渗吸驱油型清洁压裂液技术研究

彭 冲，王晓飞，付卜丹，郑建刚，李继彪，刘让龙

（中国石油长庆油田分公司第十二采油厂，陕西西安 710018）

随着体积压裂改造思路的逐渐深入，有效推动了致密油气、页岩气等非常规油气资源压裂改造措施的不断发展[1，2]。非常规油气藏体积压裂改造的思路，对压裂改造工作液性能的要求发生极大改变，由传统的高黏度交联压裂液体系向低黏度滑溜水体系转变，压裂液用量极大[3]。由于非常规储层的物性很差，因此具有“低成本、低伤害性、绿色环保”特点的压裂液体系是未来压裂液发展的重要方向。

郭钢等[4]在统计长庆油田罗X 区块，存地液量与油井一年累计产量的关系发现，存地液量越大，一年的累计产量越高，这与传统的常规返排率越高产量越高的概念相反，并提出了压裂液滞留液体自发渗吸替油的机理，为提高致密储层采收率提供了理论指导。肖程释[5]开展压裂液提高致密油渗吸采收率研究，提出了压裂液渗吸作用是裂缝性致密油藏主要的采油机理，可以提高周期注水采收率。张晴[6]对鄂尔多斯盆地W 区致密砂岩油藏压裂液渗吸机理开展研究，结果表明，岩心渗吸效率最高可达21.4 %，最低可达14.94 %，并提出了毛管压力自发渗吸是压裂液滞留与吸收的重要因素。

基于以上研究人员的研究，深入研究致密砂岩油藏压裂液渗吸机理，对进一步提高油藏原油采收率意义重大。本文通过室内研究，开发出一种渗吸驱油型清洁压裂液，既能满足压裂施工要求，破胶液又能渗吸驱油，为进一步提高低渗透油藏增产改造效果提供新的理论依据，且该压裂液体系具有较好的推广应用前景。

1 实验部分

1.1 实验材料与设备

1.1.1 实验材料 渗吸驱油型清洁压裂液R60（实验室自制，含量39 %）、压裂液破胶剂PR60（实验室自制，含量98 %）、十六烷基三甲基氯化铵CTAB（分析纯，含量99 %）、十二烷基硫酸钠SDS（分析纯，含量99 %）、长庆油田长8 地层原油、人造岩心（φ2.5 cm×5 cm）。

1.1.2 实验设备 PVS 高温高压流变仪、DCAT21 表/界面张力测量仪、TX500C 旋滴界面张力仪、多功能智能岩心驱替装置、吸水仪。

1.2 实验方法

1.2.1 渗吸驱油型清洁压裂液制备 取10 mL 渗吸驱油型清洁压裂液制稠化剂加入490 mL 水中，迅速搅拌3 min，静置2 h，即可得到浓度为2 %的渗吸驱油型清洁压裂液。

1.2.2 渗吸驱油型清洁压裂破胶液制备 向500 mL浓度为2 %的渗吸驱油型清洁压裂液中加入5 mL 压裂液破胶剂PR60，搅拌均匀并在50 ℃条件下放置1 h，压裂液黏度即可降低至5 mPa·s 以下，得到渗吸驱油型清洁压裂破胶液。

1.2.3 压裂液评价 渗吸驱油型清洁压裂液依据SY/T 6376-2008《压裂液通用技术条件》中，第4.4 黏弹性表面活性剂压裂液通用技术指标执行。

1.2.4 渗吸实验

（1）岩心驱替法制备饱和原油的岩心。岩心饱和水-原油驱替-50 ℃条件下老化24 h。

（2）饱和原油的岩心放入吸水仪中，缓慢加入渗吸液体，在50 ℃恒温箱中静置，每隔一定时间记录析出的原油样品数量，待原油量24 h 无变化后，记录最终采出程度。

1.2.5 界面张力 渗吸驱油型清洁压裂液与原油间的界面张力，按SY/T 5370-2018《表面及界面张力测定方法》中规定的方法执行。

1.2.6 接触角测定 采用图形法，在室温条件下，测定渗吸驱油型清洁压裂液在岩心薄片表面的接触角。

2 结果与讨论

2.1 渗吸驱油型清洁压裂液

2.1.1 压裂液开发 采用黏弹性表面活性剂、无机盐、有机溶剂复合，形成渗吸驱油型清洁压裂液R60 稠化剂。该稠化剂外观红棕色均相液体，密度1.07 mg/cm3，遇水即可交联形成压裂液。压裂液黏度随不同稠化剂R60 加量的关系（见图1）。

图1 压裂液黏度与稠化剂浓度的关系

当稠化剂R60 遇水后，弹性表面活性剂分子与无机盐电解质，在水溶液中形成具有一定柔性的柱状胶束，胶束相互绕形成空间网状结构[7-10]，与高分子聚合物溶液比较类似，可大幅度提高水溶液的黏度，同时溶液表现出良好的黏弹性，可作为压裂液使用，完成加砂压裂施工。

