耐高盐水聚合物改善在页岩储层清水压裂的性能.doc

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1、耐高盐水聚合物改善页岩储层清水压裂的性能摘要 北美页岩储层在高泵入速率时需要大量压裂液来最大化与储层岩石的接触面积进而扩展泄油半径。在页岩储层的早期阶段，这些致密低渗透储层受到多种压裂措施的作用来获得理想的、预先设计的压裂目标和圧后排液。交联硼酸盐、锆酸盐、线性压裂液系统被用来尝试低于标准圧后性能的处理。然而，在使用低剂量的降摩阻剂和表面活性剂的清水压裂时，提高了天然气产量。在最近几年，清水逐渐成为最主要的压裂液系统。当前，石油行业已采取清水压裂液系统作为主要增产页岩储层的压裂液，部分原因是由于清水压裂液的实用性、成本低、快速返排。随着水平和多向页岩压裂技术的问世，页岩压裂液的需求量增加到每口

2、井900,000bbls清水。在类似地区宾夕法尼亚州和加拿大西部处置井不是一种选择，生产用水的回收和再利用成为一个经济的替代方法，不仅减少对淡水的需求同时消除了处理生产用水的成本。同时，大多数生产国家和省采取限制或限制使用的新鲜水作为压裂液的建议。新鲜水用量问题和回流过程周围的环保问题及其处置已经变成了一个石油行业和运营商的挑战。运营商都采用了各种水处理措施来管理用水需求，如利用化学和机械方法来消除回流水中不必要的固体及杂质。然而，这些技术不能处理掉回流水中的溶解盐。事实上，对油田循环水的检查结果表明，大多数处理方案不仅提高了回流水的整体盐度，而且增加回流水中多价离子的含量。 本文探讨在多价高

3、含盐水中使用新的耐高盐水聚合物的优点。对霍恩河与马塞勒斯河的回流水和生产水进行分析，以确定他们的盐度。合成盐水和生产水代表霍恩河的生产水作为本次调查的盐源。 调查的目的是利用在高分子量水加入聚丙烯酰胺作降阻剂，其在高含盐条件下的性能。油田实例研究验证了本次试验研究的成果。测试结果表明，新的耐高盐降阻剂明显改善了清水压裂的性能。从试验角度出发，测试了几种降阻剂来评估他们的性能。此项研究主要是在用带有1/4英寸的不锈钢管的50升容量的摩擦环且牛顿雷诺数为50000条件下进行的。本文列出的油田和试验结果都表明了在页岩地层进行清水压裂时新的降阻剂展现出了显著的性能改善。同样也呈现出了在岩心中的流动性能

4、。引言 低渗透，有机物质丰富的页岩地层中的沉积物包括大量的天然气和低分子量的凝析油。据记载（Lash et al., 2006）天然气的生产机理分为三个截然不同的阶段。第一阶段是天然气从储层岩石内表面的解吸过程，此过程通常是一个长期的阶段且伴随着最小的产量下降。第二阶段是通过岩石基质生产的过程，此过程需要增强渗透率，因此为了稳定的天然气产量必须进行增产措施。第三阶段的生产是天然气通过地层的天然裂缝流动的过程。第三阶段有较高的初始产量，但是通常产量迅速降低除非有天然裂缝的支撑。清洁燃烧天然气的最新预测（DOE，2010）表明每年2的的增长率。随着未来更加注重绿色能源，在美国和加拿大，当前许多投资

5、者和主要的石油公司选择从致密储层开发天然气的路线。由于利用传统方法容易使产量下降并考虑进口天然气时的安全因素，从欧洲和澳大利亚引进的非常规天然气将是一个补偿天然气进口问题的途径。关于运输和生产的一个额外的利处是这些非常规油田位于能源需求量正在急剧增加的区域。 在开发页岩层时必须设计出需求的水体积。根据盈利的目的，为了生产出商业气量必须对页岩地层采取增产措施。如果没有水，页岩储层就不能被增产，并且当前盛行的多层水平井进行增产时需要大量的水。不同压裂技术和压裂液诸如交联酸系统和线性瓜胶系统，已经在页岩地层使用。这些类型的压裂液造成页岩地层产量的不稳定和减缓压后井的返排速度。使用降阻剂（清水压裂）对

