（油气田开发工程专业论文）清洁压裂液工艺技术研究.pdf

墨茎塑垩 s u b j e c t ：t h et e c h n o ls t u d yo fc l e a rf p a c s p e c i a l i t y ：o i la n dg a se x p n a m e ： m i nq i ( s i g n a t u r i n s t r u c t o r ：p uc h u n s h e n g ( s i a b s t r a c t c l e a r f r a ci sav e sf r a c t u r i n gf l u i d t h ef l u i dh a sm a n yf e a t u r e s s u c ha ss o l i df r e e f l u i d h a sn or e s i d u e ；d on o tp o l l u t et h ee n v i r o n m e n t ：s t r o n g e rp r o pp a n tc a r r y i n gc a p a c i t y , h i g h e rb l e n d i n gr a t i oa n dq u i c kb a c kf l o w i n gv e l o c i t y e ta 1 w h e nt i l i sf l u i de n c o u n t e rw i t h b y d r o c a r b o ni nf o r m a t i o n o ri sd i l u t e db yf o r m a t i o nw a t e r ，t h ef r a c t u r i n gf l u i dw i l lr a p i db r e a k ， a n dw i t hn oa n yr e s i d u e ，s oi ti sd i f f e r e n tf r o mp o l y m e rf r a c t u r i n gf l u i d i th a sd oc r o s sl i n k a g e n to rb r e a ka g e n t e ta 1 w ed e v e l o p e dt h i sc l e a rf r a ca f t e ro n ey e a rf o rs o m ec h a n gq i n g o i lf i e l d t h em a i nw o r ki s ：1 ) s t u d yt h ev e s ；2 ) t h eg e l a t i nc o n d i t i o no fc l e a rf r a ca n dt h e i n f l u e n c ef a c t o r ；3 ) t h ep e r f o r m a n c ee v a l u a t i o n t h i sc l e a rf r a ci sf i tf o rt h ef o r m a t i o nf r a c t u r i n ga l t e r a t i o no fc h a n gq i n go i lf i e l d i ti s e c o n o m i c a la n de a s yt od i s p e n s e w eh a v es y s t e mk n o w l e d g eo ft h ef l u i d ，a n dt h ef i e l dt e s tf o r s o m ew e l l si ss u c c e s s f u l k e yw o r d s ：c l e a r f r a cf l u i d ，p e r f o r m a n c ee v a l u a t i o n ，f i e l da p p l i c a t i o n ， f l u i dl o s s ，p r o pp a n tc a r r y i n g t h e s i s ：f u n d a m e n ts t u d y ( t h i sp a p e ri ss u p p o r t e db yc h a n gq i n g0 i1 f i e l d ) i l l 学位论文创新性声明 本人声明所呈交的学位论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成 果。尽我所知，除了文中特别加以标注和致谢中所罗列的内容以外，论文中不包含其他 人已经发表或撰写过的研究成果；也不包含为获得西安石油大学或其它教育机构的学位 或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中做 了明确的说明并表示了谢意。 申请学位论文与资料若有不实之处，本人承担一切相关责任。 