2. 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院, 陕西西安 710075
2. Research Institute of Exploration and Development, Yanchang Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi, 710075, China
压裂是非常规油气开发的主要措施之一[1]。由于非常规油气储层物性较差，渗透率和孔隙度较低，使用传统的水基压裂液容易造成水相圈闭等伤害，不利于压裂后稳产增产，更重要的是这种“万方液千方砂”式的大型压裂会消耗大量淡水资源，产出的废液也容易对环境造成污染。为解决上述问题，前人提出以低碳链烃类物质取代水制备无水压裂液，且该技术目前已成为研究的热点，侯向前等人[2]研究了适用于非常规油气储层的低碳烃无水压裂液，配制了以煤油、正己烷和正辛烷为基液的LPG压裂液，该压裂液在90 ℃时的黏度为41.38 mPa·s；赵金洲等人[3]研制了以己烷和戊烷为基液的无水压裂液，该无水压裂液在60 ℃下连续剪切90 min后的黏度为102.2 mPa·s。但是，耐温90 ℃以上的无水压裂液目前在国内尚未见报道，而耐温能力差是低碳烃无水压裂液的重要技术问题。为此，笔者以戊烷为基液，采用自主研发的胶凝剂LPEA-1和黏度促进剂FS-1配制了一种耐高温低碳链烃无水压裂液(简称戊烷基Frac-H压裂液)，并对该压裂液的抗剪切、耐温和破胶性能及岩心伤害性进行了室内评价。
1 戊烷基Frac-H压裂液的配制 1.1 仪器和试剂仪器：Haake Rv30型旋转黏度计D100/300高温高压密闭系统，HC-200型高温高压岩心评价仪，BS224S型电子天平。
试剂：二烷基磷酸酯LPEA-1，35 ℃下为淡黄色液体，酸值192~206 mgKOH/g，有效含量80%；黏度促进剂FS-1，棕黄色液体，密度为1.00~1.05 g/cm3；化学级戊烷。
1.2 试剂性能分析胶凝剂LPEA-1是一种二烷基磷酸酯盐，其中烷基的碳链在C4—C18之间，属油溶性低相对分子质量表面活性剂，自身黏度很低，但将其与丙烷、戊烷等烃类物质混合会形成相互缠绕的棒状胶束，使混合液增稠。
黏度促进剂FS-1是由有机酸和金属离子络合后得到的三价金属盐。通过改变成胶环境，FS-1可促进多价金属离子(如Al3+、Cr3+等)与LPEA-1进一步络合[4-6]，使基液快速增稠并形成更加致密的三维网状结构，从而提高所配制压裂液的耐温性和抗剪切性，其成胶机理可表示为：
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(1) |
配制Frac-H压裂液的基液是低碳链的烃类物质，如丙烷、戊烷或其混合物等。笔者选用化学级戊烷配制戊烷基Frac-H压裂液。
将一定质量的基液(戊烷)加入到烧杯中，然后在搅拌情况下按比例加入一定量的LPEA-1和FS-1，配制得到戊烷基Frac-H压裂液。为了确定具有最优性能的Frac-H压裂液配方，在LPEA-1加量为2.0%时，考察了FS-1加量对戊烷基Frac-H压裂液黏度的影响及时间对该压裂液黏度的影响，试验结果分别如图 1、图 2所示。
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| 图 1 FS-1加量对戊烷基Frac-H压裂液黏度的影响 Fig.1 The effect of FS-1 content on the viscosity of pentane-based Frac-H fracturing fluid |
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| 图 2 时间对戊烷基Frac-H压裂液黏度的影响 Fig.2 The effect of time on the viscosity of pentane-based Frac-H fracturing fluid |
从图 1可以看出：随着FS-1加量增大，戊烷基Frac-H压裂液的黏度呈现先升高后降低的趋势。FS-1和LPEA-1的质量比小于1.0:1.1时，随着FS-1加量增大，压裂液的黏度升高；FS-1和LPEA-1的质量比等于1.0:1.1时，压裂液的黏度达到最高；FS-1和LPEA-1的质量比大于1.0:1.1时，压裂液的黏度随FS-1加量增大而降低。从图 2可以看出：随着时间增长，戊烷基Frac-H压裂液的黏度先快速升高后慢速升高，180 s时黏度升至最高，并随时间增长不再有明显变化。
通过上述室内试验，确定戊烷基Frac-H压裂液的最优配方为95.8%戊烷+2.0%LPEA-1+2.2%FS-1(配方中的加量均为质量分数)。
2 戊烷基Frac-H压裂液性能评价根据石油与天然气行业标准《水基压裂液性能评价推荐作法》(SY/T 5107—2005) 评价Frac-H压裂液的耐温性、抗剪切性、破胶性及对岩心的伤害性。因为戊烷在常温和常压下处于液体状态，而在高温下极易挥发，因此采用Haake Rv30型旋转黏度计的D100/300高温高压密闭系统(测试系统)测试戊烷基Frac-H压裂液的性能，测试步骤为：1) 将制备好的压裂液快速装入D100/300样品桶中，再装入转子；2) 样品桶装好密封盖并上紧螺丝，多余的压裂液从溢流管流出，然后关闭溢流管阀门；3) 将测试系统安装在样品桶上，调整水平后对戊烷基Frac-H压裂液进行测试；4) 测试完毕后，启动冷却系统给样品桶降温，待降至室温时开启减压阀，然后打开密封盖清洗仪器，测试完成。为确保安全，整个试验在密闭、通风良好的环境中进行。
