低分子多羥基醇壓裂液的性能評價及現場應用

范華波 ，劉 叢 ，周冰欣 ，于 波 ，王 堯 ，杜 昊

（1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710021；2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006；3.中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西延安 716000）

相比較常規儲層，低滲致密儲層對入井液體更加敏感，易發生難以消除的堵塞傷害，因此對壓裂液性能的要求較高[1，2]。根據前期調研可知：壓裂液稠化劑大分子和黏滯力是造成低滲致密儲層傷害的主要因素[3]。為此，開展新型稠化劑的研究，降低稠化劑相對分子質量和壓裂液黏滯力是進一步減小低滲致密儲層傷害的有效途徑。

長慶油田安83區塊屬超低滲透致密油藏，開采難度極大。鑒于此，針對安83區塊儲層致密、滲透率低、喉道微細等特點，優選出低分子多羥基醇稠化劑PHA-1。PHA-1稠化劑含多個羥基，具有良好的水溶性、不存在水不溶物，可實現分子間有效交聯。此外，若在低分子多羥基醇結構中引入適量疏水基團，使之具有一定的表面活性，可顯著減小破膠液的流動阻力[4]。以此為基礎配套形成了低分子多羥基醇壓裂液體系，根據行業標準對該體系進行了綜合性能評價，并對安83進行了現場實驗。

1 實驗部分

1.1 實驗試劑與儀器

1.1.1 實驗試劑 有機硼鈦交聯劑BTC-1，自制，工業品；多羥基醇 PHA-1、PHA-2、PHA-3、PHA-4，天津市紅巖化學試劑廠，工業品；破膠劑APS，慶陽長慶井下助劑公司，工業品；氫氧化鈉，天津市紅巖化學試劑廠，分析試劑。

1.1.2 實驗儀器 HaakeRS300型流變儀，德國哈克公司；NDJ28S旋轉黏度儀，上海儀器廠；JJ-1型精密增力電動攪拌器，金壇市華峰儀器有限公司；PB2002-N型電子天平，上海儀器儀表廠；8510型溫度計，上海醫用儀表廠；吳茵（Warring）混調器，美國Fann儀器公司。

1.2 壓裂液凝膠的制備

稱取20 g多羥基醇PHA-1，量取1 000 mL實驗用水，放入吳茵混調器，高速攪拌下緩慢加入PHA-1，加料完畢后繼續攪拌1 h～2 h，直至形成均勻的溶液，在30℃恒溫水浴靜置2 h，使體系黏度趨于穩定。

按交聯比100：3加入有機硼鈦交聯劑BTC-1，攪拌均勻后放置幾分鐘即可制得均勻、可挑掛的低分子多羥基醇壓裂液凝膠。

1.3 壓裂液性能評價方法

參照壓裂液行業標準SY-T5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》和SYIT6376-2008《壓裂液通用技術條件》。

2 配方優選

2.1 稠化劑篩選

篩選依據是進一步降低稠化劑相對分子質量，控制醇解度。相對分子質量降低后，較短的稠化劑分子鏈長可有效降低三維網狀結構的強度，并且通過控制醇解度，可實現對交聯點密度的控制，進而達到降低凝膠初始黏度的目的[5]。同時，降低稠化劑相對分子質量，控制醇解度，還可達到改善稠化劑水溶性的目的。

本文考察并評價了四種多羥基醇稠化劑PHA-1、PHA-2、PHA-3、PHA-4相對分子質量、醇解度與凝膠交聯強度的關系，結果表明隨著相對分子質量和醇解度的降低，凝膠強度也隨之降低（見表1）。

根據現場施工條件，要求稠化劑在常溫下能快速溶解，故稠化劑溶解性的高低是篩選的重要指標。低相對分子質量和低醇解度的PHA溶解極快，而高相對分子質量和高醇解度PHA則溶解較慢。由此可知，溶解速度由快到慢的順序是：PHA-1＞PHA-2＞PHA-3＞P HA-4。

表1 稠化劑相對分子質量、醇解度與凝膠交聯強度的關系

另外，本研究也對PHA表面張力進行了測試，實驗結果（見圖1），由此可知，單從表面活性而言：PHA-1＞PHA-2＞PHA-3＞PHA-4。

綜上所述，PHA-1由于相對分子質量低、分子鏈短，可有效改善三維網狀結構的強度，同時其較低的醇解度有利于控制交聯點密度，實現降低凝膠初始黏度的目的，并且結構含有合理的親水基團（羥基）和疏水基團比例，具備良好的水溶性，符合表面活性劑分子結構特征結合，因此具有更高的表面活性。本研究選用PHA-1作為低分子多羥基醇壓裂液體系的稠化劑。

圖1 部分多羥基醇的表面活性

2.2 壓裂液配方

在低分子多羥基醇壓裂液體系中，稠化劑PHA-1濃度扮演著極其重要的角色。其用量不僅決定著交聯劑的配比、交比，還對原料成本起著決定性作用，故PHA-1濃度與凝膠性能的研究具有重要意義。

通過實驗發現，當稠化劑用量為2%時，低分子多羥基醇壓裂液體系具有良好的延遲交聯性能、較低的初始黏度和較好的經濟適用性。經室內研究，低分子多羥基醇壓裂液體系較佳的配方為：2%低分子多羥基醇PHA-1+3%有機硼鈦交聯劑BTC-1+0.01%降阻劑JZ-1+0.8%pH調節劑+1%破膠劑PJ-1。

3 性能評價

3.1 耐溫耐剪切性能

將配制好的壓裂液凝膠裝入黏度計樣品杯中進行加熱。從30℃開始實驗，剪切速率為170 s-1，控制升溫速度為3℃/min±0.2℃/min。在溫度達到指定溫度后，保持溫度、剪切速率不變，連續剪切凝膠，直至達到要求的剪切時間為止。

