国外黏弹性表面活性剂压裂液研究进展及应用展望

曹学军 何兴贵

（中国石化西南石油工程有限公司井下作业分公司）

0 引言

目前，国内外广泛采用的压裂液主要是水基压裂液，大致可分为3类［1］：天然植物胶压裂液、纤维素压裂液、合成聚合物压裂液。这些压裂液的共同缺点在于冻胶体破胶不完全，而且，破胶残渣将残留在支撑裂缝内，堵塞裂缝壁面上的油气渗流通道，降低水力支撑裂缝的导流能力，引起严重的储层伤害，进而降低压后油气增产效果。1997年，Schlumberger公司研制出了不含固体残渣的新型低伤害压裂液体系——黏弹性表面活性剂压裂液体系，从而掀起国外黏弹性表面活性剂压裂液研究与应用的热潮。

黏弹性表面活性剂压裂液又称为清洁压裂液，主要由低分子长链脂肪酸衍生物季铵盐阳离子表面活性剂、盐溶液、激活剂和稳定剂很少几种添加剂组成[2-3]，其中，黏弹性表面活性剂分子质量小于500，比胍胶聚合物小5000倍［2］。表面活性剂压裂液施工摩阻小，只有清水摩阻的25%～40%，具有良好的控缝高而造长缝的作用［4］，不含聚合物，自动破胶后没有胍胶压裂液残留达60%～65%的固体残渣[4-5]，不需要胶联剂和破胶剂，滤失不形成滤饼，对储层伤害小（伤害率仅3%～5%）[5-7]，在170 s-1剪切条件下，有效携砂黏度为25 mPa·s，比胍胶压裂液在同等条件下最小携砂黏度＞50 25 mPa·s小1倍。表面活性剂压裂液配方组成十分简单，只需要3～4种添加剂，现场配液简单。可见，表面活性剂压裂液是新型的低伤害压裂液，自1997年以来，国外采用表面活性剂压裂液施工达数千井次。川西致密砂岩气藏储层低孔低渗，常规水基压裂液残渣含量高，很容易形成滤饼而带来对储层的严重伤害。因此，展望国外表面活性剂压裂液研究进展，对川西致密砂岩气藏压裂改造具有重要的指导意义。

1 黏弹性表面活性剂压裂液成胶破胶机理

表面活性剂相当于常规压裂液中胍胶增稠剂，其相对分子质量比胍胶小，仅相当于胍胶的1/5000，分子中含有亲水基和长链疏水基，分子链上有正电荷端和负电荷端。在纯水介质中，疏水基被水相排斥，亲水基伸展进入周围的水相，形成将长链疏水基包裹的低黏度球形胶束。在盐介质中，反离子（如水杨酸根，卤素离子等）屏蔽表面活性剂胶束与水介面的电荷，并与表面活性剂分子强烈缔合，使球形胶束演变成柔性棒状或蠕虫状胶束。当表面活性剂浓度达到临界浓度时，柔性棒状或蠕虫状胶束相互缠结，形成类似胍胶聚合物交联冻胶体的高黏弹性空间网状结构而实现造缝和支撑剂的携带[8-9]。遇地层中的油和水后，网状胶束结构中的亲油基和亲水基使油气和水增溶而发生膨胀，促使网状胶束结构崩解成低黏度的球状胶束，不需要破胶剂就能实现压裂液的自动破胶，其成胶破胶机理可由图1来形象地表示[7-8]。