论文作者签名：闼叠日期：旦茎：亘： 学位论文使用授权的说明 本人完全了解西安石油大学有关保留和使用学位论文的规定，即：研究生在校攻读学位期间论 文工作的知识产权单位属西安石油大学。学校享有以任何方法发表、复制、公开阅览、借阅以及申 请专利等权利。本人离校后发表或使用学位论文或与该论文直接相关的学术论文或成果时署名单 位仍然为西安石油大学。 论文作者签名： 导师签名： 日期： 日期： 移岁、氖76 o 与多陀 鱼丝 闷一律 第一章绪论 第一章绪论 1 1 清洁压裂液的发展过程 压裂技术可以改善储层与井眼之问流体的联通性，增加地层导流能力，因而是一种 重要的油气井增产措施。水基压裂液从2 0 世纪7 0 年代发展至今，已有3 0 多年的历史。 水基压裂液的主要成胶材料是一些可以通过水化作用和交联作用成粘弹态的植物胶，如 瓜胶类及其改性体羟丙基瓜胶、羟乙基纤维素( h e c ) 等。这一类水基压裂液通过不断改 进和发展，已在油田生产中得到广泛的应用。通过生产实践，人们也发现了瓜胶类水基 压裂液一些致命的缺点。首先，这些压裂液在压裂破胶后，不能全部返排，压裂液残渣 滞留在储层中，造成地层损害，严重时使压裂效果趋于无效。对返排液的分析表明，压 裂后至多有3 0 4 5 瓜胶基聚合物可返排出来，其余留在压开的裂缝中，对支撑剂的导 流能力产生严重损害。瓜胶基压裂液另一缺点是现场操作技术繁琐，需对注入水进行水 质检测，水中细菌、铁离子、磷酸盐、p h 值、硬度、悬浮物会对压裂效果产生影响，基 液、交联剂、破乳剂等的配制操作需要一些专用设备，这也给压裂施工带来一定的困难 【明 理想的水基压裂液应该有足够的粘度以携带支撑剂，且压裂后能迅速返排，在裂缝 中不留残渣，不伤害地层。由于瓜胶类压裂液对地层产生的不可避免的损害作用，使人 们在压裂技术的发展上把焦点集中在两个方面。一方面尽量改善瓜胶类压裂液的配方设 计，使压裂效果好，支撑剂导流能力高，而残留在储层的聚合物量尽可能少。当还没有 注意到瓜胶类压裂液的地层损害前，这一类压裂液中，1 0 0 0 加仑压裂液含瓜胶类聚合物 4 5 5 0 磅；当发现对地层的伤害作用后，1 0 0 0 加仑压裂液中聚合物含量小于1 5 磅就已 成为新的奋斗目标了”1 。早在2 0 世纪8 0 年代初人们在瓜胶类压裂液中加入少量的表面 活性剂，就是为了改进支撑剂的导流能力，减少聚合物残渣对地层的损害“1 。合成新的 聚合物是水基压裂技术发展的另一条途径。任占春。1 开发了一种称为p z 一1 0 的高效低伤 害水基压裂液，成胶剂为人工合成聚合物，加入量为0 1 2 o 2 ，用0 0 5 0 1 有机 金属络合物交联，据称，该压裂液可用于6 0 1 5 0 地层，井深可达6 0 0 0 米，热稳定性 好，压裂效率高，易造缝，破胶彻底，地层损害小，成本比瓜尔胶低。 改进瓜胶类聚合物水基压裂液的根本途径，在于使水基压裂液中没有聚合物，这几 年在这方面取得了惊人的成果。美国s c h l u m b e r g e r 技术公司引进一种粘弹性表面活性荆 ( v e s ) 水基压裂液。这种压裂液的最大特点是不会造成地层伤害，不污染环境，携砂 能力强，压裂效果好，配制容易，易于泵送，不需要特殊设备，操作方便，最高使用温 度为9 2 。当这种粘弹性表面活性剂压裂液和地层中烃类相遇或被地层水稀释时，它会 自动破胶，不会留下任何残渣，因此和瓜胶类水基压裂液不同，它不需要水基压裂液中 需要的交联剂、破胶剂等添加剂。由于粘弹性表面活性剂水基压裂液有这些优异的特性， 因此被冠以清洁型水基压裂液( c l e a rf r a c ) 的美名，有人把它称为新千年的压裂液 曲安4 对m 大学硕士学位论文 ( f r a c t u r i n gf l u i d sf o rt h en e wm i l l e n n i u m ) ”1 。 1 2 粘弹性表面活性剂水基压裂液的组成 粘弹性表面活性剂( v e s ) 主要为一种长碳链的脂肪酸酯的季铵盐。当把这种表面 活性剂加入到盐水中时，在高速剪切搅拌中，v e s 完全分散，流体充分稠化，最后成为 粘弹态冻胶。盐水一般选择3 k c i + 4 n h 4 c 1 ，也有选择c a c l 2 、m g c l 2 、c a b r 2 、四甲 基氯化铵等卤化物。表面活性剂加入量一般为0 7 4 。盐水、表面活性剂浓度愈大， 压裂液使用温度愈高。有些文献报导，为保持高温稳定性，需要加一些有机酸稳定剂。 有几份专利谈到了粘弹性表面活性剂水基压裂液组成、物理化学性质及评价结果，认 为v e s 是一些由脂、脂肪酸等制得的长碳链季铵盐和一些水溶性非离子表面活性剂组成 混合物，在与水混合制作压裂液时，需要加一些有机酸盐、水溶性醇作稳定剂1 5 “j 。 由于粘弹性表面活性剂压裂液有一定的乳化能力，压裂破胶后往往会使一些重质原 油发生乳化，因此压裂液中加入少量破乳剂往往是必要的【3 】。 1 3 粘弹性表面活性剂水基压裂液的形成机理 s c h | u m b e r g e r d o w e l l 公司的s a m u e l l 9 1 在s p e 第3 7 届年会上曾较为详细地谈了粘弹 性表面活性剂水基压裂液的形成机理、物理化学性质及油井试验结果。