滲吸驅油型清潔壓裂液技術研究

彭 沖，王曉飛，付卜丹，鄭建剛，李繼彪，劉讓龍

（中國石油長慶油田分公司第十二采油廠，陜西西安 710018）

隨著體積壓裂改造思路的逐漸深入，有效推動了致密油氣、頁巖氣等非常規油氣資源壓裂改造措施的不斷發展[1，2]。非常規油氣藏體積壓裂改造的思路，對壓裂改造工作液性能的要求發生極大改變，由傳統的高黏度交聯壓裂液體系向低黏度滑溜水體系轉變，壓裂液用量極大[3]。由于非常規儲層的物性很差，因此具有“低成本、低傷害性、綠色環保”特點的壓裂液體系是未來壓裂液發展的重要方向。

郭鋼等[4]在統計長慶油田羅X 區塊，存地液量與油井一年累計產量的關系發現，存地液量越大，一年的累計產量越高，這與傳統的常規返排率越高產量越高的概念相反，并提出了壓裂液滯留液體自發滲吸替油的機理，為提高致密儲層采收率提供了理論指導。肖程釋[5]開展壓裂液提高致密油滲吸采收率研究，提出了壓裂液滲吸作用是裂縫性致密油藏主要的采油機理，可以提高周期注水采收率。張晴[6]對鄂爾多斯盆地W 區致密砂巖油藏壓裂液滲吸機理開展研究，結果表明，巖心滲吸效率最高可達21.4 %，最低可達14.94 %，并提出了毛管壓力自發滲吸是壓裂液滯留與吸收的重要因素。

基于以上研究人員的研究，深入研究致密砂巖油藏壓裂液滲吸機理，對進一步提高油藏原油采收率意義重大。本文通過室內研究，開發出一種滲吸驅油型清潔壓裂液，既能滿足壓裂施工要求，破膠液又能滲吸驅油，為進一步提高低滲透油藏增產改造效果提供新的理論依據，且該壓裂液體系具有較好的推廣應用前景。

1 實驗部分

1.1 實驗材料與設備

1.1.1 實驗材料 滲吸驅油型清潔壓裂液R60（實驗室自制，含量39 %）、壓裂液破膠劑PR60（實驗室自制，含量98 %）、十六烷基三甲基氯化銨CTAB（分析純，含量99 %）、十二烷基硫酸鈉SDS（分析純，含量99 %）、長慶油田長8 地層原油、人造巖心（φ2.5 cm×5 cm）。

1.1.2 實驗設備 PVS 高溫高壓流變儀、DCAT21 表/界面張力測量儀、TX500C 旋滴界面張力儀、多功能智能巖心驅替裝置、吸水儀。

1.2 實驗方法

1.2.1 滲吸驅油型清潔壓裂液制備 取10 mL 滲吸驅油型清潔壓裂液制稠化劑加入490 mL 水中，迅速攪拌3 min，靜置2 h，即可得到濃度為2 %的滲吸驅油型清潔壓裂液。

1.2.2 滲吸驅油型清潔壓裂破膠液制備 向500 mL濃度為2 %的滲吸驅油型清潔壓裂液中加入5 mL 壓裂液破膠劑PR60，攪拌均勻并在50 ℃條件下放置1 h，壓裂液黏度即可降低至5 mPa·s 以下，得到滲吸驅油型清潔壓裂破膠液。

1.2.3 壓裂液評價 滲吸驅油型清潔壓裂液依據SY/T 6376-2008《壓裂液通用技術條件》中，第4.4 黏彈性表面活性劑壓裂液通用技術指標執行。

1.2.4 滲吸實驗

（1）巖心驅替法制備飽和原油的巖心。巖心飽和水-原油驅替-50 ℃條件下老化24 h。

（2）飽和原油的巖心放入吸水儀中，緩慢加入滲吸液體，在50 ℃恒溫箱中靜置，每隔一定時間記錄析出的原油樣品數量，待原油量24 h 無變化后，記錄最終采出程度。

1.2.5 界面張力 滲吸驅油型清潔壓裂液與原油間的界面張力，按SY/T 5370-2018《表面及界面張力測定方法》中規定的方法執行。

1.2.6 接觸角測定 采用圖形法，在室溫條件下，測定滲吸驅油型清潔壓裂液在巖心薄片表面的接觸角。

2 結果與討論

2.1 滲吸驅油型清潔壓裂液

2.1.1 壓裂液開發 采用黏彈性表面活性劑、無機鹽、有機溶劑復合，形成滲吸驅油型清潔壓裂液R60 稠化劑。該稠化劑外觀紅棕色均相液體，密度1.07 mg/cm3，遇水即可交聯形成壓裂液。壓裂液黏度隨不同稠化劑R60 加量的關系（見圖1）。

圖1 壓裂液黏度與稠化劑濃度的關系

當稠化劑R60 遇水后，彈性表面活性劑分子與無機鹽電解質，在水溶液中形成具有一定柔性的柱狀膠束，膠束相互繞形成空間網狀結構[7-10]，與高分子聚合物溶液比較類似，可大幅度提高水溶液的黏度，同時溶液表現出良好的黏彈性，可作為壓裂液使用，完成加砂壓裂施工。

