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1、本科毕业论文（设计）论文题目:鄂尔多斯盆地陕北地区NNW油田长6油层组压裂液性能优化研究NNW油田位于鄂尔多斯盆地东部陕北斜坡带，在对NNW148号区域长6储层的一些特征，如孔隙特征、物性特征做了分析之后，所呈现出的结果表明该地区的储层非均质性强,地层孔隙类型庞杂,地层所表现出的相渗条件差异明显,是一种常见的低渗透储层。划分NNW长6储层流动单元，根据该地区的储层特征好坏，将该地区区域划分为不同等级的三个个单元，I类单元为较好，II类和In类为一般和较差。本文挑选了两种该地区所在应用的压裂液体系，分别为（M胶压裂液体系与CHS压裂液体系，针对划分出的三类流动单元,进行适用性分析。实验结果表明，
2、所挑选的两种压裂液体系性能均达到要求。结合岩心伤害实验，针对胭胶压裂液和CHS压裂液体系的使用进行优化，结果为胭胶压裂液体系只适用于地质条件较好的I类流动单元，而CHS型压裂液同时满足三类流动单元岩心伤害要求。关键词:低渗透；流动单元；压裂液；性能优选；论文类型：应用研究AbstractNanniwanoilfieldislocatedintheeasternordosbasininnorthernshaanxislopezone,intheNanniwan185area6longreservoirsomecharacteristics,suchasporecharacteristics,ph
3、ysicalcharacteristicsaftertheanalysis,showsthattheresultsofthereservoirhomogeneitystrong,formationporetypecomplex,theformationofpermeabilityconditionsshowobviousdifference,isacommonlowpermeabilityreservoir.DivisionofNanniwanlong6reservoirflowunits,accordingtothereservoircharacteristicsofthearea,ther
4、egionisdividedintothreeunitsofdifferentgrades,ClassIunitisgood,classandclassaregeneralandpoor.Inthispaper,twofracturingfluidsystemsusedinthisregionwereselected,namelyguanidinefracturingfluidsystemandCHSfracturingfluidsystem.Suitabilityanalysisexperimentforthethreedividedflowunits.Theexperimentalresu
5、ltsshowthattheperformanceofthetwoselectedfracturingfluidsystemsmeettherequirements.Combinedwiththecoredamageexperiment,theuseofguanidinefracturingfluidandCHSfracturingfluidsystemisoptimized,andtheresultsshowthattheguanidinefracturingfluidsystemisonlysuitableforclassIflowunitswithgoodgeologicalcondit