2.1.2 压裂液性能 参照SY/T 6376-2008《压裂液通用技术条件》，对渗吸驱油型清洁压裂液R60 主要性能进行评价。

2.1.2.1 交联性能 按清水+2 %～4 %稠化剂R60 配方，配制方法配制渗吸驱油型清洁压裂液，评价压裂液的交联时间及交联后压裂液状态，优选出最佳的交联比为100：4（见表1）。

从表1 可以看出，稠化剂R60 浓度为4 %以上时，渗吸驱油型清洁压裂液稠化剂R60 按比例与水混合后，在1 min 内即可增黏，压裂液黏度稳定，具有良好的弹性，可以满足现场在线混配压裂施工的需求。

图2 压裂液耐温耐剪切性能（50 ℃）

表1 渗吸驱油型清洁压裂液R60 交联性能

2.1.2.2 耐温耐剪切性能 采用PVS 高温高压流变仪，评价渗吸驱油型压裂液R60 在50 ℃条件下的耐温耐剪切性能，结果（见图2）。

渗吸驱油型压裂液R60 体系在50 ℃下连续剪切100 min，压裂液黏度保持在35 mPa·s 以上，显示出良好的黏弹性能，能够满足50 ℃以内储层加砂压裂改造的需求。

2.1.2.3 破胶性能 参照行业标准，对渗吸驱油型压裂液R60 体系在50 ℃下的破胶性能进行评价，并评价了压裂液表/界面张力、残渣含量，评价结果（见表2）。

由表2 可知，该压裂液在60 min 即可彻底破胶，破胶液黏度＜5 mPa·s，在室温条件下破胶液界面张力明显低于常规胍胶压裂液体系，且压裂液无残渣，可以有效降低储层伤害，同时利用破胶液与原油间的低界面张力机理，实现渗吸驱油作用，进一步提高压裂增产改造效果。

2.1.3 渗吸驱油性能 参照Q/SY 1583-2013《二元复合驱用表面活性剂技术规范》，对渗吸驱油型清洁压裂液R60 作为驱油剂主要性能进行评价。

2.1.3.1 界面张力性能 采用TX500C 旋滴界面张力仪，评价不同浓度的渗吸驱油型压裂液R60，在50 ℃条件下与长8 层原油间的界面张力，结果（见图3）。

图3 压裂液R60 与原油间界面张力与浓度的关系

表2 渗吸驱油型压裂液R60 破胶性能

在50 ℃下，随着渗吸驱油型压裂液R60 浓度的增加，其与长8 层原油间界面张力呈先降低后增加的趋势。当压裂液R60 浓度为0.05 %时，油水界面张力降低至最低，降低至3.4×10-3mN/m，达到超低界面张力，能有效提高驱油效率，大幅度提高原油采收率[11]。

2.1.3.2 润湿性评价 在室温条件下，评价不同浓度的渗吸驱油型压裂液R60 在亲油岩石表面的接触角，结果（见表3）。

表3 蒸馏水及压裂液R60 在油润湿性表面的接触角

由实验结果可知，渗吸驱油型压裂液R60 在油湿性表面的接触角低于蒸馏水的接触角，机理在于压裂液中的表面活性剂物质在亲油表面吸附，降低了其疏水性能，有利于水进入微孔喉道，渗吸驱替原油，提高渗吸采收率[12]。

表4 静态渗吸驱油实验岩心参数

图4 静态渗吸驱油采收率

2.1.3.3 静态渗吸驱油性能 根据实验结果，优选了0.05 %渗吸驱油型压裂液R60 开展静态渗吸驱油实验，并与阳离子表面活性剂十六烷基三甲基氯化铵CTAB、阴离子表面活性剂十二烷基硫酸钠SDS 进行了对比，岩心参数（见表4），渗吸驱油结果（见图4）。

由静态渗吸驱油实验可知，在岩心物性参数相当的条件下，不同的渗吸驱油剂体系的渗吸采收率不同。其中渗吸驱油型压裂液R60 渗吸驱油速率快，最终采收率最高；CTAB 渗吸驱油速率最慢，最终采收率最低，其主要原因在于表面活性剂遇原油间的低界面张力与改变岩石润湿性相关[13]，其中渗吸驱油型压裂液R60 显示出良好的渗吸驱油效果。

3 结论

（1）开发出的渗吸驱油型压裂液R60，具有良好的增黏、交联、耐温耐剪切及破胶性能，能够满足50 ℃以内储层在线混配加砂压裂改造的需求。

（2）渗吸驱油型压裂液R60 与长8 原油间的界面张力可达到3.4×10-3mN/m，能将亲油岩石表面的润湿性向亲水方向转变，岩心静态渗吸驱油效率达到35.64%，显示出良好的静态渗吸驱油效果。

（3）渗吸驱油型压裂液R60 既能满足压裂施工要求，又能渗吸驱油，进一步提高增产改造效果，为进一步提高低渗透油藏增产改造效果提供新的理论依据。