图1 黏弹性表面活性剂压裂液成胶破胶机理示意图

2 国外黏弹性表面活性剂压裂液研究进展

自Mathew S，Roger J.C.等人首次报道无聚合物压裂液[9]和Chase B.，chmilowski W.，Marcinew R.报道使油井增产的黏弹性表面活性剂压裂液流体[10]及Schlumberger公司（1997）率先在亚得里亚海的Giovanna油田压裂中成功应用黏弹性表面活性剂压裂液后，表面活性剂压裂液在国外的研究和应用就得到了快速发展[11-20]。 1998年，Rader J.E.，Smith W.L.报道了采用稳定的黏弹性清洁合成物清除井下积液的方法[11]；1999年，Samuel M.M.，Card R.J.报道了无聚合物压裂液的应用[12]和Pitoni E报道了无聚合物压裂液在停产井挖潜压裂中的应用[13]；2000年，RobertT.W.报道了黏弹性表面活性剂流体及其在储层压裂改造中的应用方法[14]和Mathew S.报道了黏弹性表面活性剂压裂液在低渗透油藏中的应用[15]；2001年，Raghavan S.R.，Kaler E.W.报道了不饱和长链尾基高黏弹性阳离子蠕虫状胶束溶液[16]和Lungwitz B.报道了黏弹性表面活性剂在高矿化度下的稳定性[17]；2002年，Jiang yang报道了黏弹性蠕虫状胶束流体及其在储层压裂中的应用[18]；2003年，Hishan A.报道了一种新型的黏弹性表面活性剂在储层增产改造中的应用[19]和Samuel报道了亲水型黏弹性表面活性剂合成物及其在储层改造中的应用方法[20]。近年来Cuillet I.，Hughes T.，Maitland G. 和James B.Cews等人报道了蠕虫状胶束与疏水缔合聚合物的协同效应和提高黏弹性表面活性剂压裂液的性能[21-22]。

纵观国外黏弹性表面活性剂压裂液研究现状，其主要研究内容集中在黏弹性表面活性剂的合成物制备、分子结构、成胶破胶机理、流变性能等理论及其应用等方面，研究开发的黏弹性表面活性剂主要是C16-22的季胺盐类表面活性剂，研究取得的主要进展表现在4个方面。

2.1 表面活性剂压裂液成胶破胶机理

研究表明，黏弹性表面活性剂分子中含有亲水基和长链疏水基，在纯水介质中，疏水基被水相排斥，亲水基伸展进入周围的水相，形成将疏水长链基包裹的球形胶束，其黏度接近水，属牛顿流体；在盐介质中，反离子屏蔽表面活性剂分子中的电荷，使球形胶束变形而形成蠕虫状或柔性棒状胶束，最终形成空间网状结构，具有很强的黏弹性而实现对支撑剂的携带和造缝；当遇到地层中的油和水时，表面活性剂分子中的亲油基和亲水基使油与水在胶束体中增溶，结果胶束体膨胀，空间网状结构被破坏，最终解体成球形胶束，变成黏度很小的牛顿流体，实现表面活性剂压裂液胶束体的自动破胶。

2.2 表面活性剂压裂液流变性评价

研究表明，表面活性剂压裂液流变性取决于盐离子浓度而与表面活性剂种类无关，在93℃以前，表面活性剂压裂液的黏度随温度升高而增加，之后，黏度则随温度的升高而下降；在115℃时，表面活性剂压裂液黏度大于25 mPa·s，比其在170 s-1剪切条件下最低携砂黏度≤25 mPa·s大，能有效携砂和造缝，比胍胶聚合物压裂液在同等剪切条件下的最低携砂黏度≥50 mPa·s小1倍，可见，目前国外研究和使用的表面活性剂压裂液在115℃时能够满足携砂要求。研究还表明，表面活性剂压裂液流变指数（幂律指数）在96℃以下时，随温度升高而增加，在96℃以上时，则随温度升高而减小；稠度系数则相反，在96℃以下时，随温度升高而减小，在96℃以上时，随温度升高而增大。

2.3 表面活性剂压裂液伤害性评价

表面活性剂压裂液和胍胶压裂液与煤油浸泡岩心的流动实验对比表明，在相同压差和流速情况下，表面活性剂压裂液通过岩心的流速和流量明显比胍胶压裂液大，表明表面活性剂压裂液网状胶束结构能在油介质中破胶而胍胶压裂液则不能，而且，实验结果还表明，表面活性剂压裂液能使岩心残余渗透率保持在90%以上，而胍胶压裂液对岩心残余渗透率的保持率只有52%，可见，表面活性剂压裂液对储层渗透率的伤害明显比胍胶压裂液小。