6、ions,whiletheCHSfracturingfluidmeetstherequirementsofthreemorflowunits.KeyVVords:1.owpermeability;Flowunit;Fracturingfluid(foroilwell);Performanceoptimization摘要IAbstractII目录III1绪论11.1 研究意义11.2 国内外发展现状11.3 研究内容11.4 主要认识22鄂尔多斯盆地陕北地区NNW油田储层特征32. 1区域地质特征33. 2储层孔隙特征44. 3储层物性特征45. 4地层温度及流体性质66. 5小结73NNW油田
7、1.148地区长6储层流动单元评价83.1 储层流动单元的评价划分83. 2分类储层流动单元特征分析103.3小结114压裂液适用性分析及优选124. 1实验准备121 .1.1实验药品及仪器124 .1.2选用压裂液体系配方124. 2现场压裂液基液评价134. 2.1胭胶浓度与CHS增稠剂优选134. 2.2交联剂浓度与激活剂BK优选154. 2.3基液优选结果174. 3压裂液整体性能评价174. 3.1抗温、抗剪切性能评价174. 3.2滤失性能评价184. 3.3静态悬砂、携砂性能评价194. 3.4破胶性能评价205. 3.5助排性能评价214. 3.6配伍性评价224. 4岩心伤
8、害性评价234. 5小结26结论27参考文献28致谢291绪论1.1 研究意义中国石油和天然气储量开发的关键和重要步骤之一是使用水力压裂技术。为了加强油气通道，压裂作业有双重目的：一方面，压裂作业会产生具有一定几何形态的高传导性裂缝；另一方面，一旦压裂液进入地层，可能会导致部分储层性质遭到破坏。因此，压裂液的其中一项关键研究领域，就是如何降低对储层伤害，同时不能影响到形成必要的裂缝和压裂液的携砂水平。1.2 国内外发展现状压裂技术是油气开采中的重要增产方法，而压裂液作为其中的核心组成部分,如何设计出一种优质，对地层的伤害又小，还要考虑成本的压裂液体系，是对压裂技术发展的重中之重。油基压裂液最早
9、被用于压裂技术中来，但其悬砂能力较差，且难以泵入细管道。后来发展出羟丙基脏胶等更具温度稳定性和高粘度的压裂液，以减少对油层的伤害。在80年代，水基压裂液开始采用延迟交联反应的方法进行控制，实现更好的效果。而在90年代，压裂液发展的重点转向了“清洁”无伤害的表面活性剂胶束压裂液，为油气开采提供更为优质的解决方案*十九世纪中，美国作为当时世界上科技水平最先进的国家之一，进行了人类最早的水力压裂，呈现出十分可观的增产效果，从此以后，水力压裂技术逐渐被世界各国重视起来。常规压裂液羟丙基脏胶压裂液自六十年代投入市场以来，在压裂施工中应用很成功，但随着油田开发进程在低渗透开发的过程中，也逐渐暴漏出来其不足
10、性。自从道威尔公司研制的VES压裂液于2000年左右被我国引入，并第一次成功用于四川气田后，VES压裂液的使用在我国掀起了一波热浪。在20002007期间,采用了VES压裂液的国内大部分油田如大庆、青海、新疆、等油田的一百多口油气井,其产能均得到了显著的提升四。到2010年为止，VES压裂液已经成功应用于海外油田超过4000井次。通过控制变量试验，发现采用该方法生产的压裂液，其增产效果较常规水基压裂液提高了约27%,但是缺点也展露了出来，就是其高昂的成本。1.3 研究内容(1)分析NNW油田1.148区块长6储层岩石类型、孔隙类型、孔隙结构及物性等储层基本特征.(2)根据NNW储层评价所得出的
11、储层特征的差异将该地区地层划分为不同等级流动单元。(3)挑选了两种该地区所在应用的压裂液体系，分别为胭胶压裂液体系与CHS压裂液体系，针对划分出的不同流动单元，进行适用性分析实验。(4)结合实验结果，优化传统服胶压裂液体系和CHS清洁型压裂液体系在NNW长6储层不同的流动单元的使用。1.4 主要认识(1)鄂尔多斯盆地长6储层非均质性强，地层孔隙类型庞杂，地层所表现出的相渗条件差异明显，是一种常见的低渗透储层。(2)根据NNW油田储层特征的差异将其划分为不同等级的三个个单元，I类单元为较好，11类和In类为一般和较差。(3)结合适用性分析实验结果与水基压裂液评价标准，两种压裂液体系滤失性，悬砂型
