能評(píng)價(jià)

按照NB/T 14003.3—2017《頁巖氣壓裂液第3部分：連續(xù)混配壓裂液性能指標(biāo)及評(píng)價(jià)方法》中相關(guān)測試方法測試滑溜水的相關(guān)性能。

（5）動(dòng)態(tài)攜砂性能測試

本文動(dòng)態(tài)攜砂實(shí)驗(yàn)，裂縫路徑包括主縫1#、2#、3#和一級(jí)分支縫5#、二級(jí)分支縫6#。具體步驟為：按照配方配制150 L 滑溜水，打開可視化平板主縫入口及出口、打開二級(jí)分支縫6#出口，關(guān)閉其他分支縫出口，讓滑溜水流經(jīng)主縫、一級(jí)分支縫5#、二級(jí)分支縫6#；配液罐中加入15 L 的中密度陶粒，攪拌均勻；設(shè)置循環(huán)排量為50 L/min，攝像頭記錄支撐劑在主縫、一級(jí)、二級(jí)分支縫中沉降形態(tài)；采用數(shù)據(jù)處理系統(tǒng)繪制砂堤形態(tài)，計(jì)算主縫、一級(jí)、二級(jí)縫中沉降支撐劑體積。

2 結(jié)果與討論

2.1 懸浮液稠化劑的配方優(yōu)選

2.1.1 穩(wěn)定劑優(yōu)選

采用3 種不同穩(wěn)定劑配制的配方為88%白油+3%乳化劑G14+9%穩(wěn)定劑的懸浮基液的析油率見表1。從表1 可知，有機(jī)改性膨潤土、納米二氧化硅配制的懸浮液基液的析油率低于鈉基膨潤土配制的。分析認(rèn)為有機(jī)改性膨潤土和納米二氧化硅的親油性增強(qiáng)，提高了與乳液的親和力，從而抑制了乳化白油的析出［16-17］；而納基膨潤土的親水性強(qiáng)，與乳化白油間會(huì)產(chǎn)生排斥作用，導(dǎo)致懸浮基液出現(xiàn)分層，析油率更高。

表1 懸浮基液靜置不同時(shí)間的析油率

以有機(jī)改性膨潤土和納米二氧化硅TSP-L30為穩(wěn)定劑配制稠化劑含量為45%的懸浮液稠化劑（配方為45%稠化劑KFPY+2%乳化劑G14+穩(wěn)定劑+白油），不同穩(wěn)定劑加量下懸浮液稠化劑的本體黏度見表2。從表2 可知，隨著穩(wěn)定劑加量的增大，懸浮液稠化劑的本體黏度增大；相同穩(wěn)定劑加量下，有機(jī)改性膨潤土配制懸浮液稠化劑的本體黏度比納米二氧化硅TSP-L30 配制的低，具有更好的流動(dòng)性。納米二氧化硅的粒徑比有機(jī)改性膨潤土的更小，比表面積更大，在乳化白油中與稠化劑顆粒之間形成更強(qiáng)的吸附作用，形成的懸浮稠化劑結(jié)構(gòu)黏度更高，這會(huì)影響稠化劑的流動(dòng)性，現(xiàn)場使用過程中影響稠化劑的泵注性［18］。同時(shí)考慮到懸浮液稠化劑的穩(wěn)定性，選用有機(jī)改性膨潤土作為懸浮液稠化劑的穩(wěn)定劑。

表2 不同穩(wěn)定劑加量下懸浮液稠化劑本體黏度

2.1.2 懸浮液稠化劑配方確定

以有機(jī)改性膨潤土為穩(wěn)定劑，通過正交實(shí)驗(yàn)（表3）考察穩(wěn)定劑加量、稠化劑加量、稠化劑粒徑對(duì)懸浮液稠化劑穩(wěn)定性（靜置90 d 析油率）和本體黏度的影響，結(jié)果見表4。乳化劑G14加量為1.5%。

表3 正交實(shí)驗(yàn)方案

表4 懸浮液稠化劑穩(wěn)定性及本體黏度

從表4可知，穩(wěn)定劑加量越大，懸浮液稠化劑的析油率越低，穩(wěn)定性越好，但本體黏度越高；固體稠化劑加量越大，懸浮液稠化劑析油率增大，穩(wěn)定性越差，稠化劑本體黏度液越高，不利于泵送；減小粉末稠化劑粒徑，有利于提高懸浮液穩(wěn)定性。結(jié)合現(xiàn)場實(shí)際使用情況，在確保正常泵注的前提下，盡量提高粉末稠化劑有效含量，最終懸浮液稠化劑配方組成為5#方案：5%有機(jī)改性膨潤土+45%抗鹽締合聚合物KFPY（粒徑0.096 mm）+1.5%乳化劑G14+48.5%白油。

