适于低渗透储层的QC－VES清洁压裂液体系实验研究

孟凡宁，李谦定，李善建

(西安石油大学化学化工学院，陕西西安710065)

水力压裂是提高低渗透油气藏井生产能力的主要措施，被广泛地应用于油气井开发开采过程。1947年，第一次正式的水力压裂增产作业在美国堪萨斯州西部的Hugoton气田实施。时至今日，每年都会进行上万次压裂作业，水力压裂技术已发展为使用于不同情况下多数井的增产工艺［1］。美国石油储量的25%～30%是通过压裂达到经济开采条件的［2］。我国从20世纪60年代末期开始引进和学习压裂工艺，40多年来已经形成了低渗致密油气田经济有效开发的压裂改造技术系列［3］。

陕北油气田属于典型的“低温、低压、低渗透”储藏，随着生产开发储层的渗透率越来越低，常规水基压裂液不能满足现场需求。近十年来开发了几种非常规压裂液用于低渗透储层，其中黏弹性表面活性剂(VES)压裂液因具有较高的零剪切黏度，携砂性能好，不需要添加杀菌剂、助排剂及破胶剂，返排能力强，压裂液残渣含量几乎为零等优点被广泛应用于低渗透油气藏［4-6］。但目前已在陕北油气田应用的清洁压裂液存在耐温性能差、成本较高等缺点，严重制约清洁压裂液在陕北低渗透储层的应用。为此，在室内实验基础上研制出QC－VES清洁压裂液体系。按照SY/T 5107－2005《水基压裂液性能评价方法》和SY/T 6376－2008《压裂液通用技术条件》对QC－VES清洁压裂液体系进行了综合性能评价，结果表明该清洁压裂液体系在较低用量下具有较好的黏弹性，成本较低，耐温性能优良，对储层伤害率较低，具有重要的实际应用价值。

1 实验部分

1．1 主要仪器

RV 30型Haake黏度计，RS 6000型Haake黏度计，ESB－V型电子表面平衡张力仪，岩心流动评价实验装置。

1．2 QC－1表面活性剂

QC－1表面活性剂是一种新型长链脂肪酸衍生物季铵盐类表面活性剂。使用二次去离子水在室温下配制不同浓度的QC－1表面活性剂溶液，使用ESB－V型电子表面平衡张力仪测定其表面张力，绘制浓度－表面张力曲线，如图1所示，可得QC－1表面活性剂的临界胶束浓度(CMC)。

图1 QC－1表面活性剂浓度－表面张力曲线Fig．1 Surface tension－concentration curve of QC－1 surfactant

临界胶束浓度(CMC)是表面活性剂的重要参数，是表面活性剂缔合形成胶束的最低浓度。临界胶束浓度(CMC)的大小反映了表面活性的大小，临界胶束浓度(CMC)越小说明形成胶束的浓度越低，达到饱和表面吸附的浓度越低。由图1可知QC－1表面活性剂的表面张力随浓度的增大而减小，其临界胶束浓度(CMC)为 3．5 ×10－4mol·L－1，γcmc为38．21 mN·m－1。说明QC－1表面活性剂具有良好的表面活性。

1．3 QC－VES清洁压裂液的配制

QC－VES清洁压裂液体系由QC－1黏弹性表面活性剂、JH－1反离子助剂和KCl组成。将QC－1表面活性剂、JH－1反离子助剂、KCl及自来水在室温下按一定比例混合搅拌1 min，即可得到QCVES清洁压裂液体系。

2 QC－VES清洁压裂液配方确定

2．1 QC－1黏弹性表面活性剂用量优选

保持JH－1反离子助剂、KCl质量分数均为0．2%，仅改变QC－1黏弹性表面活性剂的质量分数，用RV 30型Haake黏度计测定清洁压裂液体系在50℃、170 s－1剪切60 min的表观黏度，考察QC－1表面活性剂质量分数对压裂液体系表观黏度的影响，实验结果如图2所示。由图2可知:随着QC－1表面活性剂质量分数的增大，压裂液的表观黏度增大。当QC－1表面活性剂的质量分数超过1．2%时，压裂液的表观黏度随QC－1质量分数的增大变化很小。综合考虑压裂液性能和成本，选择QC－1表面活性剂的质量分数为1．2%。

2 QC－1表面活性剂质量分数对清洁压裂液黏度的影响Fig．2 Influence of the mass fraction of QC －1 surfactant on the viscosity of clean fracturing fluid

2．2 添加剂用量优选

保持1．2%QC－1表面活性剂和0．2%KCl不变，改变JH－1的质量分数，改变JH－1的质量分数用RV30型 Haake黏度计测定清洁压裂液在50℃、170 s－1剪切60 min时的表观黏度，考察JH －1反离子助剂质量分数对压裂液体系表观黏度的影响，实验结果如图3所示。由图3可知，随着JH－1质量分数的增大，压裂液的表观黏度增大。考虑到成本因素，选择JH－1的质量分数为0．3%。