12、等性能全部符合规定的行业评价标准。(4)胭胶压裂液体系只适用于地质条件较好的I类流动单元，而CHS型压裂液同时满足三类流动单元岩心伤害要求。2.1 区域地质特征图1.1鄂尔多斯盆的地构造特征与NNW油田研究区地理位置鄂尔多斯盆地是典型的准克拉通盆地，即油气资源含量非常丰富，陕北地区属于鄂尔多斯盆地6个一级构造单元中的伊陕斜坡，处于其东部地区（图1.1）。自晚三叠世以来，鄂尔多斯盆地的主要地质活动构造为内陆差异沉降，而到了晚三叠世末期，地质活动构造发展变缓，盆地产生沉降趋势，形成了现如今鄂尔多斯盆地一带丰富的油气资源旺盛储层。上三叠统延长组为河流湖泊相沉积，发育一套中厚层的中细砂岩、粉砂岩和深灰
13、色、灰黑色泥页岩几从岩电特征的不同和储层原油储量的水平，将其分类成延长组1段到10段等十个不同的油层，长6层段沉积作用处于盆地地质构造活动旺盛时段，构造出有机质含量充裕的泥页岩地层，是延长组也是鄂尔多斯盆地区域主要的原油储层段。2.2 储层孔隙特征分析岩心观测、薄片显微观测以及阴极发光、SEM等镜下显微观测，N9井区长6储层主要发育原生粒间孔、次生孔隙、微裂缝等储集空间，面孔率为（0.56.5）%之间（平均3.6%）o（1）原生孔隙在N9井区长6储层中，原生粒间空隙占总孔隙体积约60%70%。多为残余（剩余）粒间孔（图2.2a）。（2）次生孔隙粒间、粒内、胶结物或杂基溶蚀孔隙，其和裂隙孔、晶间
14、孔均属于次生孔隙（图2.2b）O（3）裂隙地层裂缝在油气层开发中扮演着重要的角色，它是油气资源在地下的活动空间，既能储存油气资源，也能运输油气资源，他的分布也就是油气资源储层的分布，而且在渗透率等条件的影响下，还可以控制油气资源在地层中的流动方向。（图2.2C）O图2.2N9井区裂隙2.3 储层物性特征取1.9井区长6油层10组岩石柱塞样本，分别观测其孔隙度，渗透率，排驱压力等8项物性参数，测量结果最终制成表2.1：井号层位孔隙度(%)渗透率(103m2)排驱压力(MPa)分选系数歪度最大孔喉半径(m)平均半径(m)最大进汞饱和度()退泵效率(%)N149长618.10.290.81.380.
15、840.9190.2199.672537N149长629.40.340.81.811.20.9190.2196.5435.7N154长618.70.700.32.01.02.450.798.0533.28N154长628.00.261.51.781.820.490.1391.7626.83N159长69.50.371.01.250.450.7350.1599.7414.85N159长628.80.471.01.680.450.7350.1599.4129.6N160长68.70.230.51.50.81.470.3599.6512.39N164长69.40.380.51.51.361.470.
16、3399.7917.8N164长6?9.81.430.152.561.194.91.4899.7619.01N166长69.90.250.81.320.640.9190.299.1420.59根据测得孔隙参数结果绘制成如下参数统计图(图2.3、图2.4、图2.5、图2.6)：排驱压力(MPa)分选系数歪度最大孔喉半径(m)由以上孔隙参数统计图可以看出，孔隙度为8.0%9.9%;渗透率除了N164井中一个样品为1.43xl()-3m2,乘I下样品都在1.43x1以下，主要分布于(0.23-0.70)10-3m2表现为低孔特低渗透的致密储层特征，分选系数(SP)为(1.22.5),排驱压力(PC)
17、为(0.158.0)MPa,中值压力(P50)为(1.7223.47)MPa,中值半径(R50)为(0.03-0.43)m,最大孔喉半径(Rd)为(0.092-4.9)m,退汞效率为12.39%35.7%;进汞饱和度为89.51%99.74%;孔喉歪度为0.457.82。2.4 地层温度及流体性质(1)地层温度NNW研究区域地层温度梯度大概为3C100m,储层地温梯度属于正常梯度,长6段地温约为64C。(2)测得原油性质与地层水性质参数如下表：表28NNW地区长6原油性质参数表分类长6地面原油比重地面原油粘度地下原油粘度原油体积系数原油凝固点原始气油比饱和压力0.8528-0.8685gcm3
