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摘要：针对纳米级致密砂岩压裂后，大分子瓜尔胶吸附、滞留储层渗流通道、压裂液残渣堵塞支撑裂缝和滤饼对裂缝壁面等储层伤害，通过筛选小分子表面活性剂，开发出清洁压裂液体系，适用于不同温度地层的压裂改造技术，一种适用于高温地层的压裂改造，对解决目前大分子瓜尔胶及其改性产品压裂液对裂缝导流能力的伤害问题有重大意义。
主题词：清洁压裂液;致密油;表面活性剂;储层改造
1.前言
数据统计，我国已累计勘探的致密油储量有80～100亿吨，占剩余可采储量的40%以上。单就辽河油田而言，辽河油田致密油气资源非常丰富，但一直不能有效开发。这是由于致密砂岩的孔喉直径为纳米级，使用通常的大分子瓜尔胶压裂液往往会对储层造成伤害。这些伤害主要集中在大分子物质吸附滞留堵塞储层流体渗流通道、压裂液残渣堵塞支撑裂缝和滤饼对裂缝壁面的伤害这三个方面。近年来国内外针对这几个方面做了大量的研究工作，但大分子物质在储层孔道的吸附滞留等问题始终没有得到解决。针对上述问题，必须开展以小分子表面活性剂为主剂的清洁压裂液体系的研究。一方面，该压裂液体系中不含高分子，其小分子可以自由进出孔喉，不至于造成孔喉的堵塞;另一方面，表面活性剂压裂液破胶彻底，无残渣，且滤失量小，可以很好的解决目前大分子瓜尔胶及其改性产品压裂液对裂缝导流能力的伤害问题。因此，在辽河油田开展具有小分子结构且易返排、无伤害的表面活性剂清洁压裂液成为重大需求。
2.试验材料及试验方法
2.1 试验仪器及材料
本实验选用了两种不同链长的阳离子季铵盐类表面活性剂，这两种表面活性剂的分子及胶束尺寸均为纳米级，且成胶性能和抗温性能较好，价格也相对低廉，有能够大规模生产的潜力。
表面活性剂S1和S2均是一种白色微晶粉末，季铵盐，稳定性好，能与阳离子、非离子、两性表面活性剂有良好的配位性。
2.2试验方法及步骤
实验中对所选择的表面活性剂分别与盐进行复配。首先配制50mL1%的表面活性剂，随后加入50mL1%的盐溶液，用玻璃棒搅拌使其充分混合，选出具有粘度的体系，结果如表3所示。由下表可得到两个具有粘度的体系：表面活性剂S1+水杨酸盐;表面活性剂S2+水杨酸盐。
3.小分子清洁压裂液配方的研制
3.1表面活性剂与盐最佳比例优选
分别配制浓度0.5%、1%、1.5%、2%、2.5%、200mL的S1和S2表面活性剂溶液，再分别加水杨酸盐溶液配成压裂液，使其中盐的浓度为0.25%、0.5%、0.75%、1%、1.5%、2%，充分搅拌，放入35℃水浴锅内恒温，30min后用旋转粘度计测其粘度，计录数据绘出曲线图。
从实验结果得出：不同浓度的表面活性剂S1与水杨酸盐混合时其粘度变化都有一个最高点，选取几个最高点的两种药品的比值，分析算出其比例平均值，得出表面活性剂S1与水杨酸盐的最佳浓度比大约为2.3：1。用同样的方法对表面活性剂S2与水杨酸盐的浓度比进行优选，得出其最佳浓度比大约为2.5：1。
实验现象：两种表面活性剂组成的压裂液的粘度开始都随着盐浓度的增加而增加，达到最大值后逐渐降低，并且通过用玻璃棒搅拌发现其弹性增加，压裂液变成冻胶状，很难被挑起。可能导致这种现象产生的原因，从其成胶机理上分析，粘弹性表面活性剂属两亲分子，分子由长链的疏水基团和亲水基团组成。由亲水基团和长链疏水基团构成的粘弹性表面活性剂的水溶液具有独特的流变性。当粘弹性表面活性剂浓度超过临界胶束浓度时，疏水基长链伸入水相，使粘弹性表面活性剂分子聚集，形成以长链疏水基团为内核，亲水集团向外伸入溶剂的球状胶束;当粘弹性表面活性剂的浓度继续增加，并且改变溶液组成时（加盐或加反向离子的表面活性剂），表面活性剂胶束占有的空间变小，胶束之间的排斥作用增加，此时球形胶束开始变形，合并成为占用空间更小的线状或棒状胶束;棒状胶束会进一步合并成更长的蠕虫状束，这些蠕虫状胶束之间由于疏水基团的作用会自动纠缠在一起，形成空间交联网络结构，但是随着盐的进一步增加，蠕虫状胶束再收缩成小颗粒，每个小颗粒都十分紧凑相对独立，所以粘度降低，弹性增加。