图3 JH－1质量分数对清洁压裂液黏度的影响Fig．3 Influence of the mass fraction of JH －1 on the viscosity of clean fracturing fluid

同理保持1．2%QC－1表面活性剂和0．3%JH－1反离子助剂不变，改变KCl的质量分数，用RV 30型Haake黏度计测定清洁压裂液在50℃、170 s－1剪切60 min时的表观黏度，考察KCl质量分数对清洁压裂液体系表观黏度的影响，如图4所示。由图4可知，随着KCl质量分数的增大，压裂液的表观黏度也增大，当KCl质量分数增大到一定程度后压裂液表观黏度变化不大，综合考虑压裂液性能和成本，选择KCl的质量分数为0．2%。

根据以上实验结果，最终确定QC－VES清洁压裂液体系的配方为:1．2%QC－1+0．3%JH－1+0．2%KCl。

图4 KCl质量分数对清洁压裂液黏度的影响Fig．4 Influence of the mass fraction of KCl on the viscosity of clean fracturing fluid

3 QC－VES清洁压裂液性能评价

3．1 耐温性能

按照1．2%QC －1+0．3%JH －1+0．2%KCl的配方(以下评价如无特殊说明均按此配方)，在不同温度下以170 s－1剪切速率剪切60 min，用Haake RV 30型黏度计测定QC－VES压裂液的黏度，获得压裂液体系的黏－温关系，实验结果如图5所示。

图5 QC－VES压裂液体系黏温曲线Fig．5 Viscosity－temperature curve of QC－VES clean fracturing fluid

由图5可知，随着温度的升高该压裂液体系的表观黏度逐渐降低，这是因为随着温度的升高，胶束的结构和聚集状态发生变化所致［7］。但在80℃条件下表观黏度仍可达到57．4 mPa·s，国内现场应用结果表明，黏弹性表面活性剂压裂液的标准携砂黏度为25 mPa·s(170 s－1)［8］，说明 QC －VES 清洁压裂液能满足80℃以下油气井的压裂要求。

3．2 流变性能

水力压裂液的性能影响油气井的压裂设计、施工和作业成本，甚至影响井的最终产量。流变性能是压裂液的重要性能，流变参数可用于计算井筒、孔眼和裂缝中的摩阻压降，这是压裂施工的重要参数。根据陕北低渗透储层的温度特点，用 RV 30型Haake黏度计测定QC－VES清洁压裂液在50℃、170 s－1剪切速率下的流变参数，如表1所示。

表1 QC－VES压裂液体系流变参数测定结果Tab．1 Rheological parameters of QC －VES clean fracturing fluid

由表1可知，QC－VES清洁压裂液为假塑性流体，压裂液的稠度系数较大，流动指数较小，说明该压裂液具有较强的造缝能力，有利于撑开较宽的裂缝，可将支撑剂运送到预定位置。

3．3 剪切稳定性

压裂液剪切稳定性能是压裂液重要的性能指标，直接影响压裂施工造缝和携砂能力［9］。在50℃、170 s－1剪切速率条件下，使用 RV 30型 Haake黏度计测定QC－VES清洁压裂液黏度随时间的变化曲线，实验结果如图6所示。在连续剪切60 min时，黏度仍保持在70 mPa·s左右，满足石油天然气行业标准SY/T 6376－2008《压裂液通用技术条件》规定的耐温耐剪切黏度大于等于20 mPa·s的要求。说明QC－VES清洁压裂液具有较好的抗剪切能力，能实现压裂液的正常携砂和输砂要求。

图6 QC－VES清洁压裂液剪切稳定性Fig．6 Shearing stability of QC －VES clean fracturing fluid

3．4 静态悬砂性能

压裂液的悬砂能力是指压裂液对于支撑剂(如石英砂、陶粒等)的悬浮能力。压裂液的悬砂性能关系到压裂成功与否，若悬砂性能较差，在压裂施工中容易造成砂卡砂堵，从而导致压裂施工失败［10］。但目前还没有统一标准来测量清洁压裂液的悬砂能力，传统上采用支撑剂在压裂液中的沉降速度来评价压裂液的悬砂性能。实验室以石英砂(20～40目)为支撑剂，砂比为30%(质量分数)来评价QCVES压裂液的悬砂性能。结果表明，石英砂在QCVES清洁压裂液中的沉降速率为0．075 cm/min，小于最佳单颗粒沉降速度 0．66 cm/min［11］，说明该压裂液体系具有良好的携砂、输砂性能。

