一种阴离子型表面活性剂清洁压裂液的研究

2014-09-14段玉秀陕西延长石油集团有限责任公司研究院陕西西安710075

长江大学学报(自科版) 2014年16期

段玉秀（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710075）

杜海军（延长油田股份有限公司七里村采油厂，陕西延长 717111）

申峰，周晔，景丰，高志亮（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710075）

胍胶压裂液由于破胶残渣、残胶含量高，对支撑裂缝存在较大污染，从而在一定程度上影响了油气田产量［1］。1997年Schlumberger公司研发出黏弹性活性剂（VES）清洁压裂液，其具有低黏度高弹性的特征，与油或水混合后可自动彻底破胶，破胶后无残渣，因而对地层支撑裂缝不产生伤害［2］。但室内研究发现，该压裂液中的阳离子型表面活性剂容易在岩心上产生吸附作用而引起润湿反转，从而对地层基质渗透率产生伤害［3］。为此，笔者对一种阴离子型表面活性剂清洁压裂液（简称压裂液，其配方为表面活性剂QJY－1＋PH调节剂KOH＋无机盐QJY－2＋稳定剂QJY－3）进行了研究，以便为改善油田压裂施工效果提供帮助。

1 压裂液配方的优化

1.1 pH值调节剂KOH

在2.5% 表面活性剂QJY－1＋5.0%无机盐QJY－2＋0.2%稳定剂QJY－3的条件下，改变pH值调节剂KOH的浓度，考察其对压裂液表观黏度的影响，如图1所示。由图1可以看出，当KOH的浓度为0.35%时，压裂液的表观黏度过小，不能满足现场压裂施工要求［4］。当 KOH的浓度分别为0.4%、0.45%和5%时，压裂液的表观黏度一般均大于50mPa·s，能满足现场压裂施工要求。从施工成本考虑，选择KOH的适宜浓度为0.4%。

图1 不同KOH浓度时压裂液表观黏度曲线图

1.2 无机盐QJY－2

在2.5% 表面活性剂QJY－1＋0.4%KOH＋0.2%稳定剂QJY－3的条件下，改变无机盐QJY－2的浓度，考察其对压裂液表观黏度的影响，如图2所示。由图2可以看出，当无机盐QJY－2浓度为4%时，压裂液的表观黏度在大部分试验时间内小于50mPa·s；当无机盐QJY－2浓度分别为5%、6%和7%时，压裂液的表观黏度一般大于50mPa·s。从施工成本考虑，选择无机盐QJY－2的合适浓度为5%。

1.3 稳定剂QJY－3

在2.5% 表面活性剂QJY－1＋0.4%KOH＋5%无机盐QJY－2的条件下，改变稳定剂QJY－3的浓度，考察其对压裂液表观黏度的影响（见图3）。由图3可以看出，当稳定剂QJY－3的浓度为0.1%时，不能满足现场压裂施工要求。当稳定剂QJY－3浓度大于0.1%时，压裂液体系表观黏度均大于50mPa·s。从施工成本考虑，选择稳定剂QJY－3的合适浓度为0.2%。

图2 不同无机盐浓度时压裂液表观黏度曲线图

图3 不同稳定剂浓度时压裂液表观黏度曲线图

1.4 表面活性剂QJY－1

在0.4%KOH＋5%无机盐QJY－2＋0.2%稳定剂QJY－3的条件下，改变表面活性剂QJY－1的浓度，考察其对压裂液表观黏度的影响（见图4）。由图4可以看出，当表面活性剂QJY－1的浓度为2.5%和3%时，能满足现场压裂施工要求。从施工成本考虑，表面活性剂QJY－1的合适浓度为2.5%。

通过室内配方优化试验，得到清洁压裂液配方如下：表面活性剂2.5%QJY－1＋0.4%KOH＋5.0%QJY－2＋0.2%QJY－3。

图4 不同表面活性剂浓度对压裂液表观黏度的影响

2 压裂液性能评价

根据文献［5］对其性能进行室内评价，评价结果如下：耐温抗剪切性能较好（在20～90℃温度下剪切60min的黏度为50～55mPa·s）；破胶性能良好（水化液黏度小于5mPa·s）；破胶水过滤无残渣；对储层岩心伤害率低（9.3%）；与地层水配伍性好（无浑浊或沉淀生成）；摩阻小（是清水摩阻的30%）。因此，该压裂液是一种对储层岩心低伤害的清洁压裂液。

3 现场试验

安4008井为赵凹油田南部陡坡带泌304区部署的采油井，该井于2007年12月13日，在泵径62mm、冲次3次／min的工作制度下，不产油，日产液0.6m3，含水100.0%。为了解泌304区油层改造对部分低产油层产能的影响，采用阴离子型清洁压裂液对该井进行了压裂改造，压后自喷，日产油6.0t，施工效果明显。