18、6.84(mPa.s)1.21(mPa.s)1.31317.5106(m3/t)11.72MPa由表2.8可以看出，NNW油田长6储层的原油，所表现出的流体性质有：原油粘度低，原油饱和压力高，原油原始汽油比高。地面原油所表现出的流体性质优秀，如比重低，约为0.8598gcm3,粘度低，约为6.79mPas,凝固点低，只有17C左右，地下原油原始汽油比112m3t,原油粘度1.19mPas地层水主要是原生地层水，为CaQ2型水，PH值6.25,总矿化度35.5675g1.,以上性质反映出该地区油气储存条件良好。2.5 小结鄂尔多斯盆地NNW油田长6段储层中，原生粒间孔、次生孔隙、微裂缝是主要发育
19、孔隙。其孔隙度为&0%-9.9%；渗透率除了N164井中一个样品为1.4310-3m2,剩下样品都在1.43X10-3Um2以下,主要分布于(0.230.70)X10-3m2,表现为低孔特低渗透的致密储层特征，分选系数(SP)为(1.22.5),排驱压力(Pc)为(0.158.0)MPa,中值压力(P50)为(1.7223.47)MPa,中值半径(R50)为(0.03-0.43)m,最大孔喉半径(Rd)为(0.092-4.9)m,退汞效率为12.39%35.7%;进汞饱和度为89.51%99.74%;孔喉歪度为0.45-1.82oNNW油田长6储层的原油，所表现出的流体性质有：原油粘度低,原油
20、饱和压力高，原油原始汽油比高。3NNW油田1.148地区长6储层流动单元评价3.1 储层流动单元的评价划分流动单元的主要作用就是揭示地下水贮层孔隙构造的性质及其分布,主要是针对所涉及的地质特点选择一定的参数,对砂体采用数理计算技术来进行地质体的划分,将拥有相同孔隙构造和线性渗流特征的地质体划分成同一个单位,这样就能够针对不同孔隙构造和不同线性渗流特征的贮层,进行不同的入井流体研究U文研究孔隙度、渗透率、等储层特征，就是为接下来划分流动单元做准备，划分流动单元时，要结合储层的地质特征，选择合适，准确的参数，要明确划分储层的目的，本篇我们的目的就是为了在接下来根据不同等级的流动单元来评价研究区不同
21、压裂液体系的性能和岩心伤害。所选择的参数是否具有重要的理论意义和现实意义，要看其能否反映宏观和微观，以及储层的沉积作用和成岩作用，还有原油流体特征等多种特性。在对储层流动单元进行综合评价时，首先要确定的是孔隙的几何特征，将孔隙与矿物的地质特征、孔喉特征等有机地联系在一起，从而体现出储层的渗流特征，并与孔隙结构特征相结合，从而实现对具有不同储层渗透性的储层流动单元的有效划分U1.综合考虑，本项目拟选择NNW1.l48地区8套不同类型的储集层为研究对象，主要评价参数包括：孔隙度，渗透率等8项指标（表3.1）,对8套不同类型的储集层进行研究。表3.1NNW1.148区块长6储层流动单元评价标准特征性
22、参数储层流动单元评价标准权值I类11类In类流动层带指标0.8320.6730.5221.9孔隙度（%）11.18.36.51.2渗透率（10m2）1.20.80.31.6储能参数（m）0.2720.1470.051.3排驱压力（MPa）1.071.863.541.7中值压力（MPa）3.967.2311.491.3中值半径（m）0.240.190.041.3最大进汞饱和度（）86.971.444.51.6最终以表3.1储层流动单元评价标准为依据，结合该区域储层特征分析，聚类分析，渗流能力和储集能力分析，将NNW长6段分成一般和较差三类流动单元（表3.2）O表3.2NNW里148区块长6各层段
