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朱 杰，田辽辽，王 欢
（延长油田股份有限公司 杏子川采油厂，陕西 延安 717400）
随着我国对油气资源需求的增加，传统油气开发方式的缺点慢慢凸显出来。滑溜水水力压裂技术是经过改性后，目前最常用的一种开采方式，通过压裂增加低渗储层的渗透率，进而达到增油增产的目的。但在滑溜水压裂技术使用时，需要大量滑溜水压裂液进行辅助。而目前使用的滑溜水压裂液存在稳定性差、黏度低和渗吸采收率低的问题，可能过度消耗管路泵工，使得压裂作业失败。对此，部分学者也进行了一系列研究，如高明星[1]通过对增稠剂进行优化，得到了性能较优的双阳离子表面活性剂压裂液；
高清春[2]对压裂液进行优选，得到一种抗温耐盐的滑溜水压裂液；
刘倩[3]则通过对减阻剂进行优化，通过减阻剂降低滑溜水压裂液的摩擦阻力。以上研究为滑溜水压裂液性能的优化提供了思路，但滑溜水压裂液稳定性和黏度还有待进一步改进，基于此，本试验通过纳米材料对滑溜水压裂液进行改性，并对其配方进行优化，得到较高工作性能的滑溜水压裂液。
1.1 材料与设备
主要材料：纳米二氧化硅（昌泰新材料，SC101）、纳米二氧化钛（钛唐科技，MTI-2081）、纳米氧化铝（恒纳新材料，MAL-1020）、改性聚丙烯酰胺减阻剂（鼎恒达化工，JHFR-2A、JHFR-2D、SXSR-1、RY70、ZYHL-1、EM30）、表面活性助排剂（来果化工，MES、TOF-2、CAM-17）、有机盐防膨剂（九庭化工产品，TOS-1、CM-17、FP-1）。
主要设备：电热鼓风干燥箱（能克工程，101A）、压裂液摩阻测定仪（仪创实验仪器，GM-3C）、激光粒度分析仪（欧美克仪器，LS-609）、流变仪（华智焊测高科，MLW-400A）。
1.2 试验方法
1.2.1 滑溜水压裂液体系优化
添加剂对滑溜水压裂液性能影响较大，本试验通过对滑溜水中减阻剂、组排剂和防膨剂进行优选，得到最适合的滑溜水压裂液体系。
1.2.2 纳米材料优化
选择SC101（纳米二氧化硅）、MTI-2081（纳米二氧化钛）和MAL-1020（纳米氧化铝），以与滑溜水压裂液匹配度为指标，对纳米材料进行优选。
1.2.3 纳米复合滑溜水压裂液配方优化
将不同体积浓度的纳米材料与优化后滑溜水压裂液进行复配，对复配后体系进行性能测试。
1.3 性能测试
1.3.1 减阻率和摩阻测试
用GM-3C 型压裂液摩阻测定仪测定滑溜水压裂液的减阻率和摩阻。
减阻率表达式为[4]：
式中，K—减阻率；
ΔP1—清水通过管路的压差；
ΔP2—滑溜水压裂液通过管路的压差。
1.3.2 防膨率测试
参照SY/T5971-2016 中方法对滑溜水压裂液的防膨率进行测试[5]。
防膨率表达式为[6]：
式中，B—防膨率；
V1、V2、V0—膨润土在防膨剂溶液、清水和煤油中的膨胀体剂。
1.3.3 纳米粒子耐性测试
配制体积浓度为0.1%的SC101 溶液，分别在不同矿化度，温度条件，老化条件下，用LS-609 型激光粒度分析仪测定纳米材料的粒径变化。
1.3.4 流变性测试
用MLW-400A 型流变仪测试滑溜水压裂液的流变性能。
2.1 滑溜水压裂液体系添加剂优化结果
2.1.1 减阻剂优化
通过溶解性和减阻率对减阻剂进行筛选。本试验配制了6 种体积浓度为0.1%的减阻剂体系，筛选出最适合的减阻剂体系，结果见图1。结合图1 可知，从减阻率方面考虑，JHFR-2A 系列减阻剂随流量的增加，减阻率慢慢地下降，这显然不符合滑溜水压裂液性能的要求。而其余5 种减阻剂均表现出较好的减阻性能，满足滑溜水压裂液性能的要求，综合考虑减阻率和溶解性，选择JHFR-2D 系列作为减阻剂。
2.1.2 助排剂优化