6、于压后井的返排过程有了明显的改善。清水压裂是目前增产页岩储层最经济的方法。 在美国东北部和加拿大西北部限制了用来处理生产水的注入井的数量，同时也限制了淡水的使用。这对于增产液来说是一个挑战并需要重复利用回流水。当前，一些水循环技术用来处理回流水使之达到看利用的标准，比如铁离子、固体颗粒、其它杂质等都将被清除。对回流水除非使用蒸馏的方法，否则溶解盐很难清除掉。当在考虑能量消耗问题和利用可以净化大量水的便携式系统的时候，现场作业队正结合化学和机械方法来除去生产水中的主要杂质。 增产页岩地层的过程在不停的速变化着。越来越多的作业队使用生产水来作为压裂用水，这就对流体配方和在高盐度地层化学处理时的化工

7、品供应商和服务公司提出了巨大的挑战。本文列出的一个挑战就是选择恰当的降阻剂。商业标准的降阻剂在高盐度地层的作用很不精确。作业队在油田现场使用降阻剂时应该考虑降阻剂浓度能够达到阻力降的水平。因此为了达到在高盐度地层条件下依然能够较好的运行并且没有降低浓度的目的，有必要重新界定和开发出一种新的降阻剂。对环境的影响 服务公司在开发添加剂时面临着巨大压力，不仅要满足在高盐地层中的实用性，还要满足环境监管机构的要求。 在对页岩地层进行清水压裂时主要有如下五种添加剂：降阻剂；表面活性剂；页岩稳定剂；阻垢剂；杀菌剂。以上五种在下表1中已经列出。本文着重评估了降阻剂同时兼顾了其他添加剂对页岩清水压裂的影响。同

8、时本文包括了霍恩河与马塞勒斯地区主要页岩产层的生产水的研究。 为了页岩气藏的增产而进行的水力压裂需要大量的水，同时当前的环保问题已经成为了公众关注的焦点(Gupta et al., 2009)。州和政府在补充关于压裂时的环保法上变得越来越积极。另一个环保问题就是淡水的用量。这些问题使得作业队和服务公司不得不修正压裂时的化学添加剂，使得在高盐条件下的生产水具有与淡水相似的性质。对环境的关注，可以缩小到以下三个领域。第一，压裂过程中由于套管破裂或者密封不良使得地产水力收到破坏，引起地下水体的污染。一些国家已经采用了双表层套管固井来解决这一问题。第二是忽略了在地表潜在的化学药品的溢流问题。石油行业为

9、了满足环保的要求，已经积极改良化学品的配方与添加剂。第三是对页岩地产压裂时使用大量淡水的问题。一些州和政府已经限制了石油行业对淡水的使用尤其是增产措施时对淡水的使用。公众关于环境损害的担忧伴随着添加剂的使用而不断增长(Arthur et al., 2009; Blauch 2010; Baycroft et al., 2005)。这些问题在一些国家受到很大的关注甚至认为是一种有害的行为。 虽然对每一口水平井坚持压裂所需的水量是十分巨大的，但是在压裂用水中的添加剂得相对浓度为从百万分之几。虽然包含在压裂液中的化学品浓度是很小的，也因此能够降低环境伤害，但是在地表关于化学品超过处理量和潜在遗漏的问

10、题仍然存在。 针对这些化工品的担忧，取代化学添加剂正在演变为开发无毒、可生物降解、非生物累计的添加剂。在加拿大，利用Microtox test (Microtox 1997)来评估化学品和其对水源潜在的损害证明对于化学添加剂的快速评估十分有效。能够通过Microtox test的化学品已经能够满足一些主要的环保要求。 利用生产或者回流水来作为压裂液的水基可以最小化淡水的用量，大部分作业队已经在采取这种方式。化学添加剂在高盐浓度的水中所表现出得优良特性正在促进上述趋势的发展。 压后回流水的成分又是一个令人担忧的问题。与地层接触后的回流水含有大量的盐类。已经测量到盐浓度增加到20%，其中包括：铁、