长碳链的季铵盐 表面活性剂加入盐水中时，在盐水的反向离子作用下，会形成一种胶束状微胞，这种微 胞的亲水基在外，疏水基在内，若表面活性剂超过临界胶束浓度( c m c ) ，球状的胶束 会变成杆状或蠕虫状的微胞，蠕虫状的胶束微胞会缠绕在一起，阻止液体流动，形成一 网状结构粘弹态固体。 黼翳鞫搿嬲瑟趱艮勰器懿誉：n 嗍! 瓤犋鲻黼 嬲娟 - i b 0 ? ； 鬣i 哦吐诬 图卜1 ( ) 清洁压裂液破胶机理 当系统变形时，其流动特性近似于非牛顿流体。使v e s 粘弹态遭到变化有两种因 素，一种是与烃类接触，另一种是地层水的稀释，在油气井压裂过程中，这两种情况总 可能存在。因此v e s 水基压裂液不需要破胶剂。v e s 水基压裂液破胶 第章绪论 后，杆状、蠕虫状微胞会变成球状，压裂液失去精度，微胞的结构和破胶情况如图l 一1 所示。 l i n 1 们等详细研究了c t a b 水溶液在甲基水杨酸存在下的胶束形状转变过程。他们 盈微胞结构。粘弹性 表面活性剂在盐水中的 馓胞结构看似杆状当 微胞缠在一起时有点孽 虫。象虫的微胞长度超 过10 0 微米舍数千个 分子。当粘弹性表面；舌 性剂液体破胶时徽袍 变成球状，其直径约等 于杆状微胞的宽度。车 图像在明尼苏达州大学 用低温发射电子电鼓渣 拍摄。 h = 州 _ 图卜1 ( 1 3 ) 粘弹性表面活性剂粘弹体的微观结构( 电镜照片) 利用低温发射电子显微镜和流变仪相结合观察到，胶束由球状转化为棒状，再转化为互 相缠结的蠕虫状，不是一个突变，而是和酸浓度有关。当表面活性剂以蠕虫状胶束缠结 在一起，溶液就变为粘弹态。他们用亲水基和烃链疏水基的有效面积比变化来解释这种 胶束形状变化的原因。有机酸的羰基可以使季铵盐活性基胶束有效面积变小，而有机酸 的芳香环可以使季铵盐疏水基胶束的有效面积变大，这是促使胶束由球状变为蠕虫状缠 结在一起的原因。 1 4 目前应用情况 用清洁压裂液增加油气井产量已有人专门作了评论1 1 “。在1 9 9 7 年s p e 3 7 届年会上， s c h l u m b e r g e r 技术公司的s a m u e l 称，他们已在a l b e r t a 和k a n s a s 用粘弹性表面活性剂压 裂液作了2 5 0 次压裂操作。在a l b e r t a ，v e s 压裂液处理的井产率提高达1 5 2 9 。v e s 压裂液最高使用温度范围为9 2 。c 。支撑剂导流能力比硼砂交联瓜胶高得多，v e s 压裂液 可以使导流率提高9 0 ，而硼砂交联瓜胶的导流能力仅提高4 0 6 0 。 在邻近意大利的亚得里亚海e n ia g i p sg i o v a n n a 油田，用海水作粘弹性表面活性剂 压裂液的水基制得的压裂液处理了2 3 口井，气井的产量提高了三倍，而成本和常规聚合 曲安石油人学硕+ 学位论文 物压裂液比较人大降低，且消除了潜在的环境问题i i “。 粘弹性表面活性剂压裂液在低渗透油只1 压裂中也得到成功的应用u 。由于v e s 压裂 液对支撑剂的传送得益于压裂液的粘弹性结构，而不是粘度，因而可在低粘度下有效传 送支撑剂，压出的裂缝长，裂缝的几何形状理想。 1 5 研究目的意义和主要工作 鄂尔多斯盆地含油储层具有低渗、特低渗特征，增产措施是提高产量的最主要手段。 压裂作为油气藏的主要增产、增注措旅已得到迅速发展和广泛应用，压裂液是压裂技术 的重要组成部分。据有关资料介绍，从传统施工返排的流体和瓜胶液分析表明：即使在 低渗透性油藏，注入的聚合物仅有3 5 一4 0 能被返排出来，而残余的聚合物留在裂缝中 或侵入地层造成对储层渗透率的二次伤害，使得压裂增产措施达不到预期目的。因此， 高效、低伤害的清洁压裂液是目前国内外压裂液发展的主流方向。国内对清洁压裂液技 术的研究和开发相对较晚，目前在主要技术和应用上还没有取得重大突破。为此，从本 文从压裂液的携砂能力、污染程度和耐高温特性出发，深入研究清洁压裂液技术，掌握 其组成、结构及作用机理，并通过现场应用评价其综合性能对提高压裂增产措施效果。 主要工作如下： 1 对清洁压裂液进行室内评价： 2 提供清洁压裂液相应化工材料( 3 口井用料) ； 3 清洁压裂液的机理研究： 4 对选定实验的3 口井的清洁压裂液配液进行现场试验。 4 第二章清洁压裂液的机理研究 第二章清洁压裂液的机理研究 常规的压裂液虽然在一定的条件下能满足现成施工的要求，但是一般都会对储层造 成较大的伤害，从而导致压裂效果变差。而清洁压裂液基本组成主要有特殊的表面活性 剂、特定浓度的盐溶液等，具有良好的携砂能力、低伤害等特点。 2 1 压裂液对储层的损害及其保护技术分析 2 1 1 压裂液的损害类型 压裂液进入地层后是通过物理或化学作用引起地层渗透率下降的。按压裂液作用位 置可分为地层基质损害和支撑裂缝损害。根据流体性质不同，其损害又可分为以下类型。 液体损害。