摘要:早期纤维素压裂液存在配液难、耐温差、破胶不彻底、对地层伤害大等问题. 速溶无残渣纤维素压裂液基液由0.4%羟乙基羧甲基纤维素、FAG-500.0.2%增黏剂、FAZ-1、0.5%调节剂、FAJ-305组成，分析了该压裂液的抗盐性、耐温耐剪切性、携砂性、破胶性、动态滤失及伤害性。结果表明，在中等矿化度( 242～2444 mg/L,条件下，基液黏度约为67.5 mPa -s，在pH 4.5～5.0下，在基液中加入交联剂FAC-201形成冻胶在I20℃.170 s】条件下，压裂液冻胶剪切70 min后的黏度约为150 mPa -s，可满足低于130℃储层压裂需求。加入0.0020/0破胶剂过硫酸铵后，冻胶在100qC、170 s 1条件下剪切1.5 h后的黏度约为200 mPa -s，破胶剂不影响施工时体系的流变性能。破胶后无残渣，破胶液表面张力为24.44 mN，rm，界面张力3.20 mN/m。在900C下，0.30/o FA(i-500压裂液冻胶的储能模量G’和耗能模量G”分别为7.2 Pa和1.6 Pa。砂比为40%的交联冻胶携砂液在900℃水浴加热6 h后，无沉砂现象，携砂性能良好。压裂液对岩心的渗透率损害率为24.75%。该纤维素压裂液具有速溶易配制、酸性交联、无需防膨剂等特点。在长庆油田两口致密油井和两口致密气井进行了现场应用，施工成功率大于95%．施工有效率100%。

        近年来，压裂液作为压裂技术的重要组成部分，发展非常迅速。然而，压裂作业中压裂液进入储集层后，会干扰储集层原有的平衡条件。 压裂液体系的伤害主要来自于两方面：

        (1)由于残渣堵塞孔隙出口，严重影响裂缝导流能力。如常规瓜尔胶压裂液残渣含量在200～400 mg/L，粒径均值74.77 p,m，会导致储层天然裂缝和压裂微裂缝的堵塞。

        (2)破胶液无法返排，形成永久伤害。气体与残胶黏度相差上千倍，气藏中无法活塞式驱替返排残胶，永久残留在储层中。减少压裂液对储层和支撑裂缝寻流能力的伤害，是提高低渗油气储层单井产能的重要技术之一。残渣是影响压裂改造效果的关键因素之一，因此需研制无残渣压裂液。

        此外，在2012年依赖进口瓜尔胶导致压裂液成本飙升并无法控制的形势下，寻找瓜尔胶替代品来降低压裂液成本对于未来压裂液技术的发展有着深远意义。

        纤维素压裂液早期应用于大港油田和玉门油田，但因纤维素溶解缓慢、难交联、耐盐性差、增稠效果不佳、残留物对地层伤害大等缺点，没有得到持续的发展。这里的速溶无残渣纤维素压裂液，可满足低于130℃储层压裂需求。该压裂液体系具有速溶、易配制、低摩阻、低伤害、低成本、安全环保等特点。

1 实验部分

1.1原料与仪器率

        羟乙基羧甲基纤维素FAG-500，酰胺类增黏剂FAZ-l，调节剂FAJ-305，有机锆类交联剂FAC-201,均由中国石油勘探院廊坊分院压裂中心研制；阴离子型破乳助排剂DJ-12或DJ- 16等均为工业级；羟丙基瓜尔胶，昆山京昆油田化学科技开发公司；防膨剂BFC-3，北京宝丰春科技有限公司.

        ZNND6S型六速旋转黏度计，青岛海通达专用仪器有限公司；德国Haake RS-6000流变仪；美国OFI高温高压静态滤失仪；德国Kruss Kl00表界面张力仪；Narring混调器，美国思博明科学器材公司；德国Hakke MarsⅡ可视流变仪。

1.2压裂液体系的制备与性能评价

        配制质量分数为0.4Vo的羟乙基羧甲基纤维素玉裂液基液，再加入0.2% FAZ-1，用质量分数为400:0的醋酸水溶液调节体系pH值为4.5～5.0，按总体系质量的0.6%加入交联剂FAC-201，搅拌1.5 min至体系形成黏弹性良好的冻胶。

        依据石油天然气行业标准SY/T 5107-1995《7托基玉裂液性能评价方法》，测定压裂液体系的耐温耐剪切性能、破胶、滤失及残渣含量。

2结果与讨论

2.1 纤维素压裂液基本性能

2.1.1 抗盐性

        基液放置不同时间后的黏度见表l。由表可见，FAG-500纤维素稠化剂的黏度在2 min内达到最大值67.5 mPa -s，并能在长时间内保持稳定，满足施工需求。

        用不同配液水（矿化度不同）配制的基液黏度见表2。由表可见，海水配制基液的黏度较低：在高KCl含量时，体系黏度稍有降低；该体系存在对高矿化度水质（海水）较为敏感的缺陷，但能满足一般配液水的水质条件（中等矿化度），基液黏度与自来水配液所测黏度相差不大，可见该体系具有一定的耐盐性。