23、储层流动单元评价层点统计对比表层位层点/个I类百分比/%11类In类层点/个层点/个百分比/%层点/个百分比/%长6J1413.331312.38109.5237长6,1918.11918.11514.2953长632827.181413.5965.8348长62,1514.7165.88109.831长女1414.4355.1577.2226长6231315.1266.98OO19合计10348.136329.444822.43214层点评价统计表卓图3.1NNW里148区块长8各层段储层流动单元评价层点统计对比图由图3.1层点统计对比图可以看出：一类流动单元占全部流动单元的48%左右，其次
24、是第二类流动单元，占比约为30%,占比最少的是第三类流动单元，大约为22%。3.2 分类储层流动单元特征分析(1) I类：具备较高的生产水准，为该研究区内优质储层。主要由中孔高渗粗喉型储集岩构成，渗透率大于1.lxlO-3m2,孔隙度大于11.3%,流动层带指数在0.832左右，含油饱和度大于58.5%,岩性一般为中粗砂岩，其颗粒的分选性较好，主要孔隙类型为粒间孔。(2) II类：具备良好产油能力，为该研究区内较好的储层。主要由低孔、低渗型、细喉型的储集岩构成,储层流带指数在0.673左右,平均孔隙度在9.1%左右，渗透率在0.79xl0-3m2左右，岩性类型大部分为中细砂，储层厚度适中，孔隙
25、结构大部分为粒间孔洛孔。(3) In类：主要由低孔-特低渗的细喉型储集岩组成，孔隙度在6.4%左右，渗透率在0.39xl0-3m2左右，流体层段指数约0.522,以溶孔.微孔为主，具有较高的孔渗能力，储层砂体薄层，具有较高的非均质性，具有很好的开发前景。3.3 小结以储层流动单元评价标准为依据，结合该区域储层特征分析，聚类分析，渗流能力和储集能力分析，将NNW长6段分成一般和较差三类流动单元。I类和11类地层条件表现良好，HI类地质条件较差，但有很好的开发前景。4压裂液适用性分析及优选选取压裂液时要先评价其性能，包括热稳定性、黏度、配伍性和滤失性。能够在水力压裂现场施工中得到应用压裂液，其性能
26、一定要符合标准，同时不可忽略的一点是其成本。目前主要流行于国内各个油田所使用的压裂液种类主要有羟丙基田菁压裂液、羟丙基胭胶压裂液、普通田菁压裂液、和CHS-VES清洁压裂液】。本章选取了NNW油田现场主要使用羟丙基胭胶压裂液与CHS-VES清洁压裂液进行性能评价，并针对划分出的不同流动单元，进行岩心伤害实验。4.1 实验准备4.1.1 实验药品及仪器以下表4.1、表4.2为压裂液适用性分析实验中所运用到的一些实验药品和实验仪器：表4.1药品统计列表名称类型生产厂家KCl分析纯西安化学试剂厂Na2CO3分析纯西安化学试剂厂NaCl化学纯西安化学试剂厂硼酸分析纯湖南试剂厂NH4Cl分析纯西安化学试
27、剂厂过硫酸铉分析纯西安化学试剂厂胭胶工业品长庆油田提供CHS-VES(主剂)工业品长庆油田提供BK（助剂）工业品长庆油田提供各类添加剂工业品长庆油田提供表4.2主要仪器统计列表名称型号生产厂家Brookfield粘度计HAAKE-12美国电子天平TP-520H湘仪天平仪器设备有限公司1.DF型离心机1.DF张家港市久盛机械有限公司电热恒温水浴锅GW300青岛同春石油仪器有限公司润湿表界面张力仪KlOO德国4.1.2选用压裂液体系配方(1)CHS-VES压裂液体系：4%CHS+O.8%BK+1%KC1+6%HC1+O.4%稳定剂。(2)服胶压裂液体系：0.40.5%CJ2-6+0.4%J1.13
28、+0.4%APS+CK-5D(助排剂）+0.5%粘稳剂+0.1%杀菌剂，交联剂：0.4%J1.-13+1.0%APS,交比：100:0.3。根据以上压裂液配方可以看出，CHS-VES相对于IM胶体系的压裂液，所含有的添加剂少，因此，在现场时跟容易配制，方便施工。4.2现场压裂液基液评价4.2.1胭胶浓度与CHS增稠剂优选（1）胭胶增稠剂加量对基液粘度的影响利用Brookfield粘度计测定了增稠剂羟丙基服胶CJ2-6浓度为1%、1.5%、2%、2.5%、3%、3.5%、4%、4.5%、5%时的压裂液基液粘度，实验结果如图3-1所示。图4.1增稠剂（服胶）浓度对基液粘度的影响通过图4.1可以看出