3.2表面活性剂最佳浓度优选
分别配制不同浓度的最优S1+水杨酸盐200mL，放入恒温水浴锅中开始测其粘度，每升高5℃开始测其粘度。实验起初，压裂液体系的粘度随温度的升高而有所增加，随后随着温度的升高而大幅度降低，得出本配方适合的温度较低，约在50℃，不能满足目前深井压裂的要求。同样的方法得出S2+水杨酸盐压裂液体系在80℃下的粘度可适用于施工作业，但其浓度超出2%会有大量白色微晶析出。为此，本实验提出将两种表面活性剂进行互配，取长补短，提高其性能。
3.3表面活性剂的复配
复配体系解决了S2表面活性剂的浓度大于2%时会析出的问题，同时比较同浓度的S1，耐温性有了长足的提升。优选出最佳配方为1.25%S1+1.25%S2+0.4%水杨酸盐。
4下步攻关方向
下一步将继续以不同分子结构、尺寸的表面活性剂为主剂来制备压裂液，丰富整个压裂液配方，并进一步对反离子进行研究。并对不同种类表面活性剂进行复配，以提高压裂液的耐温性能;从而研制出两种配方体系：一种适用低温地层的压裂改造，一种适用于高温地层的压裂改造。最后将进行现场实验。
5结论
（1）针对大分子压裂液对储层的伤害问题，通过理论调研和室内实验研究，得到结论：对于致密储层，小分子清洁压裂液的研究方向的可行的。
（2）小分子、低伤害、粘弹性压裂液体系的形成，对推动辽河油田压裂水平提高具有重要意义。
参考文献：
[1]王曉康.水基清洁压裂液的制备及性能研究[D].兰州理工大学.2011
[2]肖丹凤.大庆外围低渗透油田低伤害压裂液技术研究与应用[D].大庆石油学院.2005
[3]王翔.高分子量表面活性剂清洁压裂液[D].西南石油学院.2005
作者简介：曾双红，女，1983年6月出生，湖南省娄底市，汉族，工程师，2008年毕业于西南石油大学应用化学专业，现于辽河油田钻采工艺研究院从事酸化压裂工作。
中油辽河油田公司 辽宁 盘锦 124125
主题词：清洁压裂液;致密油;表面活性剂;储层改造
1.前言
数据统计，我国已累计勘探的致密油储量有80～100亿吨，占剩余可采储量的40%以上。单就辽河油田而言，辽河油田致密油气资源非常丰富，但一直不能有效开发。这是由于致密砂岩的孔喉直径为纳米级，使用通常的大分子瓜尔胶压裂液往往会对储层造成伤害。这些伤害主要集中在大分子物质吸附滞留堵塞储层流体渗流通道、压裂液残渣堵塞支撑裂缝和滤饼对裂缝壁面的伤害这三个方面。近年来国内外针对这几个方面做了大量的研究工作，但大分子物质在储层孔道的吸附滞留等问题始终没有得到解决。针对上述问题，必须开展以小分子表面活性剂为主剂的清洁压裂液体系的研究。一方面，该压裂液体系中不含高分子，其小分子可以自由进出孔喉，不至于造成孔喉的堵塞;另一方面，表面活性剂压裂液破胶彻底，无残渣，且滤失量小，可以很好的解决目前大分子瓜尔胶及其改性产品压裂液对裂缝导流能力的伤害问题。因此，在辽河油田开展具有小分子结构且易返排、无伤害的表面活性剂清洁压裂液成为重大需求。
2.试验材料及试验方法
2.1 试验仪器及材料
本实验选用了两种不同链长的阳离子季铵盐类表面活性剂，这两种表面活性剂的分子及胶束尺寸均为纳米级，且成胶性能和抗温性能较好，价格也相对低廉，有能够大规模生产的潜力。
表面活性剂S1和S2均是一种白色微晶粉末，季铵盐，稳定性好，能与阳离子、非离子、两性表面活性剂有良好的配位性。
2.2试验方法及步骤
实验中对所选择的表面活性剂分别与盐进行复配。首先配制50mL1%的表面活性剂，随后加入50mL1%的盐溶液，用玻璃棒搅拌使其充分混合，选出具有粘度的体系，结果如表3所示。由下表可得到两个具有粘度的体系：表面活性剂S1+水杨酸盐;表面活性剂S2+水杨酸盐。
