杜 涛，姚奕明，蒋廷学，张旭东，贾文峰

(中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)

随着我国低渗透，超低渗透油气田开采的需求，开发高效及价格低廉的压裂液成为目前压裂研究的主要课题[1-2]。疏水缔合聚合物压裂液具有耐温、耐盐、耐剪切性能好、水不溶物含量少、破胶后几乎无残渣等优点，受到国内外学者的广泛关注[3-8]。该类压裂液是一种亲水性大分子链上带有少量疏水基团的水溶性聚合物，其特有的两亲分子结构使溶液具有独特的增稠、抗温和抗盐性能[9]。其合成方法主要有本体聚合法、悬浮聚合法、乳液聚合法和溶液聚合法等[10]。

笔者以丙烯酰胺、 丙烯酸钠等为原料，按照溶液聚合法制备新型疏水缔合聚合物增稠剂凝胶(SRFG-1)和一种不含金属元素的低分子化合物交联剂(SRFC-1)，并SRFG-1增稠剂和SRFC-1交联剂按照一定浓度制备成SRFG压裂液体系。评价了该压裂液的耐温耐剪切性能、静态悬砂性能、破胶性能和静态滤失性能，考察了压裂液滤液对岩心基质伤害率及SRFG-1增稠剂的降阻率。

1 实验部分

1.1 试剂和仪器

SRFG-1增稠剂，自制；SRFC-1交联剂，自制；氯化钾、过硫酸铵(分析纯)，北京化工厂；20/40目陶粒，江苏宜兴东方石油支撑剂有限公司。

HAAKE MARS Ⅲ型流变仪，德国Thermo Fisher公司；ZNN-D12型数显旋转黏度计，青岛宏祥石油机械制造有限公司；IKA RW20 digital数显型顶置式机械搅拌器，德国艾卡公司；K100型全自动表面界面张力仪，德国克吕氏公司；Ling Li LDZ5-2型离心机，北京京立离心机有限公司；高温高压动态滤失仪，江苏华安石油科研仪器有限公司；酸蚀管路摩阻测量仪，山东中石大石仪科技有限公司。

1.2 SRFG压裂液基液及冻胶的制备

向一定量的水中加入1%的KCl，充分搅拌2 min，再加入一定量的SRFG-1增稠剂，充分搅拌0.5 h制备SRFG压裂液基液。向上述基液中加入一定量的SRFC-1交联剂，搅拌1 min形成SRFG压裂液冻胶。

1.3 SRFG压裂液评价实验

1.3.1耐温耐剪切实验

采用流变仪评价压裂液的流变性能，流变仪程序设定分以下3步：1) 25 ℃稳定5 min；2) 以3 ℃/min的升温速率从25 ℃开始升温至实验温度；3) 稳定实验温度直至实验结束。按照SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》进行SRFG压裂液流变性能评价[11]。

1.3.2静态悬砂实验

取一定量20/40目的陶粒，加入到盛有100 mL压裂液的烧杯中，充分搅拌以分散支撑剂，然后置于250 mL量筒中，并记录支撑剂沉降情况。

1.3.3破胶及残渣实验

取一定量的SRFG压裂液，置于80 ℃的恒温水浴中，加入一定量的破胶剂(过硫酸胺)，做破胶实验。将50 mL压裂液置于120 ℃干燥箱中，恒温2 h，取出后置于离心机中离心作用60 min，离心机转速为3000 r/min。将上层清液倒出后，将残渣置于105 ℃干燥箱中干燥2 h，称量。

1.3.4静态滤失实验

在测试筒中加入一定量的SRFG压裂液，放置2片圆形滤纸，装好滤筒开始实验，实验压力为3.5 MPa，滤液开始流出，同时记录时间，测定时间为36 min[11]。

1.3.5压裂液滤液对岩心基质伤害实验

选取直径为2.5 cm、长度为3.75 cm的天然岩心，采用高温高压酸化滤失仪，按照SY/T 5107—2005评价方法测定压裂液滤液对岩心基质伤害率，按式(1)计算[11]。