压裂液滤液引起的地层粘土膨胀、分散、运移、堵塞孔道；滤液进入喉 道后由于毛细管力的作用而造成水锁，润湿性反转使油相渗透率变小，与地层流体配伍 性差而产生沉淀等。 固体损害。压裂液破胶水化后，残留固相颗粒对地层喉道和支撑裂缝造成堵塞。 压裂液滤饼和浓缩胶损害。由于滤失作用，在压裂成的裂缝表面形成致密的滤饼； 同时滤液进入地层裂缝内形成浓缩压裂液，破胶困难，导致裂缝导流能力大大降低。 2 1 2 压裂液损害机理及抑制方法 a 液体损害 在压裂施工中，压裂液在足够高的压力下被挤入地层，滤液进入地层孔隙介质内与 储层流体和粘土矿物发生物理和化学反应，导致地层损害。 ( 1 ) 粘土水化膨胀、分散运移。几乎所有产油砂岩颗粒或粒间均含有某些粘土矿物， 其含量在1 2 0 。压裂液与地层粘土矿物的作用，包括地层粘土水化膨胀和地层细 微颗粒分散、运移，堵塞地层，降低地层渗透率。 稳定粘土矿物的作用机理主要是无机盐抑制粘土水化，以及利用高分子材料的长链 对粘土颗粒表面的“包被”作用，阻止水分子进入，使粘土的完整性不受到破坏。在压裂 施工前，根据地层粘土矿物的成分及含量选用不同类型的粘土稳定剂。压裂液通常在碱 性条件下，p h 值为8 1 0 5 时发生交联反应。提高溶液p h 值可以改善压裂液的热稳定 性能和延迟交联时间，特别适用于高温深井压裂施工。由此引起的地层损害可以通过在 压裂液中加入氯化钾( 1 2 ) 消除。氯化钾廉价易得，而且其岩心流动试验渗透率 损害率低于某些阳离子聚合物。因此在水基压裂液中，推荐使用氯化钾作为粘土稳定剂， 同时也可使用低分子量的阳离子聚合物稳定粘土。这在清洁压裂液中已经得到了体现。 西安石油人学硕士学位论文 ( 2 ) 水锁。相对渗透率是指二相或二相以上的流体共存时每一相的有效渗透率与其 绝对渗透率的比值，它反映了该相流体通过岩石能力的大小。从油水两相体系典型相对 渗透率曲线可知，水相饱和度稍有增大，油相的相对渗透率就迅速下降。在压裂施工过 程中，侵入区滤液以“指进”替换地层流体而使水的饱和度增加。施工结束后开井返排， 由于地层低渗透性和孔隙性差，毛管力作用使部分水被束缚在储层中，排液困难，导致 地层损害。损害程度受地层压力降、粘滞力和毛细管力影响，地层压力降越慢，排液压 差越大，损害越小：粘滞力与地层孔隙大小、压裂液粘度和流速有关。在致密低渗油气 层压裂改造施工中，毛管阻力较高，可达1 4 m p a ，排液困难，可能造成水久性堵塞，严 重损害地层。 为了减少水锁对地层的损害，可采取以下措施：在水基压裂液中加入表面活性剂 即助排剂，降低油水界面张力，增大接触角，减少毛细管力。改善压裂液破胶性能， 实现压裂液在地层中的彻底水化破胶，减小压裂液在地层介质中流动的粘滞阻力。压 裂液快速破胶，并在压裂结束后采用小油嘴，利用余压强制裂缝排液，减少压裂液在地 层的滞留时间。使用液氮、c 0 2 助排等。 ( 3 ) 乳化。地层中固有的油和水极少会产生乳化液堵塞，但当注入地层的水( 或油) 基压裂液与地层油( 或水) 发生乳化时，将堵塞地层。这种堵塞作用是乳化液中的分散 相在流经地层毛管喉道时产生的贾敏效应叠加而成，由此引起的地层损害程度取决于乳 状液粘度和稳定性。 为消除压裂过程中造成的乳化堵塞，主要采取以下措施：慎用表面活性剂，特别 是阳离子表面活性剂，因为它能油湿粘土，并易于形成稳定的油包水乳化液。使用优 质压裂液，彻底破胶，减少压裂液残渣，降低破胶液粘度以及防止地层“微粒”生成， 消除油水界面膜稳定因素。在压裂液中使用优质破乳剂，消除压裂液进入地层后潜在 的乳化堵塞。 ( 4 ) 润湿性。润湿性是指岩石或金属表面具有被一层油膜或水膜选择性覆盖的能力。 对于压裂施工的砂岩油藏，岩石表面一般为亲水性，即优先被水润湿。如果由于表面活 性剂使用不当，使润湿性发生反转，即将亲水性转为亲油性。有文献报道，正常是水湿 的地层变成油湿后，一般会降低油相渗透率4 0 。 b 压裂液残渣引起的地层损害 压裂液残渣是压裂液破胶后不溶于水的固体微粒，其来源主要是植物胶稠化剂的水 6 第一二章清洁压裂液的机理研究 不溶物和其它添加剂的杂质，残渣对压裂效果的影响存在双重性：一是形成滤饼，阻碍 压裂液侵入地层深处，提高了压裂液效率，减轻了地层损害；另一方面是堵塞地层及裂 缝内孔隙和喉道，增强了乳化液的界面膜厚度，难于破乳，降低地层和裂缝渗透率，损 害地层。 压裂液残渣含量及性质与压裂液添加剂及配方、温度和时间等因素有关。对于低水 不溶物的稠化剂，且在破胶体系( 破胶剂及用量) 较好时，压裂液残渣含量较低，一般 小于0 5 ；而对于高水不溶物( 大于2 ) 的稠化剂，若破胶体系选择不当，压裂液残 渣含量可大于2 0 0 。易破胶的硼交联压裂液体系残渣明显低于较难破胶的有机金属( 如 钛、锆) 交联压裂液。 残渣对地层与裂缝的损害程度，还与其在破胶液分散体系中的粒径大小及分布规律 有关。使用激光粒度分析仪可测量残渣破胶液中粒径的分布。当固体颗粒直径小于地层 孔喉直径的1 3 时，则不能进入油层造成损害。而一般不同渗透性油气藏，岩心孔隙最 大孔径均小于2 0 p r o ，平均孔径小于l o p m 。