11、钙、钡、锶。由于这些水能够继续回注而不是在地表处理，因此在生产水中加入在高盐度地层中依然有较好性质的降阻剂能够减小甚至消除对环境的伤害。降阻剂 主要使用以丙烯酰胺共聚物为基础的合成降阻剂来进行压裂。这些聚合物的结果和电荷通常被改变，使其达到具体应用时的相对理想的性能。这些降阻剂通常是油为连续相并乳化有分散相的水。这些聚合物实际上是分散相中单体的聚合，允许一个很高分子量的聚合物进行传递，并且通过传统的设备很如意泵入和进行操作。产品中活性聚合物的变化范围通常是20%-50%。如果这些聚合物固相被水溶解传送，那么流体的粘度将增加到几百上千泊。标准降阻剂含有属于阴离子共聚物的丙烯酸30%。降阻剂也可能

12、是阳离子，非离子，疏水性或两性这都取实际应用。选择单体主要依据：电荷类型、电荷位置、盐水溶解度、化学阻抗、反应速率、环境危害、供应、成本。这些聚合物也有可能以分散或者干燥的形式进行传送。 这些降阻剂的工作机理很多，但是作用效果很好查询。根据流动状况，理论上可以减少液压马力的需求高达80%(Virk,1975)。这种降低能够减少增产措施的成本。由于每个作业的水基压裂液的体积都在增加，且多层水平井成为重要的生产井段，因此有效降阻剂的需求量逐渐增加。 降阻剂在降低移动大量流体的马力方面很有效。在清水压裂中降阻剂的数量通常为0.01-0.02%。实验室在连续流动的前提下通过单位管长的压力降落来测定降阻

13、剂的性能。其中使用的单位管长必须充满可以利用的流体。由于在服务公司和实验室测定时设计的流动环的差别，使得对绝对摩阻降得对比显得毫无意义。但是，同一环路中降阻剂的性能可以对比，并且在每一个环路中的降阻剂性能理想状况下应该是连续的。 降阻剂的性能通常指下列三个参数：一是在所选研究的流体和清水系统中聚合物的成效，二是在本次研究中从聚合物胶束形式到聚合有效性的聚合物组分的百分数，三是反转率。所有这些因素将决定降阻剂的性能。因此降阻剂的设计必须综合考虑聚合物和表面活性剂，还需最大化每一部分的潜能来达到可以接受的经济的成果。水中矿化度的影响 在增产液中的离子强度和特定离子表面对于降阻剂性能有很大的影响(A

14、ften, 2010)。分析特定的聚合物，降阻剂的性能由水中盐类含量而决定。由于盐量的增加，降阻剂的性能会减小或者保持不变。降阻剂的浓度可能会也可能不会弥补降阻剂性能的下降。离子强度不仅取决于各盐类的重量百分比，也取决于特定离子的电荷。大多是二价和三价盐类比一价盐类更能增加离子的强度。但也有可能引起某些降阻剂性能的下降。降阻剂完全或部分沉降将导致摩阻压力的降低。反转时间 降阻剂反转和聚合物展开以充分发挥其粘度的时间久定义为给定降阻剂的反转时间。为了获得降阻剂的最大降阻效果，在压裂液进入井眼之前，通过溶解在水溶液当中，聚合物必须达到其最大的反转时间。为淡水设计的大多数降阻剂在高含盐水中应用时反转

15、很缓慢。本文所研究的新的降阻剂达到了最大反转时间10s。这个优势提供了广泛的泵入灵活性（将带来更高的泵入速度）并且为清水压裂提供了更有效的支撑剂传送。新降阻剂的研发 为了解决行业所关注的问题，进行了深入的研究和研发项目来辨别此降阻剂技术是否存在商业利用价值。研发降阻剂的选择标准是：在高盐度且没有增加其浓度的生产水中依然有很好的性能。此工作的重点是使用摩阻环作为主要工具来评估各种降阻剂在不同盐度的生产水和回流水中的性能。 选出一系列最佳的降阻剂，然后对其进行毒性测试和岩心测试来进一步了解它们在高盐度条件下的性能。其中之一的环境参数，FR-C已列入表中。 最近在较高盐度条件下进行的关于降阻剂的研发

