一种清洁压裂液性能评价研究

王春凯，万晓飞

一种清洁压裂液性能评价研究

王春凯，万晓飞

（陕西延长石油（集团）油气勘探公司质量监督中心，陕西 延安 716000）

在调研前人研究成果的基础上，从成胶原理和破胶原理两个方面详细分析了清洁压裂液的作用机理，在此前提下，对优选出的清洁压裂液进行性能评价，通过室内实验的方法对该清洁压裂液的流变性能、热稳定性能、携砂性能、破胶性能及残渣性能进行综合评价，指出该清洁压裂液具有较强的抗温性能、较好的携砂能力、优异的破胶性能及无残渣的特性，能广泛使用于多种油气藏的压裂施工，具有较好的应用前景。

清洁压裂液；性能评价；破胶性能；携砂性能

随着经济的飞速发展，我国对能源的需求量越来越大，目前，我国主力油田都具有低渗、超低渗的特点，导致开发的难度大大增加。压裂技术的研发与应用正是解决当前开发难题的关键，而压裂液又是压裂技术的关键，常规的压裂液存在污染性强、残渣含量高、对地层伤害大等缺点，已不能适用于该类油气藏。清洁压裂液的问世不仅解决了这些问题，也使得压裂液的研究得到新的进展[1-3]。清洁压裂液即表面活性剂压裂液，依据溶液类型的不同可以分为离子型、非离子型和复合型清洁压裂液体系。由于清洁压裂液的种类较多，只有对其性能进行研究，才能判断该压裂液是否能够被广泛应用，本文主要通过实验的方法对研制出的清洁压裂液进行性能评价。

1 清洁压裂液的作用机理

清洁压裂液属水基压裂液，指将表面活性剂加入盐水中后形成的黏性凝胶液，其本身的结构特征及成胶后的结构特征对压裂效果具有较大的影响。

1.1 清洁压裂液的成胶原理

清洁压裂液是一种具有特殊性质的黏弹性表面活性剂，当与水混合后双亲分子发生溶解，亲油基由于受到水分子的排斥向背离于水介质方向倾斜，亲水基在亲水的作用下向水介质方向倾斜，故形成亲水基向外、亲油基向里的胶束结构。该胶束结构会随着压裂液浓度的增大而逐渐向球状、杆状、网状变化，最终形成了一种能够阻止液体流动的处于动态平衡的网状结构，在该胶束结构的作用下使得液体的黏度增大。胶束结构的形成需要表面活性剂具有一定的浓度，将刚形成胶束结构时表面活性剂的浓度称为临界胶束浓度，故在实际压裂施工过程中，压裂液的作用只有在表面活性剂浓度大于临界胶束浓度时才能体现出来。

1.2 清洁压裂液的破胶原理

清洁压裂液的破解原理主要是：在与原油和气接触过程中，由于压裂液的电荷环境发生改变而使得胶束结构发生变化，胶束结构从杆状又重新变为球状而失去黏度；压裂液的成胶并没有发生化学反应，故在进入储层与地层水混合后表面活性剂浓度被稀释，胶束结构被破坏而失去黏度；压裂液在原油、气及地层水同时作用下，亲水基和亲油基发生改变，导致网状胶束发生膨胀，当达到一定限度时，网状胶束分离呈球状胶束，最终以单分子的形式存在溶液中。

2 清洁压裂液体系配方

在研究清洁压裂液体系配方时，通过调研大量前人研究成果及室内实验结果，确定选用LMX-1表面活性剂为主剂，选用氯化铝、氢氧化钠和乙二胺四乙酸药品通过控制变量的实验方法确定出各药品的用量，在大量的实验结果中最终优选出清洁压裂液体系配方为2%LMX-1+2%AlCl3+0.2%NaOH+0.1%乙二胺四乙酸，并命名为LMX-1型清洁压裂液。为了研究该清洁压裂液的性能，特通过实验的方法对其性能进行评价，评价结果对该清洁压裂液的推广应用具有一定的参考价值。