因此，压裂液能进入岩心中起损害作用的残 渣颗粒是很少的。压裂液对低渗透地层基质损害主要是滤液引起的损害。 压裂液破胶液残渣对支撑裂缝存在一定的损害。破胶水化液表观粘度小于l o m p a s ， 这表明压裂液破胶后的产物中仍有短链分子或支状分子存在，并吸附于支撑剂和岩石表 面，从而降低裂缝导流能力；残渣损害主要是由于残渣颗粒堵塞了裂缝中部分孔隙喉道， 导致流动能力的降低。对支撑裂缝导流能力的损害是破胶液和残渣叠加作用的结果。残 渣含量越大，损害越严重。 另外，不溶性的降滤失剂和支撑剂中的破碎、化学反应沉淀以及地层原油中蜡和沥 青的析出等因素均能造成对地层的损害。 因此，在压裂设计及施工中，清洁压裂液应该成为首选产品。 c 压裂液滤饼和浓缩对地层的损害 压裂液在裂缝的表面形成具有一定弹性的薄膜即滤饼。滤饼的形成受许多因素的控 制，包括压裂液组分、流速、压差以及储层特性。 由于滤饼的渗透率比地层渗透率小得多，因此在生产中滤饼阻碍了地层流体向裂缝 的流动，同时由于裂缝闭合，支撑剂嵌入，滤饼占据了部分以至整个支撑剂之间的间隙， 导致裂缝导流能力大大降低，阻碍压裂液的返排和原油的产出。 在压裂施工中动态滤失和裂缝闭合造成的最终支撑裂缝宽度的差异，导致了交联聚 合物在支撑裂缝内浓度的提高即浓缩。c o o k ec e 在1 9 7 3 年研究了压裂液对裂缝导流 能力的影响，提出了聚合物浓缩因子与支撑裂缝的关系。 西安1i 油大学硕士学位论文 帆= 苦掣 式中：v 。i 。为聚合物浓缩因子，无因次；o 。为支撑剂浓度，磅力口仑( 1 磅仂仑 o 1 1 9 9 c m 3 ) ：c s 为在液体中支撑剂浓度，磅力仑，巾为支撑裂缝孔隙度，。 不同支撑剂铺置浓度对压裂液浓缩因子有较大影响。随着铺置浓度的减少，压裂液 浓缩因子升高。国内压裂施工中裂缝内支撑剂浓度一般为0 1 1 9 o 9 5 2 k g l ( 即砂液比 为7 5 6 ) 。因此压裂液在裂缝的前半部分浓缩可高达原浓度的1 0 4 0 倍。对高度 浓缩的压裂液，常规破胶剂用量不可能实现破胶降解，将会形成大量残胶，严重影响支 撑裂缝的导流能力。硼交联压裂液对地层支撑裂缝的损害程度小于有机金属交联压裂液 体系的损害率，压裂液聚合物浓缩引起的渗透率保持恢复率比交联剂类型更敏感。 提高破胶剂用量是消除滤饼和压裂液浓缩、改善支撑裂缝导流能力的重要方法之一。 众多的研究表明：在9 3 下将过硫酸铵浓度提高4 倍，渗透率保持率可由5 0 提高到 9 9 。但提高破胶剂浓度，将严重影响压裂液流变性能，以至丧失压裂液的造缝携砂能 力。另外在地层条件下缓慢释放出h + 的潜在酸和在压裂施工结束后以小排量挤入滤饼溶 解剂，也是消除滤饼和压裂液浓缩对支撑裂缝导流能力损害的重要措施。但是这些措施 的实施既需要大量的投入，效果往往也不是太理想。而清洁压裂液在压裂过程中由于自 身的特性一般只形成较小的滤失，大大提高了压裂液的使用效率。 从以上的分析可以看出，压裂液对储层的损害的方式和机理是多样的，在实际中往 往需要研制出各种不同的应对措施和制剂加以防治。而清洁压裂液由于其独特的性质和 特征，较好地克服了传统压裂液的矛盾，为解决压裂中常出现的问题提供了有效的途径。 2 2 清洁压裂液作用机理 水力压裂处理能有效降低井眼表皮效应，从而有效地提高井的产能。然而，常规聚 合物压裂液的残留物可能会堵塞支撑剂充填的孔隙空间，降低近井地带渗透率，致使压 裂效果变差。清洁压裂液以粘弹性表面活性剂( v e s ) 为基液，以盐水为溶解剂，不含 任何聚合物成分，是一种粘弹性流体。其中，粘弹性表面活性剂是至关重要的成分。它 在含一定的阳离子的水基体系中能形成微胞。微胞结构中由表面活性剂的分子聚合而成 的疏水基在胞里，亲水头基在胞外，其形状呈杆状或蠕虫状。如果表面活性剂的浓度超 过l 临界浓度，微胞便缠在起，阻止流体流动。这种作用可以增加液度。同时，这类系 统的变形受时间影响，除非向其施加足够量的剪切力且时间够长，否则整个系统就象是 固体，这样就可以提供足够的携砂粘度。当系统变形时，其流变特性近乎牛顿流体。这 种表面活性剂液体具有极好的颗粒悬浮能力。在常用的完井盐水中加上该类表面活性剂， 第一章清洁压裂液的机理研究 就可以有效地悬浮砾石，并将其携带至理想的地层深度而沉积。 我们研究的s c f 清洁压裂液是长链脂肪酸的季铵盐类阳离子表面活性剂溶解在盐水 中形成的胶束溶液。季铵盐表面活性剂在这种压裂液盐水中形成胶束，其形状主要呈蚯 蚓状或长圆棒状，相互之间高度缠结，构成网状胶柬。在季铵盐类表面活性剂胶束中， 带正电荷的阳离子基团之间的相互排斥作用会使胶束成球形，而不能增加溶液的粘度， 更不能使溶液变成凝胶。在研制的新型清洁压裂液中，为了抵消阳离子基团之间的相互 排斥力，引入平衡阴离子，使用了无机阴离子和有机阴离子，使压裂液溶液粘度提高形 成凝胶。 圆柱状胶束结构是表面活性剂胶束溶液具有了凝胶的性质，溶液粘度大幅度增加并 具有了一定的弹性。这种弹性很有可能为其在地层压力下降时不加破乳剂的条件下破胶 提供动力。 