(1)

式中：ηd—岩心基质伤害率，%；K1—岩心挤压裂液滤液前的基质渗透率，μm2；K1—岩心挤压裂液滤液后的基质渗透率，μm2。

1.3.6降阻率实验

采用酸蚀管路摩阻测量仪，分别测定清水、SRFG-1增稠剂和胍胶流经管路时的摩阻，按照式(2)计算降阻率。

(2)

式中：φ—样品相对清水的降阻率，%；P—清水流经管路时的摩阻压降，Pa；PDR—SRFG-1增稠剂或胍胶流经管路时的摩阻压降，Pa。

2 结果与讨论

2.1 耐温耐剪切性能

随着温度升高，一方面疏水缔合聚合物分子热运动加剧，导致溶液非结构黏度下降；另一方面促使分子链间的缔合作用增加，导致溶液结构黏度增加。疏水缔合聚合物压裂液的耐温耐剪切性能由这两个方面共同作用[12]。保持SRFG-1增稠剂质量分数0.5%，SRFC-1交联剂质量分数0.1%和KCl质量分数1%不变，考察不同温度对SRFG压裂液表观黏度的影响，结果见图1。

图1 SRFG压裂液的表观黏度随温度的变化规律

由图1可知：SRFG压裂液体系耐温性能可以达140 ℃。疏水缔合作用是一个吸热过程，温度缓慢上升，疏水缔合聚合物分子热运动加剧，溶液非结构黏度下降，宏观表现为表观黏度随着温度的升高而降低；随着温度继续升高，增强了分子间的缔合作用，宏观表现为表观黏度的降低趋于稳定，该压裂液表现出良好的耐温性能。

2.2 静态悬砂性能

压裂液的悬砂性能指压裂液对支撑剂的悬浮能力。悬砂能力越强，压裂液所能携带的支撑剂粒度和砂比越大，携入裂缝的支撑剂分布越均匀。如果悬砂性差，容易形成砂堵，造成压裂施工失败[13]。以增稠剂质量分数0.6%，交联剂质量分数0.15%，KCl质量分数1%配制SRFG压裂液体系，按照40%砂比(体积比)称量20/40目陶粒，进行静态悬砂性能测试。结果表明:24 h和48 h沉降速率分别为4.6×10-4mm/s和6.9×10-4mm/s。压裂液静态悬砂实验中砂子的自然沉降速率小于8×10-3mm/s时，悬砂性能较好[14]。因此，SRFG压裂液具有良好的携砂性能。现场压裂施工过程中，压裂液在井筒和裂缝中流动时，由于存在剪切作用(压裂液经过炮眼时的剪切速率可达12 000 s-1)，使得现场压裂施工中陶粒沉降速度远低于实验室测量的静态沉降速度，这更有利于提高压裂液携带支撑剂的能力。

2.3 破胶性能及残渣分析

性能良好的压裂液不仅要求具有良好的流变性能和悬砂性能等，还必须具有良好的破胶水化性能，以提高压裂液的返排率，减少对储层的伤害。在80 ℃条件下，以增稠剂质量分数0.6%，交联剂质量分数0.15%，KCl质量分数1%配制SRFG压裂液体系进行破胶实验。加入不同质量的过硫酸铵，考察破胶液的表观黏度随过硫酸铵浓度的变化规律，结果见表1。采用K100型全自动表面界面张力仪测定破胶液的表面张力，结果见图2。

表1 压裂液破胶性能评价

注：破胶时间1 h。

图2 SRFG破胶液的表面张力

由表1可知：对于SRFG压裂液体系，当过硫酸铵加入量为0.01%，破胶时间为1 h时，破胶液的表观黏度为3.84 mPa·s。由图2可知：SRFG破胶液的平均表面张力为26.5 mN/m，符合SY/T 6376—2008要求[15]。由于SRFG破胶液的表面张力较低，有利于克服水锁及贾敏效应，降低毛细管阻力，增加破胶液的返排能力[1]。将破胶液高速离心60 min，烘干后称量离心管上的残渣含量，基本无残渣。