凝膠黏度隨剪切時間的變化（見圖2）：壓裂液體系在85℃、170 s-1條件下，連續剪切60 min，凝膠表觀黏度仍可保持在200 mPa·s左右，表明壓裂液體系在合適條件下，具有良好的耐溫耐剪切性能，耐溫溫度可達85℃。

3.2 黏彈性能

黏彈性是評價壓裂液性能的重要指標，通過測定壓裂液凝膠的儲能模量G'和損耗模量G″可反映壓裂液體系的黏彈性。當儲能模量大于損耗模量時，凝膠表現出較強的彈性[6]。一般通過小振幅振蕩實驗來測量壓裂液凝膠的黏彈性。

凝膠的儲能模量G'、損耗模量G″與頻率變化的關系曲線圖（見圖3）。由圖3可見，總體上凝膠的G'和G″隨頻率的增大均增大。在10 Hz以下時凝膠G'＞G″，說明此時動態模量中彈性的貢獻超過黏性的貢獻，體系主要表現為彈性流體；在10 Hz以上時凝膠G″＞G'，表明體系動態模量中黏性的貢獻超過彈性的貢獻，體系則表現出黏性，且凝膠的變化曲線基本重合，呈明顯的誘導黏彈性過程，說明壓裂液體系黏彈性較好。

3.3 靜態懸砂性能

對壓裂液懸砂性能的衡量，目前還沒有統一的標準，通常用支撐劑在壓裂液中的自由沉降速度來表示。提高壓裂液的懸砂性能可以提高壓裂施工的砂比、避免施工中出現砂堵、改善壓裂效果[7]。

采用靜態懸砂法，在250 mL量筒中加入壓裂液凝膠和陶粒，將體系加熱到一定溫度，按20%、30%、40%比例加入陶粒，測定不同溫度下陶粒在凝膠中下沉20 cm所需的時間并計算沉降速度。結果（見表2）。由表2可見，當砂比為40%時，60℃、70℃、80℃的凝膠沉降速度分別為0.551 8 mm/s、0.701 2 mm/s、0.782 5 mm/s，表明壓裂液體系懸砂性能良好。

圖2 低分子多羥基醇壓裂液凝膠耐溫耐剪切性能曲線

圖3 低分子多羥基醇凝膠的G'、G″與頻率變化關系

表2 不同溫度下低分子多羥基醇凝膠的懸砂性能對比

3.4 破膠性能

按照石油天然氣行業標準SY/T 5107-2005對壓裂液破膠性能測定的規定，為提高壓裂液的返排性能，降低對儲層的傷害，要求壓裂液在施工結束時實現快速徹底破膠，并且壓裂液破膠時間和裂縫閉合時間相匹配[8]。本實驗采用APS為破膠劑，分別在60℃、70℃、80℃模擬現場施工加量對壓裂液體系進行破膠實驗。

表3 不同條件下壓裂液的破膠性能

破膠劑用量和破膠溫度對破膠性能的影響（見表3）。由表3可見，隨著溫度升高和APS用量增大，壓裂液在施工結束時破膠所需的時間縮短，破膠液黏度降低，黏度最大值為5.5 mPa·s，遠低于常規胍膠破膠液黏度（8 mPa·s），符合施工要求。

3.5 破膠液殘渣量

壓裂液殘渣是指破膠后不溶于水的物質，殘渣主要來源是固相雜質、稠化劑水不溶物以及壓裂液與儲層物質作用形成的不溶物，會堵塞油層孔隙和支撐裂縫，從而降低儲層的導流能力和滲透率，使油井產能大大降低[9，10]。

低分子多羥基醇壓裂液與胍膠壓裂液破膠液性能對比（見表4）。由此可知，低分子多羥基醇壓裂液破膠液的表界面張力遠低于胍膠壓裂液破膠液的表界面張力，易返排；且低分子多羥基醇壓裂液破膠后無水不溶物，無殘渣，不易造成儲層縫隙堵塞。

表4 低分子多羥基醇壓裂液與胍膠壓裂液破膠液性能對比

4 現場應用

4.1 施工流程

現場施工采用壓裂方式為雙封選壓，施工時，將基液、交聯劑、破膠劑以及支撐劑在混砂車中混合，攪拌均勻后注入主壓車，施工工藝流程圖（見圖4）。

4.2 應用情況

低分子多羥基醇壓裂液在安83兩口油井進行實驗，現場施工壓力平穩，攜砂性能良好，能夠滿足方案設計要求，破膠徹底，返排率達到90%以上，初期產量分別為20.6 t/d、23.7 t/d，達到了該區塊平均的2.0～2.5倍，增產效果明顯。

圖4 混砂交聯工藝流程圖

5 結論

（1）通過稠化劑體系優化，確定了低分子多羥基醇壓裂液配方：2%低分子多羥基醇PHA-1+3%有機硼鈦交聯劑BTC-1+0.01%降阻劑JZ-1+0.8%pH調節劑+1%破膠劑PJ-1。

（2）壓裂液體系性能評價表明，低分子多羥基醇壓裂液體系具有較好的耐溫耐剪切性能、良好的黏彈性以及優良的靜態懸砂性能。破膠液最大黏度為5.5 mPa·s，表界面張力分別為24.42 mN/m和0.87 mN/m，且破膠徹底，無殘渣，易返排，性能優于胍膠壓裂液。

（3）低分子多羥基醇壓裂液通過在安83兩口油井的現場應用，壓后試油產量分別為20.6 t/d和23.7 t/d，為該區平均壓裂試油產量的2～2.5倍，改造效果明顯，表明該壓裂液體系在長慶安83區塊低滲致密儲層的適應性良好。

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