当s c f 清洁压裂液进入含油岩心或地层后，亲油性有机物将被胶束增容，棒状胶 束将膨胀，微胞将不再相互缠绕，最终将崩解成为较小的球形胶束，使压裂液溶胶破解， 形成粘度很低的水溶液。这就是该清洁压裂液的破解( 破胶) 过程，其机理有两个，即： 与烃类化合物( 油、气) 接触或被地层水稀释。由于在压裂井里总有这样的一种或两种 情况存在或得以满足，所以在不需添加破胶剂的情况下，该压裂液也能自动破胶。 从s c f 清洁压裂液的组成、结构及作用机理我们可以看出其显著特征表现为： 不需加入任何高分子聚合物，其粘度可满足压裂施工的需要； 不需加入任何化学破胶剂，在地层条件下可完全破胶，不留残留物，对裂缝和地 层渗透率损害小： 压裂液工作效率高，同规模施工条件下，与聚合物压裂液相比耗液量少； 配制简单，可连续混合配制和批配。 总之，该压裂液的研制成功有效地解决了常规聚合物压裂液破胶难，残渣含量高， 对地层伤害严重的问题，并具有优良的携砂性能和滤失性能，当应用于稠油油层时还具 有降低原油粘度的作用。因此，它的应用可以有效提高低渗透油藏的压裂开发效果。同 时，由于该压裂液组分简单，现场配制工艺简便，可真正实现压裂液的一次配制，所以 具有广泛的应用前景和市场前景。 9 曲安石油大学硕士学位论文 第三章清洁压裂液体系开发研制 3 1 清洁压裂液主剂的研制 在大量文献调研的基础上，对国外清洁压裂液体系的机理及组成进行了详细的分析 和研究，并结合国内表面活性剂市场初步选定了十余种季铵盐类表面活性剂在盐水中进 行成胶试验，选出有成胶倾向的产品进行进一步的分析，并对此产品进行了改性和复配 提高了原产品的性能，以下将产品称为f r c 一1 。f r c l 的成胶性与盐水的浓度和稳定剂 的浓度有关，表3 - 1 和图3 一l 给出了体系最小含盐量( 3 n a c l ) 下及最佳稳定剂量 ( 0 3 j l 1 ) 的条件下f r c 一1 浓度的变化对体系粘度的影响。从图表中可以看出，当舍 盐量和稳定剂的量一定时，f r c 一1 在体系中有一最佳加量，在该体系中f r c 一1 的最高视 粘度加量为2 5 。 表3 1f r c 一1 浓度对体系视粘度的影响 f r c 一1 ( ) 1 52 o2 53 o3 5 视粘度( m p a s ) 6 67 81 2 01 4 71 0 5 注：剪切速率1 7 0 s ，每次搅拌l o m i n ，室温1 7 下。 = v 螂 撂 翠 ： ： 。 ， 2 2 5 3 f r c 一1 含量( ) 图3 1f r c _ 1 浓度对体系视粘度的影响( 1 7 0 s 一1 ) 3 2 清洁压裂液稳定剂的研究 室内试验研究表明，f r c 一1 粘弹性表面活性剂在低浓度的盐水里很难成胶，为了现 场使用方便，开发了稳定剂j l 一1 产品，以减少盐的使用量提高清洁压裂液的成胶性和稳 定性。表3 2 和图3 2 是体系盐度为3 n a c l 、f r c 一1 浓度为2 5 时稳定剂浓度变化对 压裂液体系视粘度的影响。实验结果表明，随着稳定剂浓度的增加，压裂液体系视粘度 增加，加量增至o - 3 以后，继续增加稳定剂的量体系视粘度变化不大，且至o 4 以后， 1 0 如 舳 蚰 加 0 第三章清洁压裂液体系开发研制 稳定剂浓度增加时，视粘度有减小的趋势。 表3 2 稳定剂浓度对清洁压裂液体系视粘度的影响 稳定剂含量( ) 0 1o 1 5o 2o 2 50 3o 3 5o 4o 4 5 视粘度( m p a s ) 63 0 3 9 6 01 3 81 5 01 4 l1 3 5 注：加八稳定剂后搅拌1 0 r a i n ，剪切速率1 7 0 s 一，室温2 0 6 c 。 1 6 0 1 4 0 视1 2 0 粘1 0 0 度 ( 8 0 l r , p 6 0 4 0 2 0 0 ：。 ； ； ； ； ； j厂 ； 0u 0 50 10 1 50 202 5 0 0 03 5 0 ，4 0 4 5 0 5 稳定剂百分含量( ) 图3 - 2 稳定剂加量对视粘度的影响 3 3 清洁压裂液盐类型及加量 当稳定剂和f r c 一1 浓度一定时，用n a c i 、k c i 及n h 4 c 1 分别配制清洁压裂液，在 1 7 0 s 、室温下测得的视粘度如表3 3 。可以看出，用这三种盐配制的压裂液的视粘度基 本一致。同时进行了盐的加量对压裂液视粘度的影响，实验结果见表3 - 4 和图3 - 3 。实验 结果表明，当f r c l 浓度为2 5 、稳定剂的浓度o 3 时，随着盐加量的增加，视粘度 明显增加，当盐的加量大于3 时，盐浓度的继续增加对压裂液体系的视粘度影响不大。 