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清洁压裂液在油田低效井上应用与评价 　　[摘要]针对聚驱采出井压裂低效比例逐年升高的问题，分析聚驱油井压裂低效的原因，由于地层温度和压力偏低，导致常规压裂液压裂施工后很难排出，粘稠的压裂液和压裂液形成的滤饼堵塞地层孔隙，造成压后不出液。清洁压裂液因不含残渣、添加剂少、易返排，不需破胶，对支撑裂缝及裂缝附近的地层无残渣伤害。清洁压裂液室内性能评价表明，清洁压裂液具有良好的抗剪切性、破胶性、滤失性、防膨性及原油配伍性，现场应用清洁压裂液对低压、低效井进行挖潜改造，取得了较好的措施效果，达到改造储层的目的，改善井区开发效果。 　　[关键词]压裂 清洁压裂液 聚驱 性能评价 应用 　　中图分类号：TE2文献标识码：A文章编号：1671－7597（2009）0420106－02 　　 　　一、引言 　　 　　随着萨南开发区聚驱开采面积的扩大，聚驱采出井压裂低效已成为影响聚驱压裂工艺技术调整挖潜作用的一个严重问题。资料统计表明，自2002年以来，萨南油田共对119口聚驱采出井进行了压裂施工，压后出现低效井12口，比例达10%，累计影响油量16110t，低效井治理费用高达78万元，这一问题不仅贻误了聚驱受效措施挖潜的有利时机，而且增加了作业施工费用。因此，分析聚驱采出井压裂低效的原因，并采取相应的措施预防、治理低效井，有着积极的现实意义。 　　 　　二、聚驱压裂低效原因分析 　　 　　通过对12口低效井施工质量、地质条件及压裂工艺、液面恢复测试结果等因素综合分析，认为产生低效的主要原因是：在地层压力和地层温度较低的情况下，常规压裂液破胶不彻底，且地层没有足够的返排压差，导致压裂施工后压裂液很难排出，粘稠的压裂液和压裂液形成的滤饼堵塞地层孔隙，造成压后不出液。 　　要解决低效井问题，关键在于解决压裂液在低温下的彻底破胶和滤饼溶解问题。常规水基压裂液的破胶性能与剪切流变性能是互相矛盾的，要想压裂液破胶性能好，必须要多添加破胶剂，但同时破胶剂会破坏压裂液的剪切性能，使压裂液携砂性能变差，容易形成砂堵。另外，由于地层温度低（在30℃以下时），过硫酸盐破胶剂的氧化性无法得到释放，必须使用破胶助剂与过硫酸盐混合破胶，所以混合破胶剂的破胶时间很难控制。对水力压裂作业后返排液分析表明：胍胶聚合物返至地面的量只占泵入量的30-40%，存留下来的聚合物对地层和支撑裂缝造成明显的伤害。对聚驱开采而言，其压裂目的层为高渗透油层（PⅠ1～4），压裂液中聚合物和添加剂能够穿透多数孔喉形成内部滤饼，在这种情况下，岩石内部抗滤失阻力大大降低，尤其对于低压油藏，要恢复裂缝附近压前渗透率或提高其导流能力几乎是不可能的。因此，常规水基压裂液不适用于地层压力低、温度低的井。清洁压裂液与常规压裂液相比，具有不含残渣、添加剂少、易返排，不需要交联剂和破胶剂，对支撑裂缝及裂缝附近的地层没有残渣伤害的优点，适合于低温、低压储层的压裂改造。 　　 　　三、清洁压裂液成胶、破胶机理 　　 　　清洁压裂液以表面活性剂为主剂，当表面活性剂的浓度超过其临界胶束浓度时，表面活性剂在盐溶液中会形成微胞，且缠绕在一起，增加溶液的粘度。利用这种性质，在压裂过程中可达到携砂造缝的目的。这种粘弹性冻胶的粘度不受剪切速率的影响，在不同的剪切速率下，流体具有基本恒定的粘度，属于牛顿流体。当这些微胞接触到地层中的油气时，油气会破坏微胞的稳定性，使微胞由杆状变成球状，从而使冻胶失去粘度；另外，地层水可通过稀释作用，也可以使杆状微胞不再相互缠绕在一起，而失去粘度。因此，这种清洁压裂液中无需加入破胶剂，成分中主要为表面活性剂，无残渣，也不会对地层和裂缝造成伤害。 　　 　　四、清洁压裂液的室内性能评价 　　 　　（一）抗剪切性能 　　清洁压裂液由于缔合作用，形成了与常规植物胶压裂液“高粘高弹”不同的“低粘高弹”的流变性能，其与常规植物胶压裂液不同，靠粘弹性携砂，传统的支撑剂输送要求是压裂液在170s-1时应有50-70mpa.s的粘度，清洁压裂液在170s-1时粘度达30-50mpa.s即可有效携砂。 　　将清洁压裂液主剂与清水按3:100配比混合，搅拌2分钟，即形成了清洁压裂液冻胶。将压裂液冻胶放入RS300流变仪中，在温度为40℃、170s-1条件下剪切30分钟，结果如下。 　　 　　从表中看出，清洁压裂液剪切30min后粘度值在50mpa.s以上，粘度下降在17%左右。 　　（二）破胶性能和表面张力 　　清洁压裂液遇到油气和地层水就会失去粘弹性，破胶水化，无需添加破胶剂。 　　1．缓释破胶 　　在压裂液中加入不同比例的水，在30℃下破胶30min，破胶液粘度及表面张力见表2。 　　 　　分析表2中的数据，随着加水量的增加，清洁压裂液的破胶液粘度降低，当压