滑溜水压裂液在使用的过程中，受低渗储层物性差的特点，可能长时间在地层中停留，伤害水锁。助排剂能对滑溜水压裂液表面张力起到一定的降低作用，帮助返排。本试验选择三种助排剂进行试验，观察在不同浓度、不同种类的助排剂作用下，滑溜水压裂液表面张力的变化，结果见图2。通过图2可以观察到，三种助排剂浓度的增加，皆使滑溜水压裂液表面张力表现出先降低，后趋于平衡的变化趋势，当助排剂体积浓度达到0.1%时，滑溜水压裂液表面张力皆趋于平衡，因此选择助排剂最佳体积浓度为0.1%。同时还能在图3 中观察到，以MES 作为助排剂时，滑溜水压裂液的表面张力最小，因此后续试验中，选择体积浓度为0.1%的MES 为助排剂继续进行试验。
2.1.3 防膨剂优化
滑溜水压裂液在使用的过程中，可能使储层中黏土矿物出现水化膨胀的现象，影响储层渗透率，因此在制滑溜水压裂液的过程中，需要通过防膨剂对滑溜水压裂液的防膨性能进行优化。本试验选择目前较为常用的6 种防膨剂，以防膨率为指标，表征6 种防膨剂防膨剂性能，结果见图3。通过图3 可以看出，体积浓度为1%的KCl 防膨率最高，防膨效果最好，因此在后续试验中，防膨剂选择体积浓度为1%的KCl。
2.2 纳米材料优化结果
2.2.1 纳米材料的选择
本试验主要采用三种类型的纳米材料进行试验，将纳米材料分别溶于滑溜水压裂液体系内，观察溶解情况，结果见图4。通过观察图4 可知，纳米二氧化硅的溶解度最高，也就是说，纳米二氧化硅与滑溜水压裂液体系匹配度最高。因此选择纳米二氧化硅进行试验。
2.2.2 性能测试
主要对纳米粒子的耐盐、耐温和稳定性能进行测试，结果见图5、图6 和图7。通过图5 可以观察到，随纳米粒子矿化度的增加，纳米二氧化硅的粒径也慢慢地变大。这可能是因为盐粒子对纳米二氧化硅的电子层产生了破坏，降低了纳米材料的静电斥力，使粒子更容易出现聚结[7～8]。当粒子矿化度达到35000mg/L 时，纳米二氧化硅的平均粒径约为98.5nm，仍旧小于100nm，表现出较好的耐盐性。
由图6 可知，温度提升后，纳米材料的粒径先增加后减小，然后慢慢地趋于平衡。出现这个变化的主要原因在于温度的提升导致纳米材料的运动加快，碰撞几率随之增加，纳米材料更容易发生聚结，使得纳米材料粒径加大。当温度进一步提升，纳米材料又开始分散，降低了体系粒径。但整体来说，随着温度的增加，纳米粒子的粒径并没有过大的变化，这就说明本试验选择的纳米二氧化硅具备较高的耐温性能[9]。
对纳米材料进行老化处理，老化条件为130℃、25000mg/L Na+，观察随老化时间的增加，纳米粒子粒径的变化情况，结果见图7。通过图7 可以观察到，纳米粒子的粒径随老化时间的增加，并未有较大的变化，这就说明130℃、25000mg/L Na+老化条件并未对纳米材料粒径产生较大的影响，纳米材料稳定性较好。
2.3 纳米复合滑溜水压裂液配方优化
对纳米复合滑溜水压裂液的配方进行优化主要是对纳米材料掺量进行优化，主要从体系粒径、体系黏度和体系减阻率三个方面讨论，结果分别见图8、图9 和图10。
通过观察图8 可以发现，随纳米材料体积浓度的增加，纳米复合滑溜水压裂液体系粒径也随之增加。这可能是因为纳米材料体积浓度的增加，体系内纳米材料的数量随之增加，纳米材料分子碰撞几率增加，粒径也相对变大。同时，纳米材料掺入体系后，在聚合物分子上吸附，这就增加了体系粒径，且纳米粒子掺量越多，在聚合物分子上吸附得越多，体系粒径越大。
通过观察图9 可以发现，随纳米材料浓度的增加，滑溜水压裂液体系黏度表现出慢慢增加，后趋于平衡的变化趋势。当纳米材料体积浓度增加至0.05%后，体系黏度增长得较为缓慢，慢慢地趋于稳定。
在实际应用中，现场排量相对较大，因此需要考虑高排量条件下，滑溜水压裂液的减阻率。通过观察图10 可以发现，在高排量条件下（流量＞3m3/h），随着纳米材料体积浓度的提升，滑溜水压裂液的减阻率先缓慢增加，达到0.05%时减阻率开始减小。这是因为纳米材料体积浓度与体系黏度相关，浓度越大，黏度越大，流体的流动阻力越大[10～11]。