2.4 静态滤失性能

压裂液的滤失受自身黏度，在地层中流体的黏弹性以及地层流体的造壁性能及配伍性影响。一种理想的压裂液应该具有较低的滤失量，才能在地层中形成延伸的裂缝[13]。以增稠剂质量分数0.6%，交联剂质量分数0.15%，KCl质量分数1%配制SRFG压裂液体系进行静态滤失实验，结果见表2所示。由表2可知：SRFG压裂液初滤失量为1.289×10-2m3/m2，滤失系数为8.47×10-4m/ min0.5，滤失速率为2.63×10-4m/min，上述数据符合行业标准SY/T 6376—2008要求[15]，该压裂液体系能有效降低滤失。

表2 SRFG压裂液静态滤失实验

2.5 岩心基质伤害实验

压裂液滤液对岩心基质的伤害以岩心渗透率的变化来表征，影响因素主要有岩心的矿物组成、岩心渗透率大小和压裂液破胶程度等。岩心基质伤害实验结果见表3。由表3可知：SRFG压裂液滤液对岩心基质伤害前的渗透率为3.9×10-3μm2，伤害后渗透率为3.5×10-3μm2，代入公式(2)计算伤害率为10.25%，符合行业标准SY/T 6376—2008要求[15]，对储层伤害远远小于有机硼交联的羟丙基瓜胶压裂液(HPG)(35.1%)对储层的伤害[16]。

表3 SRFG压裂液对岩心基质伤害实验

2.6 降阻率实验

为利于压裂液造缝和携砂，通常需要较高的泵注排量，但需要解决在高排量下压裂液的摩阻问题。地层破裂压力为一定值时，压裂液摩阻越大，要求压开地层造缝的地面设备的泵压越高，因此现场压裂施工过程中要求压裂液摩阻损失尽可能低。疏水缔合聚合物可以作为高分子降阻剂，少量的加入可以使管道中流体的湍流流动阻力减少50%甚至80%[10]。实验比较了相同浓度的 SRFG-1增稠剂和胍胶降阻率，结果如图3和图4所示。

由图3可知：随着SRFG-1增稠剂质量分数从0.05%增加到0.15%，降阻效果表现为先增加后减小。这是因为SRFG-1增稠剂能在管道内形成弹性底层，随着质量分数从0.05%增加到0.1%，弹性底层变厚，降阻效果变好[17]。当SRFG-1增稠剂质量分数增加到0.1%后，弹性底层达到管轴心，降阻率达到最大值。由图4可知：随着剪切速率增加，SRFG-1增稠剂和胍胶的降阻效果增加，当剪切速率增加到12 000 s-1时，SRFG-1增稠剂的降阻率为60.15%，胍胶的降阻率为56.26%。结果表明：SRFG-1增稠剂降阻效果明显好于胍胶，该增稠剂在现场施工过程中，更有利于降低地面设备泵压。

图3 不同浓度SRFG-1增稠剂的降阻率与剪切速率的关系

图4 SRFG-1增稠剂和胍胶的降阻率与剪切速率的关系

3 结 论

a.SRFG压裂液在140 ℃、170 s-1、剪切2 h条件下，表观黏度为62 mPa·s，流变性能良好；当砂比为40%时，24 h和48 h内的沉降速率分别为4.6×10-4和6.9×10-4mm/s，携砂性能良好。

b.在80 ℃，破胶剂加入量为0.01%时，破胶时间为1 h，破胶液黏度为3.84 mPa·s，破胶液平均表面张力为26.5 mN/m，破胶液基本无残渣。

c.初滤失量为1.289×10-2m3/m2，滤失系数为8.47×10-4m/min0.5，滤失速率为2.63×10-4m/min，SRFG压裂液体系能有效降低滤失。

d.压裂液滤液对岩心基质伤害率为10.25%；SRFG-1增稠剂的降阻率为60.15%。

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