3 清洁压裂液性能评价

依据石油行业标准《水基压裂液性能评价方法》，对LMX-1型清洁压裂液的流变性能、热稳定性能、携砂性能、破胶性能及残渣含量进行评价。

3.1 流变性能评价

流变性能是评价压裂液性能的重要参数之一，与压裂液的压裂能力、携砂能力等有直接关系[4]。流变性能评价参数主要为流动行为指数和稠度系数，当外部剪切力作用于流体时流体发生变形流动，而流体在流动过程中会有摩擦力产生，导致流变性能参数发生变化。

实验选用MCR303型旋转流变仪，将配制好的LMX-1型清洁压裂液加入流变仪的套筒中并固定好，在恒温环境中测定不同剪切速率条件下的剪切应力，对实验测定结果和分别取对数处理，绘制出lg和lg的散点图并拟合曲线，见图1。

图1 LMX-1型清洁压裂液lgγ与lgτ关系图

由图1可知，在2为 0.974 4时拟合出lg与lg关系曲线为=0.299 8+1.316 1，由此可知该压裂液的流动行为指数为0.299 8，小于1；lg为1.316 1，故可得出该压裂液的稠度系数为20.71。这表明LMX-1型清洁压裂液为非牛顿假塑性流体，流动行为指数较小而稠度系数较大，表明在压裂施工过程中，裂缝较易形成，支撑剂容易进入。

3.2 热稳定性能评价

压裂液的黏度在很大程度上影响着压裂液的性能，是压裂液成功与否的关键[5]。压裂液热稳定性能评价的主要准则是在不同温度条件下测定压裂液的黏度变化，当温度大幅升高但黏度变化不大时，才能表明压裂液具有较好的热稳定性能。

实验选用NDJ6S型旋转黏度计，测定清洁压裂液在25～110 ℃范围内表观黏度的变化值。具有的实验方法为：用量筒量取一定量配制好的LMX-1型清洁压裂液并放置在旋转黏度计上，设置初始温度为25 ℃，并以10 ℃·min-1的速度逐渐升温至105 ℃，设置旋转黏度计的转速为170 s-1，测定各温度点清洁压裂液的黏度值，结果如图2所示。

由图2可知，LMX-1型清洁压裂液的黏度会随着温度的升高而逐渐降低，但最终逐渐趋于稳定，在温度为55 ℃时，压裂液的黏度为50 mPa·s，当温度升高至105 ℃时，其黏度仍保持在35 mPa·s，远大于25 mPa·s，具有较强的携砂能力，表明该清洁压裂液具有较强的抗温性能。

图2 清洁压裂液黏度对温度变化关系图

3.3 携砂性能评价

压裂液携砂性能的好坏直接影响到压裂施工过程以及裂缝的导流性能[6]。携砂能力不好的压裂液因支撑剂沉降过快而不能进入裂缝或者进入裂缝的数量减少，导致砂卡情况的出现。在压裂施工结束后，压裂裂缝自动闭合，进而失去了压裂的意义。

实验选用高度为20 cm的500 mL量筒，量取LMX-1型清洁压裂液200 mL，选用直径大约在 0.5 cm的玻璃珠10颗，在不同的温度条件下放置在压裂液表面并同时按下秒表计时，记录玻璃珠落入筒底的时间，结果如表1所示。

由表1可知，玻璃珠在LMX-1型清洁压裂液中的沉降速率会随着温度的升高而增大，主要是由于温度的升高在一定程度上导致压裂液的黏度有小幅度的降低，最终导致沉降速率增加。在55～85 ℃范围内，玻璃珠的沉降速率1.59～2.17 mm·s-1，表明该清洁压裂液具有较好的携砂能力。

