羧甲基香豆胶压裂液在乾安油田的研究与应用

何定凯

(吉林油田采油工艺研究院，吉林松原 138000)

乾安油田具有低孔、低渗、低丰度特征，单井自然产能低，绝大多数油井都需要压裂改造才能获得高产。2011年起国内外胍胶价格猛涨，制约了吉林油田压裂施工的顺利进行。为此，开发了羧甲基香豆胶压裂液。

香豆胶外观为淡黄色粉末，含有87.03%的胶质(半乳甘露聚糖)，有较强的耐热稳定性，其分解温度大于250℃。红外光谱分析结果表明，香豆胶分子中半乳甘露聚糖的组成比约为1∶1.2;用黏度计法测得其相对分子质量为25×104～30×104。通过化学改性，在香豆胶分子结构单元(见图1)中引入羧甲基基团，可以提高香豆胶的水溶性和稳定性，使香豆胶的综合性能更加优异［1－2］。

图1 香豆胶分子结构单元

1 实验部分

1.1 原料和仪器

羧甲基香豆胶 xy－111，交联剂 xy－112，交联促进剂xy－113，黏土稳定剂xy－114，助排剂xy－115，过硫酸铵，均为工业级。

Haake MARSⅢ流变仪，TDL－5C低速台式大容量离心机，电热恒温三用水箱，电热恒温干燥箱，ZKA电动搅拌器，六速黏度计，JYW－200B自动张力仪，YXPXY－HC型高温高压膨胀仪。

1.2 实验方法

依据中国石油天然气行业标准《SY/T 5107—2005水基压裂液性能评价方法》和《SY/T 6376—1998压裂液通用技术条件》，对羧甲基香豆胶压裂液性能进行全面评价。

2 羧甲基香豆胶压裂液性能评价

2.1 压裂液基液的表观黏度与时间的关系

用六速旋转黏度计，在100 r/min下测量一定时间内0.4%羧甲基香豆胶XY－111溶液的表观黏度，结果见图2。随着时间延长，羧甲基香豆胶XY－111溶液的表观黏度增加;当溶胀时间为20 min时，其表观黏度达到最大，为33 mPa·s，较0.4%羟丙基胍胶压裂液的表观黏度低。

图2 压裂液基液表观黏度与时间的关系曲线

2.2 压裂液的耐温耐剪切性能评价

在90℃、170 s－1剪切速率下，剪切90 min后，羧甲基香豆胶压裂液的表观黏度为115 mPa·s(见图3)。根据《SY/T 6376—1998压裂液通用技术条件》中表观黏度大于50 mPa·s合格，因此，羧甲基香豆胶压裂液能满足90℃储层压裂携砂需求。

图3 压裂液耐温耐剪切实验结果

2.3 压裂液黏弹性能

压裂液黏弹性能是评价压裂液携砂性能的重要指标之一。测量的方法是用流变仪进行静态剪切速率扫描和动态频率扫描。高分子在受到外力作用时，既具有弹性响应(即弹性形变)，同时也具有黏性响应(即黏性流动)，这一现象称之为黏弹性。储能模量又称为弹性模量，是指材料在发生形变时，由于弹性(可逆)形变而储存的能量，反映的是材料弹性大小。损耗模量又称黏性模量，是指材料在发生形变时，由于黏性形变(不可逆)而损耗的能量，反映的是材料黏性大小。代表弹性的储能模量(G')取决于压裂液体系的交联结构，代表黏性的储能模量(G″)取决于植物胶的基本性能［3－4］。

根据应力和频率扫描结果看，0.4%香豆胶压裂液弹性区范围:应力0.5 ～2 Pa，频率 0.1 ～0.4 Hz。测得储能模量G'=10.5 Pa，耗能模量G″=0.42 Pa，储能模量远远大于耗能模量，证明该压裂液是黏弹性体，主要以弹性携砂为主。

2.4 压裂液静态滤失性能

压裂液静态滤失性能是衡量压裂液效率和在裂缝内漏失量的主要指标。压裂液滤失系数与该液体特性、油层岩性及油层所含流体的特性有关。压裂液滤失系数越低，说明在压裂过程中其滤失量也越低。因此在同一排量条件下，可以压出较大的裂缝面积，并将滤失伤害降到最低［5］。

羧甲基香豆胶压裂液静态滤失实验结果见表1。其静态滤失系数为6.60 ×10－4m/min0.5，比羟丙基胍胶压裂液静态滤失系数大。因此，羧甲基香豆胶压裂液压裂施工进入地层后，滤失大，液体效率较羟丙基胍胶压裂液低。