16、已在粘度和反转时间上取得了显著的成效。两种最新的降阻剂展示出了如下优点:1. 在高盐度的回流水和生产水中依然有很好的性能；2. 适用于大多数二价盐水的应用；3. 在较低浓度时性能良好并减少了潜在伤害地层的可能性。实验室研究 测试了四种降阻剂；A、C、D是阴性，B是阳性。C、D降阻剂表现了更好的耐高盐能力。A降阻剂进行了如下测试。摩阻环中充满了测试液并且除了降阻剂外其它的添加剂全部加在其中。开始泵入后对摩阻环中的流动进行了一分钟的检查，主要比较不同压力和流速条件下是否具有一致性。在一分钟之后，将降阻剂加入到该流动液体中，并测试在不同压力下的反转时间。在不同压力下获得的时间值与最初没有加降阻剂时相

17、比较，可以计算出加入降阻剂之后的时间值。 所研究的液体系统是标准的淡水，2-7%的NaCl，霍恩河以及马塞勒斯地区的盐水系统。在摩阻环测试中用到的霍恩河以及马塞勒斯地区的盐水系统的离子已经列举在表3与表4中。岩心流动测试结果 此测试能够通过测量渗透率来评估各种条件下的地层伤害。本实验设计在油藏温度下向岩心中注入含有降阻剂聚合物的清水，此时岩心中的流动方式已在图1中反映，并做了一简略图2。 用于岩心测试的条件如下：限制压力：1000psi/hr盐度：3% KCl岩心尺寸：长3cm宽1.5cm孔隙体积：15ml温度：50初始/最终渗透率：稳定在5% 这个测试程序使用了具有相似渗透率的Berea岩心

18、，接近100mD。通过岩心注入设备在真空和不同流动速率的条件下用3% KCl盐水来预饱和岩心。然后慢慢对岩心加热到油藏温度50且此时限定压力为2500 psi。用注入3% KCl盐水直到获得稳定的压差位置的方法，来获取初始渗透率。此后岩心的条件已于最初地层条件很接近。 然后以稳定的注入速率向岩心中注入7-10个孔隙体积的含有降阻剂的清水压裂液。 新的渗透率是由含有3% KCl盐水的岩心的状况决定的，并把绝对渗透率与测试后渗透率相比较。新的渗透率也用平均5个不同的流动速率来测定其渗透率值。岩心测试的目的是来量化给定的降阻剂对地层的潜在伤害(Woodroof et al., 1977)。成果实验室

19、条件下的降摩阻 当在淡水中加入各种降阻剂后淡水性能基本一致，已在图3中列出。A降阻剂却比不上其它三种降阻剂的效果，然而所有阴离子聚合物在2%NaCl水中的性能却很接近，如图4。在2%NaCl水中降阻剂性能却有一定的差异，其中D性能最优良，如图5。当氯化物含量和总离子强度增加会对降阻剂A、B造成不利的影响，但是并不像加入二价阳离子如钙、镁等对降阻剂造成的不利影响那样明显，图6按照霍恩斯河生产水量：淡水量=1:3的比例来研究的，图7按照1:1，图8全为霍恩斯河的生产水。当用霍恩斯河的回流水研究时，在摩阻环中用不同降阻剂的测试结果已在图9中表示出。在用含有二价阳离子的马塞勒斯的生产水研究时，当降阻剂

20、D对二价阳离子表现出阻力的时也会对其它降阻剂的性能造成不利的影响，如图10。在不同浓度的生产水和回流水中测试的降阻剂D的性能如图11。为了表示出降阻剂D对二价阳离子的阻抗有多明显，在马塞勒斯生产水中加入0-6000 ppm的氯化钙，将近最初氯化钙含量的3倍（2750 ppm），如图12。新降阻剂D表现出了较好的耐氯化钙能力。 摩阻环对所有的性能测试均保持连续的和相同的条件。在淡水中所有的降阻剂表现出了较好的性能。在2%与7%KCl盐水中进行的降阻剂性能测试中，除了D的其它所有降阻剂均使摩阻压力有一定程度的下降。因此，在霍恩斯河生产水和马塞勒斯回流水中进行的降阻剂性能测试，结果表明，D比其它降阻

21、剂有更好的耐高盐能力。在用不同盐度所进行的其它所有测试中均得出了相似的结果。为了更好的评估这些降阻剂聚合物有必要充分理解离子强度与聚合物之间的协同性和相互反应。岩心流动研究 在岩心中注入含有1.2 gpt D降阻剂的清水，测试结果如表5，可以重获10.84%的渗透率。但是，当降阻剂减少到0.2 gpt时，重获渗透率可以提高到28.64%。结果表明，残余越少的聚合物会导致更高的重获渗透率和更快的反排速度。 为了阐明重获渗透率，在Berea砂岩岩心中也进行了这些测试，同样有相似的结论。这是由于通过孔喉注入到地层的聚合物数量较少。表5总结了测试的条件。在霍恩斯油田的研究 在霍恩斯油田的压裂主要是多级