2.4 新的疏水缔合聚合物与黏弹性表面活性剂复合型压裂液

Cuillet I.，Hughes T.和Maitland G.报道了疏水缔合聚合物与黏弹性表面活性剂复合压裂液的协同效应[21]，这种复合压裂液与黏弹性表面活性剂压裂液一样,能在盐介质中形成网状胶束结构而有效携带支撑剂，遇到地层烃类和水时,疏水缔合聚合物与黏弹性表面活性剂的疏水缔合作用遭到破坏，实现胶束结构的自动破胶。这种新型表面活性剂压裂液采用的疏水缔合聚合物和黏弹性表面活性剂的浓度都较低，可以降低黏弹性表面活性剂的用量而降低其施工成本；在不需要采用端部脱砂工艺的情况下，也可以降低黏弹性表面活性剂压裂液在高渗透储层中的滤失量，进而有利于高渗透储层的压裂造缝；此外，还可以避免表面活性剂压裂液与某些烃类物质不配伍而形成乳状液，进而在一定程度上伤害储层的问题。疏水缔合聚合物与黏弹性表面活性剂复合压裂液是国外表面活性剂压裂液研究的最新进展，目前主要在理论上研究疏水缔合聚合物与黏弹性表面活性剂协同效应机理和成胶破胶机理及流变学机理，现场应用最多的是注入油井来趋油增产，在油气井压裂改造中应用的实例很少，因此加强疏水缔合聚合物与黏弹性表面活性剂复合压裂液的现场应用研究和提高表面活性剂压裂液抗温耐剪切性，是表面活性剂压裂液研究发展的主要方向。

3 国外黏弹性表面活性剂压裂液的应用现状

国外表面活性剂压裂液应用比较普遍，截止本世纪初，国外采用表面活性剂压裂液进行油气井压裂施工超过2400井次，本文只介绍几个代表性的应用实例。

1999年，Methew Samuue等人对怀俄明州Rock Springs，Maverda地层的2口相邻分支气井分别采用表面活性剂压裂液和低含量胍胶压裂液进行了对比施工，这2口井都有3个产层，分别为:下Almond层、中Almond层和Lewis层，地层温度80.0～87.8℃，地层压力系数1.63～2.15，储层渗透率0.03～0.05 mD，2口井3层的测井解释结果都相同，属中温异常高压致密气层，其对比施工情况见表1。

表1 表面活性剂压裂液与胍胶聚合物压裂液应用效果对比表（经英制换算）［5］

由表1可见，采用表面活性剂压裂液施工所耗总液量、前置液量和每吨支撑剂耗液量都比采用胍胶压裂液小，采用表面活性剂压裂液获得的支撑裂缝导流能力明显比胍胶压裂液大，获得的支撑裂缝缝高比胍胶压裂液小1倍。表明表面活性剂压裂液在低渗透储层中的滤失量比胍胶压裂液小，其液体效率比胍胶压裂液高，因此，总液量、前置液和每吨支撑剂耗液量都比胍胶压裂液少；表面活性剂压裂液黏度较小，能有效控制支撑裂缝缝高，对地层伤害比胍胶压裂液小，因此，获得的支撑裂缝的导流能力明显比胍胶压裂液高，压后天然气初产量是胍胶压裂液的2.42倍，增产效果明显比胍胶压裂液好。

