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摘 要 致密储层孔渗物性条件极差、对注入流体极其敏感，以往注入的滑溜水与储层岩性矿物、油品存在不配伍的问题，导致压裂液返排率低、大量液体滞留地层的情况，蓄能压裂可以在增加地层能量的同时，利用滑溜水与地层流体的“渗吸置换”作用，提高致密油藏的开发效果。
主题词 滑溜水;蓄能压裂;
1概况
致密油是我国能源接替的重要组成部分，致密储层开发仍然面临着较大的技术难题：①初期产能高，持续时间短，产量递减快，当产量降到一定程度后将稳产相当长的一段时间;②如果采用“井网压裂+注水”方式开发，体积压裂造成复杂裂缝网络相互交错，裂缝间距较小的部位容易形成水流优势通道，导致水窜，影响生产。
辽河油田致密储层孔渗物性条件极差、对注入流体极其敏感，以往注入的滑溜水与储层岩性矿物、油品存在不配伍的问题，导致压裂液返排率低、大量液体滞留地层的情况，到目前为止，造成此种现象的具体原因仍认识不清。
“缝网压裂+油水置换”是致密储层有效开发方式，储层致密及物性差异为流体置换提供了条件，压裂液不仅是携砂造缝的载体，更是驱油置换的工具。蓄能压裂时向地层注入大量滑溜水，增加地层能量同时，利用滑溜水与地层流体的“渗吸置换”作用，提高致密油藏的开发效果。
2 致密储层返排率低的原因分析
（1）极高的毛细管力束缚加上较低的返排压力梯度形成较大的低返排区域。
（2）储层层理缝等大孔喉流体吸入量明显。
加强致密储层蓄能压裂用滑溜水研究，提高压裂改造效果。
3 添加剂性能评价
（1）增粘剂是滑溜水压裂液中最基本的添加剂之一，主要目的是提高水溶液粘度，其性能主要以其增粘能力、水不溶物含量、含水率等来表征。依据SY/T 5764-2007《压裂用植物胶通用技术要求》对目标区块压裂用样品进行了性能检测。
（2）助排剂是滑溜水压裂液中重要的添加剂，具有降低表面张力，降低流体毛管阻力、降低油水界面张力，提高残液返排效率的作用。采用表界面张力测量仪，评价30℃条件下，采用蒸馏水配制不同浓度的助排剂水溶液，结果显示助排剂溶液具有较好的降低表面张力及界面张力的能力，但是减低幅度较小。
（3）氯化钾为压裂液常用的无机型粘土稳定剂，目的是为了保持一定的阳离子交换能力使粘土稳定。按照SY/T 5971-2016《油气田压裂酸化及注水用粘土稳定剂性能评价方法》规定，选用膨润土，采用粘土体积膨胀离心法，采用蒸馏水配制不同浓度的氯化钾溶液，评价不同浓度的氯化钾对膨润土的防膨胀性能，随着氯化钾溶液浓度的增加，防膨效率不断提高，当浓度为1%时，防膨率可以达到80%以上。
4 表面活性剂优选
优选2种渗吸驱油剂CBA、OBA开展表/界面张力评价、开展矿化度影响分析及润湿性評价。
（1）表/界面张力评价：优选的表面活性剂复配形成的渗吸驱油剂OBA、CBA均有良好的降低表面张力和界面张力的能力，CBA降低表面张力的能力略优于OBA，两者性能基本相当; CBA降低油水界面张力的能力略优于OBA，但是在低浓度条件下，OBA降低界面张力的能力更优。