3.小分子清洁压裂液配方的研制
3.1表面活性剂与盐最佳比例优选
分别配制浓度0.5%、1%、1.5%、2%、2.5%、200mL的S1和S2表面活性剂溶液，再分别加水杨酸盐溶液配成压裂液，使其中盐的浓度为0.25%、0.5%、0.75%、1%、1.5%、2%，充分搅拌，放入35℃水浴锅内恒温，30min后用旋转粘度计测其粘度，计录数据绘出曲线图。
从实验结果得出：不同浓度的表面活性剂S1与水杨酸盐混合时其粘度变化都有一个最高点，选取几个最高点的两种药品的比值，分析算出其比例平均值，得出表面活性剂S1与水杨酸盐的最佳浓度比大约为2.3：1。用同样的方法对表面活性剂S2与水杨酸盐的浓度比进行优选，得出其最佳浓度比大约为2.5：1。
实验现象：两种表面活性剂组成的压裂液的粘度开始都随着盐浓度的增加而增加，达到最大值后逐渐降低，并且通过用玻璃棒搅拌发现其弹性增加，压裂液变成冻胶状，很难被挑起。可能导致这种现象产生的原因，从其成胶机理上分析，粘弹性表面活性剂属两亲分子，分子由长链的疏水基团和亲水基团组成。由亲水基团和长链疏水基团构成的粘弹性表面活性剂的水溶液具有独特的流变性。当粘弹性表面活性剂浓度超过临界胶束浓度时，疏水基长链伸入水相，使粘弹性表面活性剂分子聚集，形成以长链疏水基团为内核，亲水集团向外伸入溶剂的球状胶束;当粘弹性表面活性剂的浓度继续增加，并且改变溶液组成时（加盐或加反向离子的表面活性剂），表面活性剂胶束占有的空间变小，胶束之间的排斥作用增加，此时球形胶束开始变形，合并成为占用空间更小的线状或棒状胶束;棒状胶束会进一步合并成更长的蠕虫状束，这些蠕虫状胶束之间由于疏水基团的作用会自动纠缠在一起，形成空间交联网络结构，但是随着盐的进一步增加，蠕虫状胶束再收缩成小颗粒，每个小颗粒都十分紧凑相对独立，所以粘度降低，弹性增加。
3.2表面活性剂最佳浓度优选
分别配制不同浓度的最优S1+水杨酸盐200mL，放入恒温水浴锅中开始测其粘度，每升高5℃开始测其粘度。实验起初，压裂液体系的粘度随温度的升高而有所增加，随后随着温度的升高而大幅度降低，得出本配方适合的温度较低，约在50℃，不能满足目前深井压裂的要求。同样的方法得出S2+水杨酸盐压裂液体系在80℃下的粘度可适用于施工作业，但其浓度超出2%会有大量白色微晶析出。为此，本实验提出将两种表面活性剂进行互配，取长补短，提高其性能。
3.3表面活性剂的复配
复配体系解决了S2表面活性剂的浓度大于2%时会析出的问题，同时比较同浓度的S1，耐温性有了长足的提升。优选出最佳配方为1.25%S1+1.25%S2+0.4%水杨酸盐。
4下步攻关方向
下一步将继续以不同分子结构、尺寸的表面活性剂为主剂来制备压裂液，丰富整个压裂液配方，并进一步对反离子进行研究。并对不同种类表面活性剂进行复配，以提高压裂液的耐温性能;从而研制出两种配方体系：一种适用低温地层的压裂改造，一种适用于高温地层的压裂改造。最后将进行现场实验。
5结论
（1）针对大分子压裂液对储层的伤害问题，通过理论调研和室内实验研究，得到结论：对于致密储层，小分子清洁压裂液的研究方向的可行的。
（2）小分子、低伤害、粘弹性压裂液体系的形成，对推动辽河油田压裂水平提高具有重要意义。
参考文献：
[1]王曉康.水基清洁压裂液的制备及性能研究[D].兰州理工大学.2011
[2]肖丹凤.大庆外围低渗透油田低伤害压裂液技术研究与应用[D].大庆石油学院.2005
[3]王翔.高分子量表面活性剂清洁压裂液[D].西南石油学院.2005
作者简介：曾双红，女，1983年6月出生，湖南省娄底市，汉族，工程师，2008年毕业于西南石油大学应用化学专业，现于辽河油田钻采工艺研究院从事酸化压裂工作。
中油辽河油田公司 辽宁 盘锦 124125