表1 静态滤失实验结果

2.5 压裂液破胶性能

在一定浓度的100 mL羧甲基香豆胶基液中，加入一定量的过硫酸铵破胶剂，搅拌均匀后加入交联剂，配制成压裂液冻胶。在不同的水浴条件下进行静态破胶实验，结果见表2。羧甲基香豆胶压裂液冻胶的破胶时间满足SY/T 6376—2008压裂液通用技术条件要求。现场应用时应控制破胶剂的添加量，防止水化过快或不破胶。当破胶剂过硫酸铵添加量(质量分数)达到0.8‰，胶体性能变差，因此加入量应小于0.8‰。在低温井中压裂液破胶难度加大，应适当加入一定量的三乙醇胺。

表2 压裂液破胶实验结果

压裂施工结束，压裂液破胶液返排。由于地层的低渗透性和低孔隙性，毛管力束缚部分水在储层中，使压裂液返排困难，对储层损害更大。侵入基岩的压裂液会增加水饱和度，降低油气的相对渗透率，从而造成水锁。根据毛管力公式:

式中，Pc为油水间毛细管力，mN;δ为油水间的界面张力，mN/m;θ为油水间接触角;γ为毛细管半径，m。

因此，降低δ和θ有助于降低毛管力，从而提高压裂液的返排率。根据《SY/T 5107—2005水基压裂液性能评价方法》，将破胶液离心，倒出上层清液进行表面张力/界面张力测定。测试结果为:表面张力 25.93 mN/m，界面张力 1.89 mN/m，接触角51℃。该压裂液表面张力、界面张力较低，有助于解除水锁，有利于压裂液返排。

2.6 压裂液防膨性能

乾安油田主力储层以砂岩为主，其黏土含量一般在10% ～25%，压裂液进入地层，如不进行有效的储层保护，会对储层伤害特别大。为此，在压裂液中加入黏土防膨剂，利用黏土表面化学离子交换的特点，用黏土稳定剂改变结合离子而改变其理化性质，或破坏其离子交换能力，或破坏双电层离子氛之间的斥力，达到防止黏土水合膨胀或分散迁移的效果［6］。

根据《SY/T 5971—1994注水用黏土稳定剂性能评价方法》，通过测定膨润土粉在水中膨胀体积(V1)和在黏土稳定剂溶液中的膨胀体积(V2)，评价防膨率(B)。

测试结果为:羧甲基香豆胶压裂液防膨率82.75%，能有效保护储层，防止压裂液破胶液对地层的伤害。

3 羧甲基香豆胶压裂液现场应用

目前羧甲基香豆胶压裂液在乾安油田应用3口井，均获得成功。表3列举了羧甲基香豆胶压裂液在乾安油田的应用效果。压裂施工前单井产能低，无法获得工业产能;压裂后单井产能4.87 ～7.22 t/d。

表3 压裂液在乾安油田应用效果

4 结论

1)羧甲基香豆胶压裂液耐温耐剪切性能良好，能满足90℃储层压裂携砂需求;且为黏弹性体，主要以弹性携砂为主。

2)羧甲基香豆胶压裂液压裂施工进入地层后，滤失大，液体效率较羟丙基胍胶压裂液低。

3)羧甲基香豆胶压裂液破胶液表面张力，界面张力较低，有助于解除水锁，有利于压裂液返排;防膨效果好，能有效保护储层，防止压裂液破胶液对地层伤害。

4)羧甲基香豆胶压裂液在乾安油田应用3口井均获得成功，压裂后产能提高。

［1］张华丽，周继东，周瑜，等.羧甲基羟丙基胍胶压裂液的研究与应用［J］.复杂油气藏，2013，6(2):77 －80.

［2］万仁博.采油技术手册:第9分册［M］.北京:石油工业出版社，1998，295 －297.

［3］郭丽梅，郭燕.黏弹性表面活性剂压裂液的合成与性能［J］.天津科技大学学报，2011，26(3):29 －31.

［4］卢拥军，方波，房鼎业，等.粘弹性胶束压裂液的形成与流变性质［J］.油田化学，2003，20(4):327 －330.

［5］王鸿勋.水力压裂原理［M］.北京:石油工业出版社，1987，15－19.

［6］赵福麟.油田化学［M］.山东东营:石油大学出版社，1997，162－179.