Page 215 - 《精细化工》2020年第11期

第 11 期 黄飞飞，等: 改性羟丙基瓜尔胶/表面活性剂复合压裂液 ·2361·

由图 8 可见，携砂液进入模拟裂缝后前 2 个窗 平均渗透率损害率则为 20.2%，均满足行业标准 [29] ，
段（1、2 号观察窗）内支撑剂较均匀地铺满整个裂 具体测试结果见表 2。
缝，基本无沉降；第 3、4 窗段内有部分支撑剂发生 由上文破胶液界面性质测试结果（图 9）可知，
沉降，但在第 4 窗段出口处支撑剂分布依然较为均 双子表面活性剂有效降低了油/水界面张力并增强
匀。这是由于携砂液的入口和出口均在上部，携砂 了岩心的亲水性。较低的油/水界面张力将减小束
液在由 1 窗段流至 4 窗段的过程中始终受重力作用， 缚水对油相流动时的水锁效应，而亲水性增强的岩
导致裂缝上部的液流速度逐渐变缓，3、4 过渡区域 石壁面将减小对油相流动的黏滞阻力，增大对水相
正是实验过程中观察到的低流速区。而对于 4 窗段 的流动阻力，所以宏观表现为油相的渗透率损害小
左侧区域，由于出口处液流速度较大，因此，支撑 而水相的渗透率损害较大。这有利于压裂措施井投
剂依然能够在该区域内实现较均匀的铺置。实验结 产后原油向井筒的流动，并抑制地层水向生产井的
束后各窗段的支撑剂质量统计也说明了实验过程中 窜流。
支撑剂沿裂缝延伸（长度）方向铺置均匀，不同窗
段支撑剂质量分数（不同观察窗段支撑剂质量占整 表 2 岩心基质渗透率损害
Table 2 Permeability loss of the matrix
体支撑剂质量的比例）的差值不大于 5%。由此可见，
实验测试条件下复合压裂液携砂效果理想。 流动介质 初始渗透率/ 损害后渗透率/ 渗透率损害率
2
–3
2
–3
（×10 μm ） （×10 μm ） /%
2.5 破胶液界面性质测试
模拟原油 0.072 0.066 8.3
复合压裂液加入煤油并稀释后，2 h 内体系黏度
（含束缚水） 0.068 0.061 10.3
降至 2.5 mPa·s，溶液清澈无可见残胶。破胶液界面
0.069 0.063 8.7
性质测试结果见图 9。地层水/煤油、破胶液/煤油的
地层水 0.076 0.062 18.4
界面张力分别为 21.8 和 0.9 mN/m，满足行业标准 [29] ； 0.078 0.061 21.8
地层水老化岩心切片和破胶液老化岩心切片的去离 0.073 0.058 20.5
子水接触角分别为 71.6°和 33.7°。可见在双子表面
活性剂 HBGS 作用下，复合压裂液破胶液有效减小 2.6.2 裂缝导流能力损害
了油/水间的界面张力，同时将储层岩石的润湿性由 破胶液对裂缝导流能力损害测试结果见图 10。
中性偏亲水改善至强亲水。 由于复合压裂液聚合物浓度低且交联方式为物理交
联，因此残渣少、破胶容易。此外，由于表面活性
剂胶束的特性，裂缝壁面初期产生的破胶液滤失后
在裂缝壁面积累的残胶可在后期液流过程中被稀释
而破胶。因此，破胶液在测试初期对裂缝导流能力
产生了一定影响，但随着破胶液滤失后再次注入去
离子水时间的延长，裂缝导流能力快速恢复，受益
于更低的聚合物使用浓度，该压裂液裂缝导流能力
最终损害率仅为 5.3%，较疏水缔合型聚合物与表明
活性剂体系 [24] 更低。

a—地层水/煤油界面张力；b—破胶液/煤油界面张力；c—地层
水老化岩心水相接触角；d—破胶液老化岩心水相接触角
图 9 破胶液界面性质测试照片
Fig. 9 Photographs of the interfacial performance tests

2.6 复合压裂液储层伤害性测试
2.6.1 基质渗透率损害
考虑到复合压裂液内双子表面活性剂的存在会
影响岩心的润湿性和油/水界面张力，进而影响油、

水的相渗，因此，分别测试了复合压裂液滤液对模
拟原油和地层水的岩心基质渗透率损害。结果表明， 图 10 裂缝导流能力随注水时间变化曲线
Fig. 10 Curve of fracture conductivity with water injection
模拟原油平均渗透率损害率仅为 9.1%，而地层水的 time