表3 3 不周类型韵盐对视粘度的影晌 压裂液配方视粘度( m p a s ) 2 5 f r c 一1 + o 3 j l - 1 + 3 n a c l1 4 2 2 5 f r c l + o t 3 j i ，1 + 3 k c l1 4 0 2 5 f r c 一1 + o 3 i l 一1 + 3 n i - h c l 1 4 4 表3 - 4 盐的加量对压裂液体系视粘度的影晌 k c l ( )o 2o 5o 81 o 1 2 1 52 o3 o4 o5 06 0 f 视粘度( m p a s ) 3 93 65 47 8 8 7 1 0 51 2 91 4 41 4 41 4 71 4 1 注：加入稳定剂后搅拌1 0 m i n ，剪切速率1 7 0 s ，室温2 0 c 。 两安石油大学硕士学位论文 = e v 瑙 撂 晕 二二多一二 - 。 。， 夕 ： ： i 图3 - 3 盐的加量对压裂液体系视粘度的影响 3 4 清洁压裂液体系配方推荐 通过大量的室内配方实验，根据国外公司的使用情况，初步推荐以下配方作为开发 的清洁压裂液主体配方，即： 2 5 f r c i + 0 3 j l - 1 + 3 k c i 该配方在室温、1 7 0 s 。1 下视粘度在1 4 0 m p a s 。室内试验还表明，要增加压裂液体系 的粘度，可按以上配方各量的比例，即： f r c 一1 ：j l - 1 ：3 k c l = 0 8 3 ：0 1 ：1 相应的增加各量的浓度，即可提高体系粘度，如表3 5 中所示。 表3 - 5配方量成比例增加对视粘度的影响 i配方组成 视粘度( m p a s ) 2 5 f r c 一1 + 0 3 j l l + 3 k c i 1 4 0 5 8 f r c 一1 + 0 7 j l l + 7 k c i3 7 5 6 6 f r c i + 0 8 j l - l + 8 k c l 5 2 5 注：剪切速率1 7 0 s ，每次搅拌1 0 i i l i n ，室温2 5 c 下。 知 加 o 第四章清洁压裂液整体性能评价 第四章清洁压裂液整体性能评价 对推荐的清洁压裂液体系配方的悬砂性能、耐温抗剪切性、滤失、破胶性能、对储 层的伤害等方面性能进行了室内评价，并对影响压裂液的成胶性能的因素进行了实验研 究，评价实验采用了s y t 5 1 0 7 1 9 9 5 “水基压裂液性能评价方法”中的评价方法。 4 1 流变性及抗剪切性能评价 使用h a k e r 粘度计对压裂液体系进行了流变性和抗剪切性能的评价，使用的配方 为：3 0 f r c l + o 3 3 j l - 1 + 3 3 k c i 。实验结果如图4 一i 和表4 一l 、表4 2 。试验结果 表明，在各种温度下，清洁压裂液的指数n 小于1 ，因此其为幂律型流体；清洁压裂液 抗剪切性能强，视粘度随时间的增加基本不降低，并且还有所增加，这是由于清洁压裂 液本身为活性剂类产品，在长时间动态剪切过程中产生泡沫而使粘度上升。 2 5 0 2 0 0 o i1 5 0 童 世 萎1 0 0 5 0 o 0 ，。二二：= ； 一。一i i 9 7 i 十2 7 o 4 0 + 4 5 j 一* 5 5 o1 02 03 04 05 06 07 08 0 时问( r a i n ) 图4 1清洁压裂液视粘度与剪切粘度的关系 表4 - 1压裂液配方抗剪切性能实验数据( i i l p as ) ( 剪切速率：17 0 s 。1 ) 时问 11 02 03 04 05 06 07 0 ( m i n ) 2 7 2 1 62 0 52 0 42 0 62 0 52 0 52 0 72 0 5 4 0 2 0 42 1 l2 1 32 2 52 2 82 2 92 2 92 3 1 4 5 1 6 l1 9 51 9 32 0 32 0 82 1 22 1 82 1 8 i 5 54 c1 0 51 0 91 2 31 5 81 6 71 7 11 7 91 8 2 两安i i 油大学硕十学位论文 表4 - 2 压裂液流变性参数 实验温度( ) 2 74 04 55 5 n 0 6 3 2 90 4 2 7 80 4 0 4 20 4 3 3 3 1 分 钟时 k2 0 6 35 7 5 24 2 5 5 0 1 7 1 2 r 2o ，6o 5 60 4 7o 6 9 n0 4 9 8 00 4 1 1 90 6 3 3 4o 3 1 1 7 3 0 分 k 3 3 7 04 7 3 l1 3 7 9 04 7 6 3 0 钟时 r 2o 9 8o 6 3 0 9 80 8 9 n0 3 4 2 00 5 0 6 30 5 9 8 20 2 3 4 7 6 0 分 k6 0 1 43 2 8 01 4 7 2 08 4 0 5 钟时 r 。0 9 9o 9 6o 9 60 9 0 0 4 2 清洁压裂液的热稳定性 对配方：2 5 f r c 一1 + 3 k c l + o 3 j l 一1 进行了热稳定试验。耐温试验结果如图4 2 、 图4 3 和表4 1 、表4 3 、表4 4 。实验结果表明，当温度低于4 0 。c 时体系的耐温性 好，但当温度大于5 0 。c 时，视粘度随温度的增加下降较快。通过调整压裂液体系各量的 浓度，可以在7 0 。c 以下得到所需的粘度。 