2016, Vol. 38
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2. 中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 塘沽 300450;
3. 中海石油研究总院, 北京 朝阳 100028
2. Tianjin Branch Company, CNOOC, Tanggu, Tianjin 300450, China;
3. Research Center of CNOOC, Chaoyang, Beijing 100028, China
理论研究表明，压裂液残渣伤害可使导流能力降低80% 以上，增加压裂液用量或提高瓜胶浓度都会导致导流能力下降；支撑剂嵌入和残渣的综合伤害可以使导流能力下降90% 以上，而压裂液残渣伤害对导流能力伤害最严重[1-2]。压裂液破胶后，不溶性残渣在地层中发生捕集作用而滞留在地层中。捕集作用包括机械捕集和水动力学捕集两部分，通过小孔隙时流动受限，发生机械捕集，残渣分子相互缠结，使得线团尺寸变大，流出孔隙的机会就大为减小，最终滞留在孔隙中；通过较大孔隙时发生水动力学捕集，残渣分子由于水动力学因素而停留在孔隙中，因此研究压裂液破胶后伤害机理对于寻求技术措施或者手段，帮助提高压裂效果具有重要意义。已经有实验研究表明，酸液能够有效地降低并溶解压裂液残渣，并提出一种酸预处理压裂技术，不仅可以促进压裂液破胶，还可降低破裂压力，在加砂压裂前注入一段酸液[3-4]，该酸液在压裂施工结束后仍然具有对压裂液残渣的有效溶解，同时可以促进未完全破胶压裂液破胶，目前Simon 已经研究了外来流体不同pH 值与各种岩石矿物配伍性，结果表明低pH 值流体与岩石配伍性更好，2002年Gdanski 研究高pH 值流体与黏土矿物反应的两个机理：中和黏土酸性，侵蚀黏土中氢氧化物导致黏土矿物结构破坏，并认为低pH 流体对低渗透储层渗透率伤害更小，Gupta D V S 在2008 年介绍一种低pH 值压裂液，中国陆地油田将酸化与水力压裂结合已有应用[5-8]，但对酸液能够改善压裂效果尚缺乏机理研究，对于酸液预处理提高压裂改造效果缺乏理论认识，本文对酸性环境下破胶机理进行研究，同时对酸性环境下压裂液伤害主控因素进行探讨。
1 问题提出通过对压裂液进行破胶实验时发现，使用常规破胶剂破胶的压裂液体系在90 °C破胶2 h 后，测试黏度为5 mPa⋅s，然而置于室温下冷却后，发现破胶液重新聚集、絮凝形成部分压裂液冻胶，但当加入酸液后压裂液破胶很彻底，不会重新聚集而形成冻胶，由此考虑酸液存在下是否通过改变瓜胶分子的尺寸进而影响破胶性能。文献[9]提出了一种高密度自生热压裂液体系，该压裂液体系破胶后流动性极好，不存在重新絮凝问题，且该压裂液体系对岩石基质的伤害率仅为22.3%。2011 年赵立强等提出一种有机酯加砂压裂隔离液，该隔离液能够将酸液与压裂液隔开，防止酸液与压裂液接触后造成压裂液提前破胶，因此酸液预处理在加砂压裂中具有一定的可行性[10-11]。在此研究思路上，笔者对酸性环境下压裂液的破胶机理进行研究，主要进行了常规压裂液体系破胶后分子尺寸、酸性环境下压裂液体系破胶后分子尺寸的研究，并通过岩芯流动实验分析酸液对解除压裂液伤害的效果。
2 酸液对瓜胶压裂液破胶后分子尺寸的影响测试常规氧化剂破胶与酸性环境下氧化剂破胶后的分子尺寸大小，测试样品为一级羟丙基瓜胶（昆山公司），破胶时间均为4 h，使用仪器为激光粒度仪，测量范围为0.02∼2 000.00 μm。
测试的压裂液配方为：
配方1：0.45% 羟丙基瓜胶（基液）。
配方2：0.1% 破胶剂（过硫酸铵）+0.45% 羟丙基瓜胶+ 交联剂（0.4%YC-150+0.55%YP-150）。
配方3：0.1% 破胶剂（过硫酸铵）+ 交联剂（0.4%YC-150+0.55%YP-150）+0.45% 羟丙基瓜胶+10% 螯合酸。
配方4：0.45% 羟丙基瓜胶+ 交联剂（0.4%YC-150+0.55%YP-150）+0.1% 破胶剂（过硫酸铵）+10% 生热剂+10% 螯合酸。
从图 1∼ 图 4 可以看出：压裂液基液瓜胶分子水动力学尺寸的粒径中值为73.620 μm，常规氧化破胶后瓜胶压裂液分子水动力学尺寸的粒径中值为62.118 μm，而在10% 螯合酸环境下瓜胶破胶后分子水动力学尺寸的粒径中值为21.123 μm，自生热压裂液体系破胶后分子水动力学尺寸的粒径中值仅为13.738 μm，常规氧化破胶后瓜胶分子尺寸降低幅度15.6%，酸性环境下破胶后为71.3%，自生热压裂液体系为81.3%，该结果表明采用常规氧化剂进行瓜胶压裂液破胶对压裂液分子尺寸影响不大，即使压裂液破胶较为彻底，但瓜胶分子还可以通过絮凝、化学键力吸附、机械捕集等方式而重新形成大分子团，从而对储层造成严重伤害[12-13]，而酸性环境下，破胶后瓜胶分子水动力学尺寸降低幅度很大，瓜胶压裂液分子很难重新聚集形成大分子团，瓜胶分子降解彻底。
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| 图1 压裂液基液瓜胶分子尺寸 Fig. 1 Guar molecular size of base fracturing fluid |
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| 图2 压裂液常规破胶后瓜胶分子尺寸 Fig. 2 Guar molecular size of conventional gel breaking |