2.2 懸浮液稠化劑的性能評(píng)價(jià)

2.2.1 溶解性

在瑪18 井水中加入一定量的懸浮液稠化劑GAF-TE，攪拌不同時(shí)間后溶液黏度測試（25 ℃、170 s-1）結(jié)果見表5。攪拌30 s 時(shí)，溶液黏度達(dá)到完全溶解黏度的90%以上，說明稠化劑GAF-TE具有較好的溶解性，現(xiàn)場可采用轉(zhuǎn)子泵將其直接泵入混砂筒中，滿足免混配液工藝需求，簡化現(xiàn)場配液工藝。

表5 不同攪拌時(shí)間下稠化劑溶液黏度

2.2.2 增黏性

分別在瑪18 井水中加入一定量的GAF-TE、ZC-1、HX-1稠化劑，攪拌3 min后的溶液黏度如圖3所示。懸浮液稠化劑GAF-TE 在瑪18 井水中具有較好的增黏能力，而ZC-1、HX-1稠化劑增黏性能明顯弱于GAF-TE，在高濃度條件下，溶液黏度低30%～50%，抗鹽性能較差。

圖3 不同濃度稠化劑溶液的黏度

締合型懸浮液稠化劑GAF-TE的主要成分為抗鹽型疏水締合聚合物，在分子主鏈上引入了疏水基團(tuán)以及抗鹽單體。在水溶液中，由于疏水基團(tuán)的疏水作用以及靜電、氫鍵或者范德華力的作用產(chǎn)生具有一定強(qiáng)度的物理締合，從而形成三維空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)。隨著濃度的增大，分子鏈間的疏水締合作用增強(qiáng)，表現(xiàn)出更好的增黏性能［19］。在鹽水中，由于分子鏈上引入大分子剛性抗鹽單體，占據(jù)較大的空間，阻礙分子鏈發(fā)生卷曲；另一方面，鹽水溶劑的極性增強(qiáng)，疏水基團(tuán)進(jìn)一步增強(qiáng)分子間締合作用，大分子線團(tuán)的物理交聯(lián)點(diǎn)增多，宏觀上表現(xiàn)出增黏性能［20-21］。ZC-1 以及HX-1 均為聚丙烯酰胺類稠化劑，主要通過分子鏈之間的纏結(jié)作用來增黏，在鹽水中，聚合物分子電荷被屏蔽，分子鏈發(fā)生卷曲，黏度大幅下降，表現(xiàn)出較差的增黏性能。

2.2.3 減阻性能

采用瑪18 井水配制低黏度（2～4 mPa·s）的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%的GAF-TE、0.3% ZC-1、0.2% HX-1的滑溜水的降阻性能如圖4所示。在瑪18井水中，GAF-TE與HX-1比ZC-1的溶解時(shí)間更短，且GAF-TE的降阻性能最好。在低濃度條件下，聚丙烯酰胺類稠化劑ZC-1、HX-1 在剪切作用下自身解纏結(jié)，且沿著流線分布即分子鏈沿流動(dòng)方向取向，從而抑制了湍流渦的產(chǎn)生，降低了脈動(dòng)強(qiáng)度，減少了能量損失，最終表現(xiàn)為湍流減阻效應(yīng)。除湍流降阻機(jī)理外，因?yàn)镚AF-TE 分子鏈上引入的締合單體在分子鏈內(nèi)部存在締合作用，使其具有一定的彈性。在高速剪切作用下，這些彈性結(jié)構(gòu)與湍流旋渦相互作用，通過彈性微觀結(jié)構(gòu)吸收部分湍流渦流能量，當(dāng)對(duì)流到低應(yīng)力區(qū)（如管壁層流區(qū)）時(shí)，再將儲(chǔ)存的能量以彈性波釋放出來，顯著減小湍流能量耗散，達(dá)到一定的降阻作用［22-24］。因此，在鹽水中，疏水締合型懸浮稠化劑GAF-TE的降阻性能好于聚丙烯酰胺類稠化劑。

