新型Gemini表面活性剂复合清洁压裂液体系.pdf

第 39 卷 第 5 期 2017 年 9 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING 2. PetroChina Southwest Oil compounded clean fracturing fluid; temperature and shear resistance; low damage; stimulation effect 万方数据 619杨浩珑等：新型 Gemini 表面活性剂复合清洁压裂液体系 佳浓度， 在 170 s1剪切速率、 80 条件下剪切 5 min 后测试不同复配体系的黏度。实验结果见表 2。 表 2表面活性剂加量优选结果 Table 2 Optimized surfactant content WSA 加量 /%QA-1/%黏度 /mPa s 0.5 0.348.3 0.559.2 175.9 1.0 0.380.8 0.5170.4 1179.6 1.5 0.3141.8 0.5221.9 1238.7 从表 2 实验数据可以看出， 随着复配体系中 WSA 加量的增大， 体系黏度呈逐渐增大趋势。当 WSA 加量为 1.5%、 QA-1 加量为 0.5% 时， 体系黏度 可以达到 220 mPa s 左右。综合考虑压裂液成本问 题以及压裂储层温度大于 80 的影响， 选择复配体 系表面活性剂的加量为 1.5%WSA+0.5%QA-1。 1.3有机盐助剂 SZ-1 加量的优选 Content optimization of organic salt additive SZ-1 确定复配表面活性剂为 1.5%WSA+0.5%QA-1 的前提下， 测定有机盐助剂 SZ-1 不同加量时体系的 表观黏度（测定温度 80 、 剪切速率 170 s1、 剪切时 间为 5 min） ， 考察有机盐助剂 SZ-1 加量对体系黏度 的影响。实验结果见表 3。 表 3有机盐助剂 SZ-1 加量对体系表观黏度的影响 Table 3 Effect of the content of organic salt additive SZ-1 on the apparent viscosity of the system SZ-1 加量 /%表观黏度 /mPa s 0.1256.4 0.3279.8 0.5260.1 1228.2 由表 3 结果可知， 当有机盐助剂 SZ-1 加量从 0.1% 增加至 1.0% 时， 体系的表观黏度先上升后下 降， 当 SZ-1 加量为 0.3% 时， 体系的表观黏度最大为 279.8 mPas， 此后随着 SZ-1 浓度的增加， 增黏效果 变差。这可能是由于有机盐助剂 SZ-1 在较小浓度 时能够促使复配体系中表面活性剂分子的聚集形态 发生转变， 从球状胶束转变为蠕虫状胶束， 形成具有 高黏弹性的三维网状结构；而当体系中的 SZ-1 增 大至一定浓度时， 会破坏形成的蠕虫状胶束， 使一部 分蠕虫状胶束转变为球状胶束， 从而使增黏效果变 差。同时考虑到压裂液成本的影响， 选择有机盐助 剂 SZ-1 的加量为 0.3%。 1.4体系配方的确定 Determination of system formula 通过以上室内实验研究结果， 确定新型 Gemini 表面活性剂复合清洁压裂液体系的配方为：1.5% Gemini 表面活性剂 WSA-3+0.5% 非离子表面活性 剂 QA-1+0.3% 有机盐助剂 SZ-1。 2复合清洁压裂液体系综合性能评价 Comprehensive performance evaluation on the compounded clean fracturing fluid system 2.1耐温抗剪切性能评价 Evaluation on temperature and shear resistance 耐温抗剪切性能是压裂液的一项重要性能指 标， 其性能好坏将对压裂液的造缝和携砂能力造成 直接的影响。 室内采用HAAKE RS6000旋转流变仪， 在 170 s-1剪切速率、 不同温度（80 、 100 和 120 ） 条件下测定压裂液体系黏度随剪切时间的变化 情况。实验结果如图 1 所示。 50 90 130 170 210 250 020406080100120140 黏度/mPas 剪切时间/min 80 100 120 图 1复合清洁压裂液体系耐温抗剪切性能实验 Fig. 1 Experiment on the temperature and shear resistance of compounded clean fracturing fluid system 由图 1 实验结果可知， 复合清洁压裂液体系黏 度随着温度的升高和剪切时间的延长， 黏度呈现出 不同程度的下降现象。实验温度为 80 时， 黏度 下降幅度较小， 剪切 2 h 后的黏度基本维持在 150 mPas 左右；实验温度为 120 时， 剪切 90 min 后， 黏度仍可以达到 90 mPas， 远高于行业标准要求， 具 有较好的稳定性。说明新型 Gemini 表面活性剂复 合清洁压裂液体系具有良好的耐温抗剪切性能， 能 够满足现场施工对压裂液性能的要求。 2.2黏弹性能评价 Evaluation on viscoelasticity 黏弹性能是评价清洁压裂液体系携砂能力的重 万方数据 620石油钻采工艺2017 年 9 月（第 39 卷） 第 5 期 要指标， 根据 Maxwell 理论， 黏弹性流体可以看作是 黏性和弹性综合作用的流体。室内通过 MARS 可 视流变仪， 在室温振荡模式下测定清洁压裂液体系 的黏弹特性， 通常用弹性模量 G1和黏性模量 G2的 大小来衡量体系的黏弹性能好坏。实验结果如图 2 所示。 