22、压裂，通常为20-30级。从水平部分的底段开始，每一级的定位都与前一级有不同的间距，并且后边的都朝井底分级。每一级大约注入40m3的流体进行预压裂，通常回流液中都带有化学添加剂和2 m3的酸。当在某一级中没有涉及压裂地层时，泵入压力必须低于地层的破裂压力，而不是为压裂措施的条件。 当泵注压力超过7200 psi (50 MPa)且泵入速率在100-120 bbl/min之间变化时，处理措施主要依靠压裂液的类型和地层的地址条件。表6还区分了用于形成和支持裂缝的前置液体积与压裂液所携带的使支撑剂浓度不断增加的砂量。如表中所示，通常每一级的处理都计划泵入超过5000 m3的压裂液，目径从50/140

23、到40/70的砂大约200吨。完成压裂措施的最大支撑剂浓度：50/140和40/70均为100 kg/m3。 表13与15分别表示了同一压裂处理中第2级与第13级的两个泵入剖面。由于此时的油田研究D降阻剂并不适用，且C在高盐度水中有很好的性能，因此选出C降阻剂。霍恩斯河地区的实例 接下来关于降阻剂的实例研究是在霍恩斯河地区页岩储层的同一井的两段来进行的。本井是新钻井且用清水作为压裂液。此井为水平井，深2000m、水平段长4700m、且有25个射孔段。用桥塞来分割并用5 的套管来注入。在压裂处理过程中可以获得降阻剂的性能。在压裂的开始阶段和整个加前置液过程，使用1.0 gpt的降阻剂。在泵入支撑

24、剂阶段保持泵入速率和压力稳定，目的是减小降阻剂的装载量。在套管压力和泵入速率保持稳定的前提下，当降阻剂减小到0.4 gpt时能够观察到性能的改善。实例研究能够得到压力图和相应的化学图如图13到16。这些图表明在高盐度水中降阻剂C表现出了很好的耐盐性能。实例1 （图13到14）在位于不列颠哥伦比亚省北部的霍恩斯河地区的页岩地层的水平井的垂直深度为6600 ft的地层2进行压裂。在整个压裂过程中使用生产盐水与阳离子降阻剂C。在获得连续流量和地面压力为8,500 psi (59,000 KPa)后，作业的主要目的就是减少降阻剂从1.0 到0.4 gpt。实现了减小降阻剂用来的目的，且在保持稳定的泵入

25、速率和泵入压力的前提下降阻剂从1.0 到 0.8、 0.6、再到 0.4 gpt逐渐减小。这些结果表明为作业队节省了化学品的花费，同时降低了高聚合物伤害地层的潜在可能。实例2 （图15、16）在位于不列颠哥伦比亚省北部的霍恩斯河地区的页岩地层的水平井的垂直深度为6600 ft的地层13进行压裂。在整个压裂过程中使用生产盐水与阳离子降阻剂C。要建立100 bbl/min (16 m3/min)的流量必须保持地表压力为7300 to 8000 psi (50,000 to 55,000 KPa)。同时，在地表压力压力保持相对稳定时降阻剂的浓度降低到0.4 gpt，实现了先前提到的节省成本的目的并减小地层伤害。结论1. 在使用耐高盐降阻剂时，使用生产水比使用淡水更环保；2. 实验结果表明：新的耐高盐降阻剂能够在霍恩斯河生产水与淡水比例为1:3和1:1，甚至为全为霍恩斯河生产水的条件下使用；3. 新研制的降阻剂D与其它商用降阻剂相比，在高含CaCl2的条件下有更好的性能；4. 新研制的耐高盐降阻剂D与之前的降阻剂在相同摩阻降时有更小的浓度。这可能很大程度上节约成本；5. 新研制的耐高盐降阻剂D展现了较低的摩阻压力值，这可能引起更高的泵入量从而更有效的输送支撑剂；6. 实例研究表明在清水压裂时使用新研制的耐高盐降阻剂具有显著的优势。