圖4 滑溜水的降阻性能

2.2.4 動(dòng)態(tài)攜砂性能

由3種稠化劑配制黏度為2～4 mPa·s左右的滑溜水?dāng)y帶支撐劑進(jìn)入可視化動(dòng)態(tài)攜砂裝置，形成的砂堤形態(tài)以及裂縫中沉降的支撐劑體積如圖5、表6所示。從圖5可以看出，3種滑溜水均能攜帶支撐劑進(jìn)入一級(jí)、二級(jí)分支縫；GAF-TE配制滑溜水?dāng)y帶支撐劑沉降后形成的砂堤呈現(xiàn)出左低、右高的形態(tài)，且砂堤平均高度低于另外兩種稠化劑配制滑溜水所形成的砂堤。從表6可知，GAF-TE配制滑溜水?dāng)y帶支撐劑沉降后形成的砂堤體積最小，比ZC-1的減小32.99%，比HX-1 的減小27.40%。這說明GAF-TE 稠化劑配制的滑溜水具有更好的攜砂能力，能將支撐劑攜帶至更遠(yuǎn)的地方。

圖5 支撐劑沉降砂堤形態(tài)

表6 裂縫中的支撐劑體積

2.3 滑溜水性能評(píng)價(jià)

根據(jù)現(xiàn)場對(duì)滑溜水黏度以及性能的要求，優(yōu)化出滑溜水的配方為0.1%稠化劑GAF-TE+0.1%助排劑ZP-6+0.1%破乳劑DY202。經(jīng)測試，該滑溜水的減阻率為76.8%，表現(xiàn)出較好減阻效果；表面張力為26.8 mN/m，與煤油間的界面張力為0.96 mN/m，破乳率為99%，對(duì)巖心的傷害率為6.97%。該滑溜水的性能已達(dá)到行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求，有利于壓后返排，且對(duì)巖心低傷害。

2.4 現(xiàn)場應(yīng)用情況

新疆油田瑪18區(qū)塊MaHW6433設(shè)計(jì)施工8段，壓裂層位百口泉組（T1b21）選用免混配變黏壓裂液體系。現(xiàn)場采用GAF-TE 壓裂液（0.1%稠化劑GAF-TE+0.1%助排劑ZP-6+0.1%破乳劑DY202）（2段）、ZC-1 壓裂液（0.3%稠化劑ZC-1+0.2%助排劑ZP-6+0.15%破乳劑DY202）（2 段）、HX-1 壓裂液（0.2%稠化劑HX-1+0.1%助排劑+0.1%破乳劑DY202）（4段）3種壓裂液進(jìn)行施工，對(duì)比3種體系在同層位、同工藝、同水質(zhì)、同黏度（3 mm2/s）條件下的性能，3 種壓裂液體系現(xiàn)場施工參數(shù)見表7，壓裂施工曲線見圖6。

現(xiàn)場采用混砂車比例泵直接將稠化劑以及助排劑、破乳劑等添加劑泵入混砂筒中，實(shí)現(xiàn)免混配工藝，大大簡化現(xiàn)場壓裂液配制流程。從表7可知，GAF-TE滑溜水現(xiàn)場用量比ZC-1、HX-1滑溜水的更低，但GAF-TE滑溜水具有更好的攜砂性能，現(xiàn)場最高砂濃度達(dá)440 kg/m3，且施工壓力平穩(wěn)下降，具體如圖6（a）所示。ZC-1、HX-1 滑溜水施工過程中砂比提升困難，高砂比階段，施工壓力明顯上漲且波動(dòng)較大，具體如圖6（b）、（c）所示?，F(xiàn)場試驗(yàn)證明GAF-TE 能夠滿足免混配工藝要求，大大簡化了現(xiàn)場配液工藝，節(jié)約了成本；且現(xiàn)場配制的滑溜水降阻性能優(yōu)異，攜砂性能較好，中黏滑溜水黏度穩(wěn)定，與瑪18區(qū)塊井水具有較好的適應(yīng)性。

圖6 GAF-TE（a）、ZC-1（b）和HX-1（c）滑溜水壓裂施工曲線

表7 3種壓裂液體系現(xiàn)場施工參數(shù)

3 結(jié)論

通過篩選穩(wěn)定劑，優(yōu)化穩(wěn)定劑、粉劑稠化劑濃度、粒徑形成的締合型懸浮液稠化劑GAF-TE，靜置90 d基本無分層；本體黏度低，可采用比例泵抽吸。

稠化劑GAF-TE 在瑪18 井水中具有很好的溶解性以及增黏性能。在該水質(zhì)條件下，滑溜水體系的降阻率大于75%，攜砂性能良好，能夠?qū)⒅蝿У搅芽p更遠(yuǎn)端，對(duì)巖心基質(zhì)滲透率傷害率小于10%，其他性能均滿足連續(xù)混配壓裂液體系指標(biāo)要求。

在新疆油田應(yīng)用過程中，懸浮液稠化劑GAF-TE配制的滑溜水體系相比于ZC-1、HX-1壓裂液體系，攜砂性能更好，現(xiàn)場施工壓力更加平穩(wěn)，施工成功率100%，具有良好的水質(zhì)適應(yīng)性。