本世纪初，埃尼-阿吉普石油公司在亚得里亚海的Giovanna油田采用黏弹性表面活性剂压裂液和胍胶压裂液进行了对比试验,结果黏弹性表面活性剂压裂液在相同加砂量3 m3的情况下，压裂获得的支撑裂缝缝高和无量纲裂缝传导率分别为11.88 m和33，而胍胶压裂液获得的缝高和无量纲裂缝传导率分别为15.54 m和1.73。可见，黏弹性表面活性剂压裂液具有明显的控缝高作用，对地层伤害比胍胶压裂液小,获得的支撑裂缝导流能力远比胍胶压裂液高，压后也获得了理想的原油产量[13]。

近年，美国南德克萨斯州砂岩储层也采用黏弹性表面活性剂压裂液进行了压裂改造，气藏温度87℃，地层压力20.69 MPa，地压系数1.92，渗透率0.10 mD，属中温低渗异常高压气层。采用的压裂液含2%表面活性剂VES和0.36%有机盐(水杨酸钠)。采用73 mm油管以0.64 m3/min排量注入4%KCl溶液时，施工泵压为74.47 MPa，而以1.62 m3/min排量泵入黏弹性表面活性剂压裂液时，泵压也为74.47 MPa，黏弹性表面活性剂压裂液注入排量比KCl液大1.5倍，但地面泵注压力却相同，表明黏弹性表面活性剂压裂液施工摩阻比KCl溶液小。虽只加入陶粒6.35m3，但天然气产量由压裂前的0.2831×104m3/d增加到压后的2.83×104m3/d,增产倍数达9倍。可见，黏弹性表面活性剂压裂液对气井压裂效果也较好[13]。

美国俄克拉河玛州EIReno Oklahoma气田也采用了黏弹性表面活性剂压裂液施工，气层温度88℃,渗透率0.3 mD，属中温低渗透气层。按胍胶压裂液设计的总液量、前置液量、总砂量和每吨砂耗液量分别为90.8 m3、34.0 m3、29.96 t和3.0 m3，采用黏弹性表面活性剂压裂液施工时，实际用总液量、前置液量、加砂量和每吨砂耗液量分别为41.1 m3、3.2 m3、29.96 t和1.4 m3[1，3，6]，明显比设计的胍胶压裂液耗用量少，其压裂液效率高达85%。可见，表面活性剂压裂液确实滤失量小，控滤失能力强，在相同加砂量的情况下可节约大量的压裂液，进而节约成本和减小对储层的伤害。

4 认识与结论

（1）表面活性剂压裂液成胶和破胶机理表现为，在水中，表面活性剂形成疏水基被周围亲水基包裹的球型胶束；在盐介质中，表面活性剂分子中的电荷被屏蔽，球形胶束演变成蠕虫状或柔性棒状胶束；当表面活性剂浓度达到临界浓度时，蠕虫状或棒状胶束相互缠结，形成网状胶束结构而使体系具有高的黏弹性，以满足支撑剂携带和延伸造缝的需要；遇到地层中的油和水时，亲油基和亲水基使油气和水在网状胶束结构中增溶，使胶束体发生膨胀，最终崩解成低黏度的牛顿流体，实现表面活性剂压裂液的自动破胶。

（2）表面活性剂压裂液不含聚合物，在低渗透储层中的滤失量小，且不形成滤饼，对储层伤害小；不需要交联剂和破胶剂，只需要少量几种添加剂，配液简单；能有效控制支撑裂缝缝高，并具有较低的施工摩阻；也因储层伤害小，获得的支撑裂缝导流能力高，压裂增产效果明显比胍胶压裂液好，特别适合低渗透储层压裂改造，在高渗透地层中的滤失量比胍胶压裂液大，有利于采用端部脱砂的压裂工艺。表面活性剂压裂液的许多优点，使其在国外得到了广泛的应用。

（3）目前国外研制和应用的表面活性剂压裂液大多都是低—中温压裂液，最高使用温度115℃，因此，提高表面活性剂压裂液剪切后黏度的快速恢复能力和耐温抗剪切性，加强疏水缔合聚合物与黏弹性表面活性剂复合压裂液的现场应用研究，以降低施工作业成本，是表面活性剂压裂液研究发展的方向。

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