0.1 1 10 0.1110100 模量/Pa 角频率/rads1 G1 G2 图 2体系黏弹性能评价结果 Fig. 2 Evaluation results of viscoelasticity 由图 2 结果可以看出， 在测定频率范围内， 体系 的弹性模量 G1总是大于黏性模量 G2， 随着角频率的 不断增大， 弹性模量 G1不断增大， 而黏性模量 G2先 增大后减小。通常来说， 若 G1G2， 则认为流体主 要以弹性行为为主， 根据 Hoffmann 提出的黏弹性流 体判定方法：在 0.110 rad/s 范围内， 若 G1G2且 G10.1 Pa， 就认为该溶液具有黏弹性19。以上实 验结果说明该体系是一种理想的高弹低黏清洁压裂 液， 与常规压裂液不同， 该复合清洁压裂液体系在较 低的黏度下仍具有较高的弹性， 可以满足施工过程 中携带及运输支撑剂的要求。 2.3稳定性能评价 Evaluation on stability 将配制好的复合清洁压裂液体系静置在室温 下， 每隔 10 d 测定一次黏度， 考察压裂液体系的稳定 性能。实验结果如图 3 所示。 100 200 300 400 500 0102030405060708090 表观黏度/mPas 静置时间/d 图 3压裂液体黏度随静置时间变化情况 Fig. 3 Relationship between the viscosity of fracturing fluid and the holding time 由上述实验结果可知， 在 3 个月内， 压裂液的黏 度基本没有变化， 并且溶液外观一直呈现白色， 说明 该复合清洁压裂液体系具有较好的抑制微生物繁殖 的能力。 而常规压裂液体系由于含有高分子聚合物， 长时间放置在空气中， 容易受微生物的影响产生氧 化， 出现变质现象。所以， 该新型 Gemini 表面活性 剂复合清洁压裂液体系具有良好的稳定性， 能够满 足现场长期施工的需求。 2.4破胶性能评价 Evaluation on gel breaking performance 表面活性剂压裂液遇见烃类物质后会导致胶束 结构的破坏， 使原来的蠕虫状胶束结构转变为球状 胶束结构， 从而使体系黏度降低；此外， 当表面活性 剂压裂液与大量地层水接触后， 表面活性剂的浓度 降低， 蠕虫状胶束减少， 网状结构的作用力减弱， 从 而使压裂液体系黏度降低， 达到破胶的目的20-22。 室内使用煤油和油田地层水与压裂液按一定体积比 进行混合， 在 80 下测定不同破胶时间后的黏度变 化情况， 评价清洁压裂液体系的破胶性能。实验结 果见表 4。 表 4复合清洁压裂液体系破胶性能评价结果 Table 4 Evaluation results of gel breaking performance of compounded clean fracturing fluid system 破胶 介质 与压裂液 体积比 不同破胶时间后压裂液体系黏度 /mPa s 10 min20 min30 min60 min 煤油1 5020.84.53.22.1 地层水1 125.44.84.02.9 由表 4 实验结果可知， 煤油和地层水破胶 20 min 后的体系黏度均小于 5.0 mPas， 与地层水黏度 相当， 说明该复合清洁压裂液体系破胶迅速彻底， 可 以满足现场施工要求。另外通过测定破胶后的压 裂液体系界面性能可知， 使用煤油和地层水破胶 60 min后的压裂液界面张力分别为0.416 mN/m和0.605 mN/m， 界面张力均较低， 这将有利于施工后期压裂 破胶液的返排。 2.5破胶液对岩心的伤害评价 Evaluation on the damage of gel breaker to cores 室内选取目标油田储层天然岩心， 使用多功能 岩心驱替实验装置对破胶后的压裂液体系进行岩心 伤害评价。破胶液为文中使用煤油和地层水破胶 60 min 后的压裂液， 实验温度为 80 。实验方法为： 使用模拟地层水测定岩心初始渗透率 k1， 反向注入 10 PV 的压裂破胶液， 静置 2 h， 再继续使用模拟地层 水测定渗透率 k2， 计算渗透率伤害率。实验结果见 表 5。 万方数据 621杨浩珑等：新型 Gemini 表面活性剂复合清洁压裂液体系 表 5破胶液对岩心的伤害评价结果 Table 5 Evaluation results on the damage of gel breaker to cores 破胶液 类型 岩心 编号 初始渗透 率 /mD 伤害后渗 透率 /mD 伤害率 /% 平均伤害 率 /% 煤油 破胶 L-80.5810.5328.43 8.71 L-50.6790.6188.98 地层水 破胶 L-90.7150.63111.61 12.02 L-110.5630.49312.43 由表 5 实验结果可以看出， 使用煤油和地层水 破胶后的破胶液对天然岩心的平均伤害率分别为 8.71% 和 12.02%， 破胶液对岩心的伤害较小， 具有较 好的储层保护效果。 3应用效果分析 Analysis on application effect Gemini 表面活性剂复合清洁压裂液体系于 2015 年在陆上某油田致密砂岩水平井 CZ-22 井进 行了现场试验， 施工层位埋深 4 4204 515 m， 储层 段渗透率为 0.260.75 mD， 地温梯度为 2.35 /100 m。该井共使用压裂液 256.5 m3， 平均砂比 25.6%， 砂浓度最高为 510 kg/m3， 施工排量为 3.53.7 m3/ min。施工过程中压力平稳， 各项施工参数均达到设 计要求， 表现出良好的携砂性能， 该压裂液体系现场 配制方便， 破胶迅速彻底， 返排率高达 93%。使用新 型 Gemini 表面活性剂复合清洁压裂液的 CZ-22 井 与未压裂的邻井 CZ-21 产量对比情况见表 6。 表 6CZ-22 井压裂效果 Table 6 Fracturing effect of Well CA-22 井号 压裂液用