3．5 黏弹性

黏弹性是表面活性剂压裂液的一个重要性能指标，对携砂能力有着重要的影响。常规胍胶压裂液的携砂能力主要与其黏度有关，黏度越大，携砂能力越强。但表面活性剂压裂液的携砂能力主要与其黏弹性有关。储能模量(G')和耗能模量(G″)分别代表流体的弹性和黏性，Hoffmann［12］提出了判断流体是否具有黏弹性的方法:如果剪切速率在0．1～10 s－1范围内储能模量(G')大于耗能模量(G″)，并且储能模量(G')大于0．1 Pa，则说明该流体具有黏弹性。使用MARS 6000型Haake旋转流变仪测定QC－VES清洁压裂液体系的储能模量(G')和耗能模量(G″)，实验结果如图7所示。

图7 QC－VES清洁压裂液的储能模量和耗能模量随剪切速率的变化Fig．7 Storage modulus and loss modulus of QC －VES Clean fracturing fluid at different shear frequency

由图7可知，储能模量(G')和耗能模量(G″)都随剪切速率的增大而振荡增大。当剪切速率小于0．05 s－1时，储能模量(G')小于耗能模量(G″);当剪切速率大于0．05 s－1时，储能模量(G')大于耗能模量(G″)。当剪切速率在0．1 ～10 s－1的范围内，储能模量(G')总是大于耗能模量(G″)，并且储能模量(G')大于0．1 Pa，说明该压裂液体系具有较好的黏弹性特征;同时满足石油天然气行业标准SY/T6376－2008《压裂液通用技术条件》中储能模量(G')≥2．0 Pa、耗能模量(G″)≥0．3 Pa的要求。说明 QC －VES清洁压裂液具有较强的携砂能力。

3．6 破胶性能

压裂液中的残渣主要来源于添加剂中的水不溶物和杂质，破胶后变成残渣［13-14］。将QC－VES清洁压裂液与柴油、自来水以1(压裂液)∶1(柴油+盐水)的质量比混合，放置2 h，期间间歇搅拌、观察。用平氏毛细管黏度计测定破胶液的黏度。实验结果表明，破胶液的黏度为3．42 mPa·s，残渣几乎为零，满足石油天然气行业标准SY/T 6376－2008《压裂液通用技术条件》中破胶液表观黏度≤5 mPa·s、残渣含量≤100 mg/L的要求。说明该压裂液具有优异的破胶能力，易返排，对储层伤害小。

压裂液体系破胶液的表面张力性质对地层、特别是低渗透储层影响很大。表面张力越低，越有利于克服水锁及贾敏效应，降低毛管阻力，增加残液的返排能力。QC－VES清洁压裂液体系破胶液的表面张力为29．1 mN/m，稍大于石油天然气行业标准SY/T 6376－2008《压裂液通用技术条件》中表面张力≤28．0 mN/m的要求，可通过向压裂液体系中添加适量的助排剂来改善这项性能。但是现场应用表明，破胶液的表面张力在34．0 mN/m左右时完全可以达到预期的返排效果。

3．7 岩心伤害实验

压裂液对储层的伤害程度决定了压裂施工效果的好坏。尤其是对低压低渗透储层，如何降低压裂液对地层造成的伤害就显得至关重要。由于QCVES清洁压裂液体系中表面活性剂分子量小，破胶能力强，破胶后无残渣，破胶液黏度较低，因而对支撑裂缝和缝壁的伤害相对很小，且易返排［15］。在室温下，用岩心流动评价实验装置研究QC－VES压裂液的破胶液对延长油井天然岩心的伤害，实验以煤油作为流动介质，实验结果如表2所示。由表2可知QC－VES清洁压裂液对低渗透岩心的静态平均伤害率为8．59%，远远小于行业标准 SY/T 6376－2008《压裂液通用技术条件》≤20%的要求。说明该压裂液适合于低渗透油气田的储层压裂改造。

表2 岩心伤害测试结果Tab．2 Core damage of QC －VES Clean fracturing fluid

4 结论

(1)运用单因素法确定了QC－VES清洁压裂液配方:1．2%QC－1黏弹性表面活性剂+0．3%JH －1 反离子助剂 +0．2%KCl。

(2)QC－VES清洁压裂液体系为假塑性流体，稠度系数为1．93，流动指数为0．32，具有较强的造缝能力和耐剪切能力;耐温性能优良，在80℃、170 s－1剪切速率下连续剪切60 min，黏度仍保持在70 mPa·s左右;黏弹性能良好，携砂能力优异;残渣几乎为零，破胶后破胶液黏度为3．42 mPa·s，对低渗透岩心的静态伤害率在7．86% ～9．80%之间，平均伤害率为8．59%。说明QC－VES压裂液体系适于陕北低渗透油气田的储层压裂改造。

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