（2）矿化度影响：制备不同矿化度的水溶液，分别配制0.25%的渗吸驱油剂溶液，在30℃条件下评价其标表界面张力，由实验结果可知，矿化度对溶液表面张力影响较小，随着配液水矿化度的增加，表面张力略有增加，但是增加幅度很小。但矿化度溶液对界面张力的影响较大，其中OBA界面张力随矿化度的增加而降低， CBA界面张力随矿化度的增加而增加。由评价结果发现，开发的渗吸驱油剂OBA耐盐能力略优于CBA。
（3）润湿性评价：针对开发的2种渗吸驱油剂体系，测定了不同类型及浓度的表面活性剂水溶液在对岩心切片表面的接触角，评价了其对岩石润湿性的影响。
5 滑溜水体系研制
（1）增粘性能：浓度为0.1%-0.2%的增粘剂具有一定的增粘效果，粘度及pH指标符合标准规定;清水配制的滑溜水压裂液增粘效率高于污水，且增粘剂在污水中溶胀速率慢，在室温下放置4小时后，未溶解的增粘剂在底部沉积，分析原因主要在于，污水中具有相对较高的矿化度，另向其中加入1%氯化钾，导致矿化度更高，且污水中HCO3-浓度达到2000mg/L，致使污水pH值接近8，因此导致了污水中增粘剂增粘及溶胀速率慢。
（2）配伍性能：清水配制的滑溜水压裂液在室温及50℃、70℃下滑溜水压裂液保持稳定，污水配制的滑溜水压裂液在室温及50℃、70℃下静置4h后，出现沉淀现象，沉淀物为未完全溶胀的增粘剂。
（3）表/界面张力性能：加入助排剂可以有效降低滑溜水压裂液表界面张力。助排剂优化前，添加0.25%助排剂，清水及污水配制的滑溜水压裂液其表界面张力指标相对较高，具有较好的增粘、防膨、降低表面张力及界面张力及一定的降阻效果，能够满足常规体积压裂技术需求，并未考虑蓄能压裂对滑溜水渗吸驱油、表界面张力、改变润湿性等综合性能。助排剂优化后，添加相同浓度0.25%渗吸驱油剂OBA，清水及污水配制的滑溜水压裂液其表界面张力指标明显降低，同样也满足行业标准要求。
（4）流变性能：滑溜水压裂液在50℃、70℃条件下，170s-1连续剪切60min，仍具有一定粘度。清水配制的滑溜水压裂液在初始剪切条件下粘度约为8-10mPa·s，与污水配制的滑溜水压裂液相比具有更高的粘度;在50℃下清水配制的滑溜水压裂液粘度相对稳定。
（5）摩阻性能：渗吸驱油型瓜胶滑溜水压裂液降阻效果与常规瓜胶滑溜水压裂液相当，但是降阻效果明显高于配液污水配制的瓜胶滑溜水。
（6）支撑剂沉降性能：与清水相比，支撑剂在污水配制的滑溜水压裂液中的沉降速率快，主要原因在于污水配制的滑溜水压裂液粘度低;支撑剂粒径越小，在滑溜水压裂液中的静态沉降速率越慢;与石英砂相比，陶粒在滑溜水压裂液中的沉降速率高，主要原因在于陶粒密度较大。总结分析实验结果，支撑剂在滑溜水中的静态沉降速率较快。
（7）破胶性能：由渗吸驱油调研可知，渗吸液的粘度严重影响渗吸驱油效率，渗吸液体粘度越大，毛管粘滞阻力越大，原油渗吸采收率越低。按照配方0.15%增稠剂+1.0%氯化钾+0.25%渗吸驱油剂OBA，配制滑溜水压裂液，向其中加入0.04%APS，在70℃条件下静置2h，滑溜水压裂液体系粘度明显降低。渗吸液的粘度降低，有利于提高渗吸驱油效率。
6 结论与认识
（1）分析了致密储层返排率低的原因。
（2）开展了添加剂性能评价、表面活性剂优选，评价了增粘性能、配伍性能、表/界面张力性能、流变性能、摩阻性能、支撑剂沉降性能、破胶性能，研制出一套致密储层用滑溜水体系。
参考文献：