2.1.2耐温、耐剪切性

        在120℃、170 s一1下，用流变仪测得0.4%FAG-500压裂液冻胶体系的黏度随剪切时间的变化见图1。由图可见，冻胶剪切70 min后的黏度约为150 mPa-s，耐温性较好，满足中、高温井压裂有效造缝和携秒的需求。

图1 ： 0.4% FAG-500 压裂液耐温耐剪切性

        在100 cC、170 s一，下，加人0.002%破胶剂的0.4% FAG-500压裂液的剪切曲线见图2。由图可见，冻胶剪切1.5 h后的黏度约为200mPa。s，可见破胶剂不影响施工时该体系的流变性能。

图2 ：加入破胶剂后0.4% FAG-500 压裂液的耐温耐剪切性

2.1.3黏弹性与携砂性能

        在90℃下，用可视流变仪测得0.3% FAG-500压裂液冻胶的储能模量G 7和耗能模量G”分别为7.2 Pa和1.6 Pa，远大于相同温度下羟丙基瓜尔胶冻胶压裂液的G 7值3.43 Pa。配制砂比为40%的0.3% FAG-500交联冻胶携砂液，在90℃水浴锅中加热6h后，该压裂液携砂液无沉砂现象，携砂性能良好。

2.1.4破胶性

        压裂液在施工结束后须彻底破胶，从而有利于最大限度地返排，减少对地层和裂缝的伤害。过硫酸铵不但不会影响冻胶形成的时间、冻胶的弹性，而且针对该体系来说，通过优化其用量，在施工结束后可以彻底破胶，从而达到快速返排的目的。

2.1.5 压裂液滤失与伤害

        在压差为3.5MPa的条件下，纤维素压裂液的静态滤失性能见表3。由表可见，与常规的瓜尔胶压裂液体系相比，该纤维素压裂液体系滤失较大，但添加柴油可适当降低其滤失速率，滤失系数从10-3数量级降至10-4数量级。遁过岩心流动实验，测得破胶后的瓜尔胶、速溶无残渣压裂液对基质的渗透率损害率分别为43.7%、24.75%，可见该压裂液对基质的伤害小：

2.2纤维素压裂液特性

2.2.1 速溶、可在线连续混配

        常用的瓜尔胶压裂液体系添加剂种类繁多、组成复杂，而且添加剂之间相互影响。如pH调节剂提供的碱性交联环境不利于瓜尔胶的溶胀，在配制过程中存在添加的先后顺序问题，而现场连续混配是快速在线配制，没有足够的时间来区分添加的顺序，给配液带来难度。因此，简化压裂液配方，减少添加剂之间的相互影响，对于实现大规模在线混配十分重要。如图3所示，改性纤维素FAG-500
可在2 min内迅速溶胀增黏，达到最终黏度的97%以上；然而常规瓜尔胶( HPG-I)充分溶胀需要4h。可见改性纤维素增稠剂速溶效果好，且配方简单，可实现在线连续混配。

图3 ： FAG-500 与HPG-1 放置不同时间的粘度

2.2.2酸性交联．无需防膨剂

        纤维素压裂液交联条件为酸性，可有效减少黏土膨胀。从图4可以看出，破胶液的膨胀量小于2% KCl和0.5% BFC-3，表明该纤维素压裂液无需防膨剂也具有较好的防膨效果。此外，不添加黏土稳定剂或防膨剂，有利于降低压裂液成本。

图4 ：纤维素压裂液破胶液的防膨性能

2.2.3 易破胶且无残渣

        压裂液对地层和裂缝的伤害除了乳化、黏土膨胀运移、水锁以及返排不彻底外，破胶液中的残渣会大幅降低裂缝的导流能力，造成永久伤害，最终降低压裂增产效果。该纤维素压裂液体系使用过硫酸铵破胶后无残渣，测得破胶液表面张力为24.44 mN/m，界面张力为3.20 mN/m。而瓜尔胶压裂液的残渣一般大于300 mg/L。因此与植物胶压裂液相比，无残渣是该体系的最显著优势。

        速溶无残渣纤维素清洁压裂液突出特点是低成本、无残渣、低伤害、可交联。速溶无残渣纤维素压裂液非常适合低孔低渗，孔喉半径小，对伤害敏感，对外来流体的低伤害要求高的致密油、气储层，有利于降低施工风险及提高油气产量，具有广阔的推广应用前景。

3结论

        速溶无残渣纤维素压裂液配方为：0.4%FAG-500+0.2% FAZ-1+0.5% FAJ-305+0.5%FAC-201。该配方在120℃、170 s一1下剪切90 min，黏度保持在150 mPa．s以上．该体系可满足温度低于130℃储层压裂需求。新型纤维素压裂液引入可控增黏技术，满足工厂化作业快速配液需求，满足低渗透储层大规模体积改造作业需求。纤维素压裂液可部分代替瓜尔胶，对于改变主体压裂液依赖进口，抑制压裂液成本过快增长有深远意义。压裂液破胶彻底、无残渣，对储层及支撑裂缝伤害小，为获得良好压裂效果提供了有力的技术保障。
 

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