页岩气储层低阻高抑制性携砂液添加剂的优选

吕秋香，赵士鹤，林　潇，杨传坤，周　俊，曹　函

（1.中南大学有色金属成矿预测教育部重点实验室，湖南长沙410083；2.中南大学地球科学与信息物理学院，湖南长沙410083）

页岩气储层低阻高抑制性携砂液添加剂的优选

吕秋香*1，2，赵士鹤1，2，林潇1,2，杨传坤1,2，周俊1,2，曹函1，2

（1.中南大学有色金属成矿预测教育部重点实验室，湖南长沙410083；2.中南大学地球科学与信息物理学院，湖南长沙410083）

根据目前页岩储层水力压裂改造需要，开展了低阻、高抑制性携砂液室内试验研究。通过大量的室内试验，对携砂液体系中的主要添加剂进行了筛选，并确定了携砂液各添加剂的最佳浓度：通过对2种低阻携砂剂的粘度和表面张力进行测试，优选出最佳低阻携砂剂CMC，且其最佳低阻携砂浓度为0.08%；通过对3种表面活性剂的表面张力及其对携砂液粘度的影响进行评价，确定了最优表面活性剂CTAB及其携砂浓度0.04%；通过对3种抑制剂的抑制性能进行评价，优选出了最佳抑制剂KCl及其最佳浓度0.1%。最后确定了适用于页岩气储层的低阻、高抑制性携砂液配方。

页岩气储层；携砂液；携砂液添加剂；抑制剂；膨胀量

页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井需要压裂改造才能获得比较理想的产量，而页岩气藏携砂液是页岩气藏实施压裂增产的关键，是页岩气高效增产的核心技术。由于页岩储层的特殊性和压裂改造的新要求，国内外页岩储层压裂用的携砂液主要分为3种类型[1]：植物胶交联携砂液体系、线性胶携砂液体系、滑溜水携砂液体系，这些携砂液体系在某种程度上提高了储层的产量，但大量的现场试验和应用也充分暴露了现有各种携砂液的缺点。植物胶交联携砂液体系携砂能力强，液体滤失小，容易造缝；但成本高，施工摩阻较高。线性胶携砂液体系携砂能力较强，液体滤失较小，摩阻较低，同时也存在成本较高、残渣较高等不足[2]。滑溜水携砂液体系配制简便，成本低，无残渣，返排快；但滤失大，携砂能力差。因此，针对目前页岩储层携砂液所存在的某些问题，本课题开展了低阻、高抑制性携砂液的研究，以期能达到减小施工摩阻，减小滤失，提高页岩气储层抑制性的目的。

1　试验

1.1试验试剂与仪器

试剂：高分子聚丙烯酰胺（PAM-3），羧甲基纤维素钠（CMC），羟乙基纤维素（HEC），十二烷基硫酸钠（SDS），十二烷基苯磺酸钠（SDBS），十六烷基三甲基溴化铵（CTAB），四甲基氯化铵，氯化铵，氯化钾。仪器：ZNN-D6六速旋转粘度计，CPZ-Ⅱ双通道泥页岩膨胀仪，QBZY系列全自动表面张力仪，数显式高速搅拌机。

1.2试验方法

试验主要以水基携砂液为研究对象，设计多组不同成分和比例的携砂液配方（0.08%PAM-3作为减阻剂），通过室内流变性、抑制性能对比试验，逐步筛选出合适的添加剂成分和比重，最终确定可行的携砂液配方。

2　试验结果与讨论

2.1低阻携砂剂优选

携砂液中的低阻携砂剂用以提高携砂液的粘度，降低携砂液滤失，悬浮、携带和输送支撑剂。一般的低阻携砂剂为水溶性高分子聚合物[3]，常用提粘剂有植物胶及其衍生物、纤维素衍生物、生物聚多糖等。本文选用纤维素衍生物作为低阻携砂剂，因其具有水不溶物含量低的优点，且用作提粘剂的纤维素衍生物主要是纤维素醚[4]，它一般以胶体形式溶解于水中，溶液的粘度会随浓度的增加而迅速增加。

纤维素醚的品种又包括羧甲基纤维素钠、改性羧甲基纤维素、羟乙基纤维素等。本次试验选用的纤维素醚为比较常见的羧甲基纤维素钠（CMC）和羟乙基纤维素（HEC）。测试了该2种提粘剂的低阻携砂效果，即在0.08%PAM-3溶液中，分别添加0.01%、0.03%、0.05%、0.08%、0.1%的提粘剂，测试携砂液的粘度，结果如图1所示。

图1　携砂液表观粘度和低阻携砂剂用量关系曲线

图2　携砂液塑性粘度和低阻携砂剂用量关系曲线

从图1中可以看出，CMC和HEC均具有较好的提粘效果，且随着两种试剂的浓度的增加，粘度基本呈上升趋势，两种试剂按提粘性能分：CMC高于HEC。从图1、图2可以看出，随着HEC用量的增加，表观粘度逐渐增大且增幅较稳定，当HEC的添加量在0.01%～0.08%时，塑性粘度迅速增大；当HEC用量超过0.08%以后，塑性粘度趋于稳定；当CMC浓度在0.01%～0.08%时，携砂液的表观粘度和塑性粘度都呈递增趋势；当CMC的浓度在0.08%～0.1%的时候，随着CMC加量的增加，塑性粘度降低，可提高携砂液的携砂能力。因此，综合考虑，初步选用CMC作为携砂液的低阻携砂剂，且CMC浓度应控制在0.08%～0.1%。