（1）吉德利J L.水力压裂技术新发展[M].北京：石油工业出版社，1995。
（2）Economides M J.油藏增产措施[M].北京：石油工业出版社，1995。
中油辽河油田公司 辽宁 盘锦 124010
主题词 滑溜水;蓄能压裂;
1概况
致密油是我国能源接替的重要组成部分，致密储层开发仍然面临着较大的技术难题：①初期产能高，持续时间短，产量递减快，当产量降到一定程度后将稳产相当长的一段时间;②如果采用“井网压裂+注水”方式开发，体积压裂造成复杂裂缝网络相互交错，裂缝间距较小的部位容易形成水流优势通道，导致水窜，影响生产。
辽河油田致密储层孔渗物性条件极差、对注入流体极其敏感，以往注入的滑溜水与储层岩性矿物、油品存在不配伍的问题，导致压裂液返排率低、大量液体滞留地层的情况，到目前为止，造成此种现象的具体原因仍认识不清。
“缝网压裂+油水置换”是致密储层有效开发方式，储层致密及物性差异为流体置换提供了条件，压裂液不仅是携砂造缝的载体，更是驱油置换的工具。蓄能压裂时向地层注入大量滑溜水，增加地层能量同时，利用滑溜水与地层流体的“渗吸置换”作用，提高致密油藏的开发效果。
2 致密储层返排率低的原因分析
（1）极高的毛细管力束缚加上较低的返排压力梯度形成较大的低返排区域。
（2）储层层理缝等大孔喉流体吸入量明显。
加强致密储层蓄能压裂用滑溜水研究，提高压裂改造效果。
3 添加剂性能评价
（1）增粘剂是滑溜水压裂液中最基本的添加剂之一，主要目的是提高水溶液粘度，其性能主要以其增粘能力、水不溶物含量、含水率等来表征。依据SY/T 5764-2007《压裂用植物胶通用技术要求》对目标区块压裂用样品进行了性能检测。
（2）助排剂是滑溜水压裂液中重要的添加剂，具有降低表面张力，降低流体毛管阻力、降低油水界面张力，提高残液返排效率的作用。采用表界面张力测量仪，评价30℃条件下，采用蒸馏水配制不同浓度的助排剂水溶液，结果显示助排剂溶液具有较好的降低表面张力及界面张力的能力，但是减低幅度较小。
（3）氯化钾为压裂液常用的无机型粘土稳定剂，目的是为了保持一定的阳离子交换能力使粘土稳定。按照SY/T 5971-2016《油气田压裂酸化及注水用粘土稳定剂性能评价方法》规定，选用膨润土，采用粘土体积膨胀离心法，采用蒸馏水配制不同浓度的氯化钾溶液，评价不同浓度的氯化钾对膨润土的防膨胀性能，随着氯化钾溶液浓度的增加，防膨效率不断提高，当浓度为1%时，防膨率可以达到80%以上。
4 表面活性剂优选
优选2种渗吸驱油剂CBA、OBA开展表/界面张力评价、开展矿化度影响分析及润湿性評价。
（1）表/界面张力评价：优选的表面活性剂复配形成的渗吸驱油剂OBA、CBA均有良好的降低表面张力和界面张力的能力，CBA降低表面张力的能力略优于OBA，两者性能基本相当; CBA降低油水界面张力的能力略优于OBA，但是在低浓度条件下，OBA降低界面张力的能力更优。
（2）矿化度影响：制备不同矿化度的水溶液，分别配制0.25%的渗吸驱油剂溶液，在30℃条件下评价其标表界面张力，由实验结果可知，矿化度对溶液表面张力影响较小，随着配液水矿化度的增加，表面张力略有增加，但是增加幅度很小。但矿化度溶液对界面张力的影响较大，其中OBA界面张力随矿化度的增加而降低， CBA界面张力随矿化度的增加而增加。由评价结果发现，开发的渗吸驱油剂OBA耐盐能力略优于CBA。