表4 - 3 温度对压裂液视粘度的影响 l 温度 1 72 43 03 54 04 55 05 56 06 57 0 i( ) l 视粘度 1 3 81 4 41 4 41 3 51 2 31 1 4l l l1 0 89 07 84 5 i ( m p a s ) 注：剪切速率1 7 0 s ，配方：2 5 f r c i + 3 k c l + 0 3 j l - i 。 表4 - 4 温度压裂液视粘度的影响 i 温度( ) 2 9 4 0 5 57 08 0 视粘度( m p a s ) 5 2 5 4 7 4 2 8 5 1 8 06 6 注：剪切速率1 7 0 s ，配方：6 6 f r c l + 8 k c i + 0 8 j l - i 。 1 4 第四章清沾压裂液整体性能评价 = 鼍 。 倒 摆 阜 岛 d 暑 型 撂 露 _ 、 。一 _ _ _ _ ：_ ； 0l o2 0 6 0 0 5 0 0 4 0 0 3 0 0 2 0 0 1 0 0 0 3 04 05 0印7 08 0 温度( ) 剪切速率1 7 0 s 。配方：2 5 f r c - - l + 3 k c l + 0 3 j l 一1 。 图4 2 温度对压裂液的视粘度影响 k - 。 f 一 o1 02 03 0 4 0 5 06 0 7 0 8 0 9 0 温度( ) 剪切速率1 7 0 s ，配方：66 f r c - - l + g k c i + 0 8 j l - 1 。 图4 3 温度对压裂液的视粘度影响 4 3 清洁压裂液的破胶性能及与地层水的配伍性 清洁压裂液的破胶可以通过与原油接触或通过地层水、淡水稀释方法破胶。试验结 果如表4 5 、表4 - 6 、表4 7 所示。实验结果表明，清洁压裂液与原油接触容易破胶，最 如 们 0 两安柏汕大学硕士学位论文 多2 5 小时即可破胶，而通过地层水( 实验中使用的是长6 地层水) 稀释破胶较慢，因 为稀释需要较多体积的地层水。清洁压裂液与地层水配伍性好，体系未出现沉淀。清洁 压裂液与淡水混合也容易破胶。 表4 - 5 清洁压裂液与原油接触破胶性能 破胶液粘度 压裂液与原油体积比破胶时间 ( m p a s ) 1 0 ：l 2 5 小时 3 5 ：12 小时6 1 0 ：3 1 3 小时 4 5 注：配方为2 5 f r c - - l + 3 k c l + 0 3 j l - 1 ，搅拌1 分钟后放置恒温4 5 * ( 2 。 表4 - 6 地层水稀释清洁压裂液破胶性能 压裂液与地层水体积比压裂液视粘度( m p a s ) l ：1 6 3 1 ：1 54 5 1 ：23 0 1 ：2 52 7 1 ：39 注：配方为2 5 f r c - - 1 + 3 k c i + 0 3 j l - 1 ，搅拌1 分钟后放置恒温4 5 。 表4 - 7 淡水稀释清洁压裂液破胶性能 注：配方为2 5 f r c - - l + 3 k c i + 0 3 j l 一1 ，搅拌1 分钟后放置恒温4 5 。 4 4 清洁压裂液悬砂性能 对配方：2 5 f r c 一1 + 3 k c l + o 3 j l 一1 的清洁压裂液体系进行了悬砂性能评价。试 验方法为：将压裂液装入2 0 0 r a l 量筒中，观察砂粒的沉降速度。结果表明，兰州石英砂 和美国陶粒的沉降速度分别为4 7 2 1 0 4 m m s 和5 5 6 1 0 4 m m s ，而国外报道的为8 1 0 一8 1 0 4 i n n , s ，因此压裂液体系可以满足悬砂的需要。 4 5 滤失性能及对储层的伤害评价 清洁压裂液的滤失性与常规的瓜胶压裂液有所不同，这是因为清洁压裂液在岩石的 表面不能形成滤饼。因此虽然进行了多块岩心的滤失伤害实验，但仅有少数的岩心得到 了滤失系数。滤失实验数据如表4 8 和图4 4 、图4 5 、图4 6 所示。从表4 8 可以看出， 只有长2 储层的两块岩心得到常规的滤失系数，滤失系数分别为0 0 0 6m m i n 和0 0 0 3 r n 4m i n ，而其他储层岩心未得到滤失系数，从图4 - 4 、图4 5 、图4 6 滤失曲线可以看 出，未得到滤失系数的岩心的滤失曲线均表示出向上凹的趋势，滤失规律有所差别。岩 心伤害实验结果表明，伤害恢复率与储层的性质有关，长2 储层岩心伤害恢复率在 1 6 第四章清洁压裂液整体性能评价 7 9 4 1 5 5 ，平均l o 9 ：长6 储层岩心伤害恢复率在5 5 1 9 6 2 ，平均7 6 3 ： 山西组气层岩心伤害恢复率在7 9 9 8 3 8 ，平均8 1 8 。长2 储层伤害较为严重，这 可能是长2 储层岩石的表面与季胺盐作用发生了较大的润湿性改变，影响了原油的流动 性。 4 0 3 5 3 0 2 5 蚓2 0 水 燃1 5 l 0 5 0 2 0 1 8 1 6 1 4 = 1 2 昱 删1 0 圭k 熠8 6 4 2 0 三 ： i 二i 丽p ；乜二盟 i i 一 i c 么 j 。 ；f 。 。 023456 4 t ( m i n ) 图4 _ 4 长2 储层岩心滤失曲线 产 ； ； ； + 3 】2 5 1 4 4 +