2.1 耐高温性能戊烷基Frac-H压裂液的黏弹性较好，当试验温度低于95 ℃时，测试中仪器出现超载现象。为了避免超载，采用阶梯式升温剪切的方法测试压裂液的耐温性能。具体方法是：先将样品加热至95 ℃，恒温20 min左右，然后继续升温至100 ℃，在剪切速率170 s-1条件下剪切20 min，直至温度达到130 ℃为止。温度对戊烷基Frac-H压裂液黏度影响的试验结果如图 3所示。
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| 图 3 温度对戊烷基Frac-H压裂液黏度的影响 Fig.3 The effect of temperature on the viscosity of pentane-based Frac-H fracturing fluid |
从图 3可以看出：随着温度升高，戊烷基Frac-H压裂液的黏度降低；约50 min内试验温度从95 ℃升至130 ℃，戊烷基Frac-H压裂液黏度由约600 mPa·s降至90 mPa·s左右，满足黏度大于50 mPa·s的要求。由此可见：戊烷基Frac-H压裂液的使用温度可达到130 ℃以上，具有良好的抗温性能。
2.2 抗剪切性能在温度130 ℃、剪切速率170 s-1条件下，对戊烷基Frac-H压裂液进行了抗剪切性能试验，结果如图 4所示。
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| 图 4 剪切时间对戊烷基Frac-H压裂液黏度的影响 Fig.4 The effect of shearing time on the viscosity of pentane-based Frac-H fracturing fluid |
从图 4可以看出:戊烷基Frac-H压裂液在130 ℃、170 s－1条件下连续剪切120 min后的黏度仍然大于50 mPa·s，说明该压裂液在高温下具有良好的抗剪切性能。
2.3 破胶性能在30和90 ℃条件下，进行戊烷基Frac-H压裂液破胶试验，考察破胶剂醋酸钠加量对戊烷基Frac-H压裂液破胶(破胶液黏度2 mPa·s)时间的影响，结果见表 1。
| 破胶剂加量，% | 不同温度下的破胶时间/h | |
| 30 ℃ | 90 ℃ | |
| 0 | 未破胶 | 未破胶 |
| 0.2 | 12.0 | 4.0 |
| 0.5 | 6.0 | 2.5 |
| 0.8 | 4.0 | 1.0 |
由表 1可知：戊烷基Frac-H压裂液的破胶时间随着破胶剂加量增大而缩短；破胶剂加量相同时，破胶时间随着温度升高而缩短。
在上述试验中，当戊烷基Frac-H压裂液加热至45 ℃时，很快由胶状体蒸发成一小块膏状物，这是由低碳链烷烃的物理化学性质决定的，短碳链戊烷的沸点为36.1 ℃，当加热至45 ℃时，压裂液由液体转化成易挥发性气体。因此，在高温环境下，戊烷基Frac-H压裂液可以不需要外加破胶剂就能实现自动破胶。压裂液挥发后剩余0.3%~0.5%残留物，经红外光谱进行定性分析发现：残留物为胶凝剂(烷基磷酸酯铝混合物)，这种物质遇到有机物质(如柴油、苯等)后会很快溶解，几乎没有残渣。
2.4 岩心伤害性取苏里格气田某储层的岩心和延长油田长7段岩心，进行戊烷基Frac-H压裂液对岩心的伤害率试验，结果见表 2。
| 储层类型 | 孔隙度， % | 初始渗透 率/mD | 恢复渗 透率/mD | 伤害率， % | 试验温 度/℃ |
| 苏里格气田 | 10.89 | 4.360 0 | 4.120 0 | 5.5 | 25 |
| 12.24 | 5.620 0 | 5.360 0 | 4.6 | 25 | |
| 延长油田 | 1.90 | 0.004 0 | 0.003 6 | 10.0 | 25 |
| 2.41 | 0.004 7 | 0.004 1 | 8.9 | 25 |
由表 2可知，戊烷基Frac-H压裂液对岩心渗透率为4.36~5.62 mD的苏里格气田致密储层岩心的平均伤害率为5.1%，对渗透率为0.004 0~0.004 7 mD的延长油田长7段页岩岩心的平均伤害率为9.5%。可见, 戊烷基Frac-H压裂液对页岩储层的伤害稍大于致密性储层，但显著低于水基压裂液对页岩岩心的伤害。
3 结论与建议1) 戊烷基Frac-H压裂液具有制备简单、成胶速度快的特点，能一步成胶且在180 s内黏度达到最大。
2) 以95.8%戊烷+2.0%LPEA-1+2.2%FS-1为配方制备的Frac-H压裂液，耐温能力与目前报道的低碳烃无水压裂液相比提高了40 ℃，能满足高温储层对无水压裂液的性能要求。
3) 戊烷基Frac-H压裂液的抗剪切性能好，在温度130 ℃、剪切速率170 s-1条件下连续剪切120 min后，压裂液的黏度依然大于50 mPa·s。
4) 戊烷基Frac-H压裂液可实现自动破胶，且破胶液无残渣，对岩心的伤害小；其对页岩储层的伤害稍大于致密性储层，但显著低于水基压裂液对页岩储层的伤害。
5) 建议开展戊烷基Frac-H压裂液的现场应用研究，以实现理论研究成果向现场实践的转化，从而达到解决实际压裂问题、提高压裂效果的目的。
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