2.1.2 壓裂液性能 參照SY/T 6376-2008《壓裂液通用技術條件》，對滲吸驅油型清潔壓裂液R60 主要性能進行評價。

2.1.2.1 交聯性能 按清水+2 %～4 %稠化劑R60 配方，配制方法配制滲吸驅油型清潔壓裂液，評價壓裂液的交聯時間及交聯后壓裂液狀態，優選出最佳的交聯比為100：4（見表1）。

從表1 可以看出，稠化劑R60 濃度為4 %以上時，滲吸驅油型清潔壓裂液稠化劑R60 按比例與水混合后，在1 min 內即可增黏，壓裂液黏度穩定，具有良好的彈性，可以滿足現場在線混配壓裂施工的需求。

圖2 壓裂液耐溫耐剪切性能（50 ℃）

表1 滲吸驅油型清潔壓裂液R60 交聯性能

2.1.2.2 耐溫耐剪切性能 采用PVS 高溫高壓流變儀，評價滲吸驅油型壓裂液R60 在50 ℃條件下的耐溫耐剪切性能，結果（見圖2）。

滲吸驅油型壓裂液R60 體系在50 ℃下連續剪切100 min，壓裂液黏度保持在35 mPa·s 以上，顯示出良好的黏彈性能，能夠滿足50 ℃以內儲層加砂壓裂改造的需求。

2.1.2.3 破膠性能 參照行業標準，對滲吸驅油型壓裂液R60 體系在50 ℃下的破膠性能進行評價，并評價了壓裂液表/界面張力、殘渣含量，評價結果（見表2）。

由表2 可知，該壓裂液在60 min 即可徹底破膠，破膠液黏度＜5 mPa·s，在室溫條件下破膠液界面張力明顯低于常規胍膠壓裂液體系，且壓裂液無殘渣，可以有效降低儲層傷害，同時利用破膠液與原油間的低界面張力機理，實現滲吸驅油作用，進一步提高壓裂增產改造效果。

2.1.3 滲吸驅油性能 參照Q/SY 1583-2013《二元復合驅用表面活性劑技術規范》，對滲吸驅油型清潔壓裂液R60 作為驅油劑主要性能進行評價。

2.1.3.1 界面張力性能 采用TX500C 旋滴界面張力儀，評價不同濃度的滲吸驅油型壓裂液R60，在50 ℃條件下與長8 層原油間的界面張力，結果（見圖3）。

圖3 壓裂液R60 與原油間界面張力與濃度的關系

表2 滲吸驅油型壓裂液R60 破膠性能

在50 ℃下，隨著滲吸驅油型壓裂液R60 濃度的增加，其與長8 層原油間界面張力呈先降低后增加的趨勢。當壓裂液R60 濃度為0.05 %時，油水界面張力降低至最低，降低至3.4×10-3mN/m，達到超低界面張力，能有效提高驅油效率，大幅度提高原油采收率[11]。

2.1.3.2 潤濕性評價 在室溫條件下，評價不同濃度的滲吸驅油型壓裂液R60 在親油巖石表面的接觸角，結果（見表3）。

表3 蒸餾水及壓裂液R60 在油潤濕性表面的接觸角

由實驗結果可知，滲吸驅油型壓裂液R60 在油濕性表面的接觸角低于蒸餾水的接觸角，機理在于壓裂液中的表面活性劑物質在親油表面吸附，降低了其疏水性能，有利于水進入微孔喉道，滲吸驅替原油，提高滲吸采收率[12]。

表4 靜態滲吸驅油實驗巖心參數

圖4 靜態滲吸驅油采收率

2.1.3.3 靜態滲吸驅油性能 根據實驗結果，優選了0.05 %滲吸驅油型壓裂液R60 開展靜態滲吸驅油實驗，并與陽離子表面活性劑十六烷基三甲基氯化銨CTAB、陰離子表面活性劑十二烷基硫酸鈉SDS 進行了對比，巖心參數（見表4），滲吸驅油結果（見圖4）。

由靜態滲吸驅油實驗可知，在巖心物性參數相當的條件下，不同的滲吸驅油劑體系的滲吸采收率不同。其中滲吸驅油型壓裂液R60 滲吸驅油速率快，最終采收率最高；CTAB 滲吸驅油速率最慢，最終采收率最低，其主要原因在于表面活性劑遇原油間的低界面張力與改變巖石潤濕性相關[13]，其中滲吸驅油型壓裂液R60 顯示出良好的滲吸驅油效果。

3 結論

（1）開發出的滲吸驅油型壓裂液R60，具有良好的增黏、交聯、耐溫耐剪切及破膠性能，能夠滿足50 ℃以內儲層在線混配加砂壓裂改造的需求。

（2）滲吸驅油型壓裂液R60 與長8 原油間的界面張力可達到3.4×10-3mN/m，能將親油巖石表面的潤濕性向親水方向轉變，巖心靜態滲吸驅油效率達到35.64%，顯示出良好的靜態滲吸驅油效果。

（3）滲吸驅油型壓裂液R60 既能滿足壓裂施工要求，又能滲吸驅油，進一步提高增產改造效果，為進一步提高低滲透油藏增產改造效果提供新的理論依據。