（3）润湿性评价：针对开发的2种渗吸驱油剂体系，测定了不同类型及浓度的表面活性剂水溶液在对岩心切片表面的接触角，评价了其对岩石润湿性的影响。
5 滑溜水体系研制
（1）增粘性能：浓度为0.1%-0.2%的增粘剂具有一定的增粘效果，粘度及pH指标符合标准规定;清水配制的滑溜水压裂液增粘效率高于污水，且增粘剂在污水中溶胀速率慢，在室温下放置4小时后，未溶解的增粘剂在底部沉积，分析原因主要在于，污水中具有相对较高的矿化度，另向其中加入1%氯化钾，导致矿化度更高，且污水中HCO3-浓度达到2000mg/L，致使污水pH值接近8，因此导致了污水中增粘剂增粘及溶胀速率慢。
（2）配伍性能：清水配制的滑溜水压裂液在室温及50℃、70℃下滑溜水压裂液保持稳定，污水配制的滑溜水压裂液在室温及50℃、70℃下静置4h后，出现沉淀现象，沉淀物为未完全溶胀的增粘剂。
（3）表/界面张力性能：加入助排剂可以有效降低滑溜水压裂液表界面张力。助排剂优化前，添加0.25%助排剂，清水及污水配制的滑溜水压裂液其表界面张力指标相对较高，具有较好的增粘、防膨、降低表面张力及界面张力及一定的降阻效果，能够满足常规体积压裂技术需求，并未考虑蓄能压裂对滑溜水渗吸驱油、表界面张力、改变润湿性等综合性能。助排剂优化后，添加相同浓度0.25%渗吸驱油剂OBA，清水及污水配制的滑溜水压裂液其表界面张力指标明显降低，同样也满足行业标准要求。
（4）流变性能：滑溜水压裂液在50℃、70℃条件下，170s-1连续剪切60min，仍具有一定粘度。清水配制的滑溜水压裂液在初始剪切条件下粘度约为8-10mPa·s，与污水配制的滑溜水压裂液相比具有更高的粘度;在50℃下清水配制的滑溜水压裂液粘度相对稳定。
（5）摩阻性能：渗吸驱油型瓜胶滑溜水压裂液降阻效果与常规瓜胶滑溜水压裂液相当，但是降阻效果明显高于配液污水配制的瓜胶滑溜水。
（6）支撑剂沉降性能：与清水相比，支撑剂在污水配制的滑溜水压裂液中的沉降速率快，主要原因在于污水配制的滑溜水压裂液粘度低;支撑剂粒径越小，在滑溜水压裂液中的静态沉降速率越慢;与石英砂相比，陶粒在滑溜水压裂液中的沉降速率高，主要原因在于陶粒密度较大。总结分析实验结果，支撑剂在滑溜水中的静态沉降速率较快。
（7）破胶性能：由渗吸驱油调研可知，渗吸液的粘度严重影响渗吸驱油效率，渗吸液体粘度越大，毛管粘滞阻力越大，原油渗吸采收率越低。按照配方0.15%增稠剂+1.0%氯化钾+0.25%渗吸驱油剂OBA，配制滑溜水压裂液，向其中加入0.04%APS，在70℃条件下静置2h，滑溜水压裂液体系粘度明显降低。渗吸液的粘度降低，有利于提高渗吸驱油效率。
6 结论与认识
（1）分析了致密储层返排率低的原因。
（2）开展了添加剂性能评价、表面活性剂优选，评价了增粘性能、配伍性能、表/界面张力性能、流变性能、摩阻性能、支撑剂沉降性能、破胶性能，研制出一套致密储层用滑溜水体系。
参考文献：
（1）吉德利J L.水力压裂技术新发展[M].北京：石油工业出版社，1995。
（2）Economides M J.油藏增产措施[M].北京：石油工业出版社，1995。
中油辽河油田公司 辽宁 盘锦 124010