3.4 破胶性能评价

破胶性能是清洁压裂液与传统压裂液最具不同的地方，传统的压裂液需要加入破胶剂来进行处理，而清洁压裂液则通过与地层水或者亲油物质结合，在不断稀释的过程中使得黏度降低，表面活性剂的结构发生改变而达到破胶[7]。

实验选用煤油、地层水和淡水与LMX-1型清洁压裂液按3∶1的体积混合并置于恒温环境中，记录破胶时间，并测定破胶后压裂液的表观黏度，当黏度低于10 mPa·s时认为是完全破胶，结果见表2。

由表2可知，随着时间的增加，压裂液的黏度逐渐降低，直至减小到零。其中煤油的破胶时间最短（62 min），破胶黏度为3.87 mPa·s；地层水的破胶时间最长（157 min），破胶黏度为8.24 mPa·s。破胶黏度均小于10 mPa·s，破胶时间均小于240 min，表明该清洁压裂液具有优异的破胶性能。

表2 LMX-1型清洁压裂液破胶性能实验结果表

3.5 残渣含量评价

残渣主要指压裂液以及破胶后存在的不溶物质，残渣的存在导致地层孔隙、吼道甚至裂缝的堵塞，使得地层的渗透率大大降低[8-10]。故残渣含量越低的压裂液对地层的伤害越小。

实验选用原油破胶后的LMX-1型清洁压裂液，量取100 mL至离心管中，在3 500 r·min-1的转速下离心40 min后干过滤，并将滤液至于108 ℃的烘箱中烘干，冷却至室温后称重，同时胍胶压裂液进行对比实验，结果如表3所示。

表3 LMX-1型清洁压裂液残渣含量实验结果表

在实验过程中观察发现，LMX-1型清洁压裂液离心后没有分层沉淀，而胍胶压裂液在离心管底部可见明显的沉淀。由表3可知，LMX-1型清洁压裂液干过滤烘干后的残渣质量为0，表明该压裂液没有残渣；而胍胶压裂液的残渣质量为28.9 mg，其残渣质量浓度为289 mg·L-1。

4 结 论

本文在调研前人研究成果的基础上，详细分析了清洁压裂液的成胶原理和破胶原理，在此前提下，采用室内实验的方法对自主研制的LMX-1型清洁压裂液进行性能综合评价。流变性能的评价指出该清洁压裂液在压裂施工过程中，裂缝较易形成，支撑剂容易进入裂缝；热稳定性能评价明确该清洁压裂液具有较强的抗温性能；携砂性能评价明确该清洁压裂液具有较好的携砂能力；破胶性能评价明确该清洁压裂液具有优异的破胶性能；残渣含量评价确定该压裂液没有残渣。通过对各个性能的评价总结，认为该清洁压裂液可广泛使用于多种油气藏的压裂施工，具有较好的应用前景。

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Study on Performance Evaluation of a Clean Fracturing Fluid

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（Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Oil and Gas Exploration Company Quality Supervision Center, Yan'an Shaanxi 716000, China）

Based on the research results of predecessors, the mechanism of clean fracturing fluid was analyzed from two aspects of gel formation principle and gel breaking principle. Under this premise, the performance evaluation of the clean fracturing fluid was carried out. Comprehensive evaluation of the rheological properties, thermal stability, sand-carrying performance, gel breaking performance and residue performance of the clean fracturing fluid through indoor experiments indicated that the clean fracturing fluid had strong temperature resistance, better sand-carrying ability, excellent gel breaking performance and no residue, so it can be widely used in fracturing construction of various oil and gas reservoirs and has good application prospects.

Clean fracturing fluid; Performance evaluation; Gel breaking performance; Sand carrying performance

2021-05-07

王春凯（1989-），男，陕西省延安市人，助理工程师， 2014年毕业于中国石油大学（华东）资源勘查工程专业，研究方向：油气田质量监督。

TE357.12

A

1004-0935（2021）12-1878-03