油气层保护用清洁压裂液的性能评价

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1、2011年12月李超群等．油气层保护用清洁压裂液的性能评价油气层保护用清洁压裂液的性能评价李超群，王增宝，李宏，闰国峰，宋奇(中国石油大学(华东)石油工程学院，青岛266555)[摘要]清洁压裂液体系是由新型双子表面活性剂与水杨酸钠在无机盐溶液中作用而成。通过对清洁压裂液体系进行综合性能评价发现：该清洁压裂液体系具有组成简单、无固相残渣、携砂性能好、遇水或油自动破胶(破胶时间小于2h)、破胶液的表面张力和界面张力均小于所要求的技术指标、配制及施工简单等特点，在6O℃时黏度达624mPa·S，满足中高温地层的压裂需求。实验结果表明，

2、此清洁压裂液体系可满足常规油气层保护的需要。[关键词]清洁压裂液油气层保护低伤害性能评价随着油气田开发的深人，不论在钻井和完井定压力下，将岩心饱和水以一定流量注入压裂液还是在增产措施中，油气层保护越来越受到关注，破胶液，再以一定流量注入水，测定岩心渗透率，其中清洁人井流体的研制成为一个重要方计算岩心渗透率伤害率E。向¨-Z]。目前压裂技术中，水力压裂液主剂多是2对清洁压裂液黏度的影响因素天然聚合物的交联产物，配制时间长且需大量添通过先期实验，筛选出合适的表面活性剂、水加剂，另外压裂液破胶后会留下大量的残余物，堵杨酸钠及无机盐种类，

3、确定清洁压裂液的基本配塞在压开的裂缝中，降低了地层渗透率，对地层造方：4％NGJ+1％水杨酸钠+5％无机盐(氯化钠与成严重伤害3]。因此，研制组成简单的清洁压裂氯化铵)。其中，m(氯化钠)：m(氯化铵)=1：1。液体系是压裂作业的必然方向，也是油气层保护2．1压裂液基液黏度的重要环节_4J。笔者针对常规油藏地层环境，考温度为20℃，转速为6r／min，考察压裂液基察了筛选出的清洁压裂液体系的携砂、滤失、破胶液黏度，测出平均黏度为8．0mPa·s，此黏度较等性能，结果发现此体系在常规油层中起到很好小，有利于基液的配制及在管线中的输送

4、J。的压裂作用和保护效果。2．2压裂液体系pH的影响1实验部分固定其他条件，考察体系pH对黏度的影响，1．1原料和仪器结果见图1。随着体系pH升高，压裂液体系黏度季铵盐型双子表面活性剂NGJ，型号31656，呈下降趋势，这有利于作业过程中的携砂，同时也河南道纯化工技术有限公司；水杨酸钠、氯化钠、有利于压裂作业结束后的返排。氯化铵、氯化钙，均为分析纯；盐酸、氢氧化钠，均为化学纯。∞NDJ一1B型旋转黏度计，PHS一25型pH计，●皇JYw一200A型自动界面张力仪，六速旋转黏度计。l。1．2实验方法×1．2．1黏度的测定采用NDJ一

5、1B旋转黏度计测定黏度。采用27号转子，转速如无特殊说明控制在6r／min，性pH能评价时使用六速旋转黏度计在170S下测定。图1清洁压裂液pH与体系黏度的关系1．2．2岩心伤害率测定岩心伤害率为注入破胶液前后水相渗透率的收稿日期：2011—10—28。差值与该岩心原始水相渗透率的比值，表征压裂作者简介：李超群，在读硕士研究生，研究方向是提高采收率与采油化学。液破胶液改变岩心原始渗透率的能力，可考察压基金项目：中国石油大学自主创新科研计划项目“异步延迟裂液破胶液对压裂后裂缝导流能力的影响。在一交联HPAM冻胶深部调驱体系研究”(2

6、7R1202006A)。精细石油化工进展第l2卷第12期l2ADVANCESINFINEPETR0CHEMICAI2．3温度的影响mPa·S；为流动指数，无因次；为剪切应力，Pa。固定其他条件，使用六速旋转黏度计，考察温使用六速旋转黏度计，通过下列公式计算得度对体系黏度的影响，结果见图2。到K，n值，并以此作图，结果如图4。n=3．32lg(77600／叼3o0)K=0．511叼／511式中，77为对应转速下旋转黏度计的读数。温度／℃图2压裂液黏温曲线由图2可看出，该清洁压裂液体系的黏温曲线呈先上升后下降的趋势，当温度60℃时，黏

7、度温度／℃达最大，为624mPa·s；而后黏度随温度升高而下图4压裂液流变关系曲线降，但80℃时，黏度仍可达400mPa·s，说明清洁压裂液体系仍保持很好的网状结构，在较高温度值越大，压裂液的增稠能力越强，n值越下没被破坏，可满足压裂液的最低黏度要求。大，压裂液的抗剪切能力好，／Z越小，即偏离1的2．4剪切速率的影响程度越大，其非牛顿性能明显；但K值越大，n值固定其他条件，温度为80℃，使用旋转黏度越小。由图4可看出，60℃时，n和K均达峰值，计，考察剪切速率对压裂液体系黏度的影响，结果分别为0．164和53．192mPa·s。见

8、图3。3．2携砂性能60用量筒量取一定体积的压裂液，}昆砂比为5020％，在不同温度下，用清洁压裂液和常规胍胶压裂液做对比实验，记录石英砂完全下落至底部时■4O需要的时间，计算其沉降速率，结果见表1。：_30诗20表1清洁压裂液中砂粒的沉降速率mm