综上所述，纳米材料体积浓度对滑溜水压裂液体系的粒径、黏度和减阻率皆有一定影响，当纳米材料体积浓度为0.05%时，滑溜水压裂液体系的综合性能最优，因此在后续试验中，选择掺入纳米材料的体积浓度为0.05%。
2.4 纳米复合滑溜水压裂液性能测试
2.4.1 稳定性测试结果
将最优配方的纳米复合溜滑水压裂液置于101A 型电热鼓风干燥箱内老化90d，老化温度为90℃，老化结果见图11。通过观察图11 可知，老化处理90d 后，滑溜水压裂液仍旧呈现出澄清透明的状态，这就说明本试验制备的纳米复合滑溜水压裂液体系具有较好的稳定性[12～13]。
2.4.2 流变性能测试结果
通过剪切性能对流变性能进行表征，结果见图12。由图12 知，在剪切速率为170s-1条件下，两种滑溜水压裂液体系的黏度皆能保持稳定，说明在该剪切速率下滑溜水压裂液几乎不受剪切时间影响。同时，纳米复合滑溜水压裂液的黏度始终高于普通滑溜水压裂液，说明经过纳米粒子改性后，滑溜水压裂液的性能得到了一定的提升。
2.4.3 摩阻性能测试结果
滑溜水压裂液在进行压裂时，可能产生摩阻，若摩阻过大，可能造成井口压力过大，对储层压裂效果和产能产生影响。本试验分别对1.8m3/h 常温下不同体系摩阻和不同温度条件下，滑溜水压裂液摩阻进行测试，结果见图13、图14。由图13 可知，常温条件下，滑溜水压裂液体系摩阻远低于清水。随测试时间的增加，普通滑溜水压裂液的摩阻略有上升，而纳米复合滑溜水压裂液始终维持在一个平衡的状态[14]。这就说明，纳米材料能够有效维持滑溜水压裂液摩阻。
通过图14 可以观察到，随着温度的提升，两种滑溜水压裂液的摩阻表现出逐渐升高的趋势，且纳米复合滑溜水压裂液摩阻相对较低。这就说明纳米材料会对滑溜水压裂液摩阻的提升产生积极的作用。这是因为温度的提升会对滑溜水压裂液的分子结构造成破坏，增加了体系的摩阻。添加了纳米材料后，纳米二氧化硅对体系分子结构有强化作用，受温度的影响较小，所以纳米滑溜水压裂液的摩阻相对较小[15]。
2.4.4 渗吸排油能力
用密度为0.838g/cm3的长庆地层原油检验滑溜水压裂液的渗吸排油能力，该原油在70℃温度下黏度为6.2mPa·s。以渗吸采收率为指标，研究了渗吸液种类、温度对纳米滑溜水压裂液渗吸排油能力的影响，结果分别见图15、图16 和图17。
通过观察图15 可以发现，纳米二氧化硅的渗吸采收率最大，而普通滑溜水压裂液采收率最小。出现这个变化的主要原因在于，纳米二氧化硅的粒径较小，可以快速进入岩心孔隙，在岩心壁面上吸附，使得岩心壁面的润湿性得到了改善，剥离岩心壁面上的油成分，增加了渗吸采收率。普通滑溜水压裂液体系分子较大，使用时易堵塞岩心孔隙，使得渗吸采收率降低。而纳米滑溜水压裂液分子经过纳米二氧化硅改性后，体系分子粒径变小，同时受二氧化硅吸附作用的影响，渗吸采收率有所提升，仅略低于纳米二氧化硅。
通过观察图16 可以发现，随着温度的提升，纳米滑溜水压裂液的采收率逐渐地提升。出现这个变化的主要原因在于，温度越高，纳米二氧化硅分子的热运动就越快，更容易进入岩心内部，同时，原油受热后，流动能力有所提升，这就使得原油更容易流出岩心，令体系的渗吸排油能力有所提升，渗吸采收率提高。
综上所述，本试验制备的纳米滑溜水压裂液表现出良好的工作性能，可以在压裂作业中发挥良好的作用。现将具体结论总结如下：
（1）添加剂优化结果为：减阻剂为JHFR-2D 系列；
助排剂为体积浓度为0.1%的MES；
防膨剂为体积浓度为1%的KCl。
（2）纳米材料优化结果为：选择SC101（纳米二氧化硅）为纳米材料。
（3）纳米材料的体积浓度为0.05%时，纳米复合滑溜水压裂液性能最佳，此时，体系粒子平均粒径为24.13nm，黏度约为4.13mPa·s，减阻率约为73%。
（4）优化配方制备的复合滑溜水压裂液在老化条件下结构较为稳定，黏度较大，具备较低摩阻和较高的渗吸排油能力，表现出较好的工作性能。
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