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| 图3 压裂液酸性环境破胶后瓜胶分子尺寸 Fig. 3 Guar molecular size of acid gel breaking |
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| 图4 自生热压裂液破胶后瓜胶分子尺寸 Fig. 4 Guar molecular size of self-heat gel breaking |
通过压裂液破胶后分子尺寸的研究发现，在酸性环境下压裂液破胶后分子尺寸大幅度降低，但由于酸性环境下破胶后破胶液依然具有一定的酸性，可能因为破胶液具有酸性使得岩芯渗透率伤害降低，而并非是瓜胶分子尺寸降低所致，那么酸性环境与瓜胶分子尺寸降低二者中谁起主导作用呢？需要研究不同环境下破胶后破胶液对岩芯伤害的主控因素，设计如下实验方案，所用压裂液配方为：0.45% 羟丙基瓜胶（稠化剂）+1% 助排剂+1% 破乳剂+0.3% 温度稳定剂+0.1% 杀菌剂+2.0%KCl（防膨剂）+0.1% 过硫酸铵（破胶剂），采用的酸液为缓速、低伤害螯合酸液体系，方案4 所用残酸液为收集的正驱酸液过程中流出的酸液，为更好地反映地层注液真实情况，将收集的驱替过程中流出的酸液按照1：10 比例置于相同物性岩粉中继续进行反应。
方案1：基液→ 压裂液破胶液→ 基液（反向驱替）。
方案2：基液→ 酸性环境下压裂液破胶液→基液（反向驱替）。
方案3：基液→酸性环境下压裂液破胶后调至中性→ 基液（反向驱替）。
方案4：按照基液→酸液→压裂液破胶液→残酸液（反向驱替）→ 基液（反向驱替）步骤进行岩芯流动实验。
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| 图5 方案1 岩芯流动效果 Fig. 5 Core flooding of project 1 |
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| 图6 方案2 岩芯流动效果 Fig. 6 Core flooding of project 2 |
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| 图7 方案3 岩芯流动效果 Fig. 7 Core flooding of project 3 |
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| 图8 方案4 岩芯流动效果 Fig. 8 Core flooding of project 4 |
通过岩芯流动实验可以看出：方案1 岩芯流动后，渗透率伤害率达到78%；方案2 岩芯流动后，渗透率伤害率达到33%；方案3 岩芯流动后，渗透率伤害率达到42%；方案4 注入破胶液后岩芯渗透率伤害率为76%，当注入残酸液后，岩芯渗透率伤害得到恢复，注入残酸结束后，岩芯渗透率伤害仅为3.6%。从方案1 与方案2 结果对比可以看出，常规破胶情况下，压裂液伤害率最高，而在酸性环境下破胶后，岩芯渗透率伤害率大幅度降低；从方案1与方案3 实验结果对比可以看出，酸性环境下破胶后，即使破胶液pH 调节至中性，破胶液对岩石渗透率也大幅度降低，通过方案2 与方案3 对比可以分析，瓜胶分子尺寸的降低比酸性环境对岩石渗透率的恢复贡献幅度大，瓜胶分子尺寸的降低是降低破胶液对岩石伤害的主要因素；方案4 模拟现场施工实际情况可以看出，起初注入酸液后，岩芯的渗透率有较大幅度提高，后续注入压裂液后，岩芯渗透率降低幅度很大，当注入残酸液后，岩芯渗透率伤害得到恢复，当最后注入基液后，岩芯渗透率有小幅度提高，渗透率较岩芯基液渗透率提高0.6%，说明酸预处理在压裂过程中不仅能够解除压裂液伤害，而且还能小幅度提高岩石渗透率。
4 流动前后岩芯电镜扫描分析为了从微观上更好地认识酸液对解除压裂液伤害情况，使用环境扫描电镜对上述方案4 流动实验过程中的岩芯进行电镜扫描，主要针对注入压裂液后岩芯端面与注入酸液后岩芯端面进行扫描。
从扫描电镜图 9和10 可以看出，对于压裂液破胶液流动完毕后未反向驱替残酸液（模拟返排）的岩芯，可以用肉眼看到岩芯前后端面附着有压裂液滤饼形成，甚至有少部分交联压裂液冻胶状物质；使用扫描电镜放大倍数100 倍观察时，这种现象更为明显。而对于过压裂液破胶液流动后又反向驱替残酸液岩芯，岩芯端面的残渣、滤饼及冻胶状物质很少，且岩芯端面有较为明显的溶蚀孔道，说明酸液能够有效溶解压裂液残渣、滤饼和再次形成的冻胶。
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| 图9 方案4 压裂液破胶液通过后扫描电镜 Fig. 9 SEM of project 4 fracturing fluid after gel breaking |
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| 图10 方案4 残酸液通过后扫描电镜 Fig. 10 SEM of project 4 fracturing fluid after reacted acid |
（1）常规条件下破胶后瓜胶分子尺寸变化较小，而酸性环境下破胶后瓜胶分子尺寸降低幅度很大，其中自生热压裂液体系瓜胶分子尺寸降低幅度最大。
（2）压裂液残渣对岩芯渗透率伤害情况与破胶液瓜胶分子尺寸密切相关，降低破胶液中瓜胶分子尺寸有助于大幅度降低破胶液对储层伤害。
（3）酸液预处理后不但能够很好地降低破胶液中瓜胶分子尺寸，消除滤饼和部分残渣，还能够形成一定的酸溶蚀孔道，提高储层渗透率，改善压裂效果。
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