为了进一步确定CMC的浓度，对几组配方进行了粘度和表面张力测试，基本配方为0.08%PAM+0.04%十六烷基三甲基溴化铵+0.06%氯化钾，分别添加0.08%～0.1%CMC，测试结果如表1所示。从表1可以看出，随着CMC浓度增大，携砂液的表观粘度和塑性粘度均增大，结构粘度降低，0.08%CMC具有相对较高的结构粘度，较低的塑性粘度，因此具有较好的低阻携砂性能。而3种配方的表面张力相差不大。因此，综合考虑，0.08%CMC具有最优的携砂性能。

表1　携砂液低阻携砂性能

2.2表面活性剂优选

（1）表面活性剂对粘度的影响。表面活性剂的加入会对携砂液的粘度产生一定的影响，因此，为了研究低阻性携砂液，在选择表面活性剂时，要考虑其对粘度的影响。

测试了3种表面活性剂对粘度的影响，测试基方为0.08%PAM-3+0.08%CMC，分别向基方中添加0.02%、0.04%、0.06%、0.08%和0.1%的3种表面活性剂，采用六速旋转粘度计测试其粘度，结果如图3～图4所示。

图3　表面活性剂对携砂液表观粘度影响

由图3、图4可知，3种表面活性剂中，SDS和SDBS的降表观粘度和塑性粘度的效果相当，CTAB则表现出明显的降粘效果。随着SDS和SDBS浓度的增加，携砂液的表观粘度和塑性粘度呈增大趋势。当CTAB浓度为0.02%～0.04%时，携砂液的表观粘度升高，随着CTAB的浓度的持续增加，其表观粘度降低，并趋于平稳；当CTAB浓度在0.02%～0.08%时，携砂液的塑性粘度随着CTAB浓度的增加逐渐下降，当CTAB浓度在0.08%～0.1%时，塑性粘度升高。

图4　表面活性剂对携砂液塑性粘度影响

（2）表面活性剂对表面张力的影响。在携砂液中加入合适的表面活性剂，可以降低携砂液的表面张力，提高返排能力[5]。对于致密页岩气藏，携砂液的滞留会对储层造成严重的水相圈闭损害，使得表面活性剂的作用更为重要[6]。在基液（0.08%PAM-3+0.08%CMC）中加入浓度为0.04%的不同表面活性剂，测定其表面张力，试验数据见表2。

表2　表面活性剂溶液的表面张力

从表2可以看出，表面活性剂CTAB表面张力最低,后期浆液返排性能较好。

因此，通过对3种表面活性剂的性能及其对粘度的影响评价可知，CTAB不仅具有最高降低表面张力的性能，且当其浓度为0.04%时，塑性粘度相对其他2种较低，而结构粘度达到最大值，表明在此浓度下，携砂液的内部摩擦较小，而携砂能力较强，因此，综合考虑，选择CTAB作为表面活性剂，且适宜浓度为0.04%。

2.3抑制剂优选

泥页岩中粘土矿物的水化膨胀和分散运移会堵塞油气层，降低油气层的渗透率[7]，因此须在携砂液中加入抑制剂，利用粘土表面化学离子交换的特点，改变粘土表面的结合离子，从而改变粘土的物化性质或破坏其离子交换能力，达到防止粘土膨胀运移损害油气田的效果。

本文使用CPZ-Ⅱ双通道页岩膨胀仪对3种抑制剂氯化钾、氯化铵和四甲基氯化铵对岩样的抑制效果进行评价，试验采用的基本配方为0.08%PAM-3+ 0.08%CMC+0.04%CTAB，分别向基液中添加0.04%抑制剂，使用页岩膨胀仪测定岩样的膨胀高度（mm），每30min记录一个点，结果如图5所示。

图5　不同抑制剂性能

由图5可知，岩样遇水具有一定的膨胀性，3种抑制剂的抑制效果由高到低依次为：氯化钾、四甲基氯化铵、氯化铵，因此，初步选用KCl为抑制剂。

为进一步确定抑制剂KCl的最佳用量，在配方0.08%PAM-3+0.08%CMC+0.04%CTAB基础上分别添加不同浓度的KCl，并测量其膨胀高度，由图6可知，当KCl的浓度为0.1%的时候，膨胀量最小，即KCl在这个浓度下，抑制效果最佳，因此，抑制剂KCl的最佳浓度为0.1%。

图6　KCl不同添加量的膨胀性能

3　结论

（1）通过对2种低阻携砂剂的减阻携砂效果及表面张力性能的评价，确定携砂液的低阻携砂剂为CMC，且适宜添加量为0.08%；

（2）通过对3种表面活性剂表面张力及其对携砂液粘度影响的研究，优选出最佳表面活性剂为CTAB，且最佳浓度为0.04%；

（3）通过对3种抑制剂作用下页岩膨胀抑制性能的评价，优选出最佳抑制剂为KCl，且确定了最佳抑制剂浓度为0.1%；

（4）通过优化配方得出低阻高抑制性调整型携砂液配方：0.08%PAM-3+0.08%CMC+0.04%CTAB+ 0.1%KCl，其能够改善页岩气储层中携砂液输送支撑剂的性能要求。

[1]卢拥军，邱晓惠，王海燕,翟文,舒玉华.新型滑溜水压裂液的研制与应用[J],流变学进展，2012.

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TE357.6

A

1004-5716（2015）07-0067-04

2014-07-18

2014-07-23

国家自然科学基金（NO.41302124）及中南大学大学生创新训练计划项目(NO.LC13032)。

吕秋香（1993-），女（汉族），湖南邵阳人，中南大学在读本科生，研究方向：非常规能源勘探与开发。