29、，当基液粘度在30mPas以下，压裂液胭胶浓度在0.4%以下时，无法达到交联条件形成冻胶。而当羟丙基胭胶CJ26浓度处于0.4%及以上时，其粘度满足成胶条件，可以交联形成冻胶体。将现场施工参数作为参考，交联剂J1.-13浓度为0.4%,温度为70,变化胭胶CJ2-6浓度为0.2%、0.25%、0.3%、0.35%、0.4%、0.45%、0.5%、0.55%、0.6%,利用Brookfield粘度计测得不同条件的粘度值，得到胭胶CJ2-6浓度对粘度影响曲线（图4.2）。图4.2胭胶浓度对压裂液粘度的影响通过图4.2可以看出，当胭胶浓度小于0.45%左右时，胭胶压裂液粘度随增稠剂浓度的提高而快速上
30、升，当浓度大于0.45%之后，粘度随增稠剂浓度的提高的变化减缓，结合图4.1,说明胭胶增稠剂的最优浓度为0.4%。评价结果与NNW油田现场在用的浓度相切合。（2）CHS增稠剂加量对基液粘度的影响参考现场使用压裂液参数，清洁压裂液助剂BK浓度为0.8%,加入1%KCI试剂。室温为70,使CHS-VES增稠剂浓度依次为1%、1.5%、2%、2.5%、3%、3.5%、4%、4.5%o同样利用Brookfield粘度计测出其相对应的粘度值，得到CHS浓度对粘度影响曲线（图4.3）。图4.3CHS增稠剂浓度对压裂液粘度的影响通过图4.3可以看出，在CHS浓度小于到3%时，CHS-VES压裂液随增稠剂浓度
31、的提高，其粘度快速上升。而当浓度到大于3%时，粘度随增稠剂的提高的变化变得缓慢。说明CHS-VES增稠剂的最优浓度为3%。目前，NNW油田现场使用的CHS增稠剂浓度达到了4%左右，因此，可以适当降低其用量。4.2.2 交联剂浓度与激活剂BK优选固定胭胶CJ2-6浓度为0.4%,通过恒温水浴控制温度为温度70的情况下，变化交联剂J1.-13浓度为0.1%、0.2%、0.3%0.4%、0.5%、0.6%、0.7%,得到交联剂J1.-13浓度对粘度影响曲线，图4.4。图4.4交联剂浓度对胭胶压裂液粘度的影响通过图4.4可以看出，最终分析出交联剂J1.-13最优浓度为0.4%。从而确定胭胶压裂液基本配
32、方为0.4%CJ26+0.4%J1.-13o增稠剂CSH-VES浓度为3%,温度70,加入1%KC1.试剂。使激活剂BK浓度为0.5%、0.6%、0.7%、0.8%、0.9%、1%、1.1%、1.2%得到激活剂BK浓度对粘度影响曲线（图4.5）。图4.5BK助剂浓度对压裂液粘度的影响通过图4.5可以看出，随着助剂BK浓度的变化，压裂液粘度曲线呈现先上升后下降趋势，浓度0.8%为助剂BK的最佳浓度，与现场使用基本配方的助剂鄂尔多斯盆地陕北地区南泥湾油田长6油层组压裂液性能优化研究添加量一致。结果与NNW油田现场在用的助剂添加量切合。CHS-VES压裂液中，决定其粘度的重要体系是低浓度盐水，原因是
33、他可以有效的提高压裂液的抗温性，并且明显改良黏土矿物膨胀性。目前，海内外都认为NH4CI体系可以优秀地稳定粘弹性表面活性剂溶液，因此本次实验将选用NNW油田现场在用的KCl体系与NH4C1体系来进行对照试验，在上文已经优选出的添加剂剂量的基础上，参数保持不变，使其浓度逐渐上升，因为盐水体系还于抗温性有关，所以也要将其温度逐渐增加从25C到85C,得出不同盐水体系浓度的下清洁型压裂液粘度变化曲线。-l%NH4Cl-2%NH4C1-X-3%llICI4%NH4C1温度（C）图4.6NH4C1浓度对压裂液粘度的影响图4.7KCl浓度对压裂液粘度的影响由以上图4.6和图4.7两组试验可知，NH4。盐水
34、体系的加入，与原位配方中的KeI盐水体系相比，能够使CHS-VES压裂液的耐温性得到改善，NH4Cl的最佳加入量为2%,比KCl更适用于原位在用的CHS-VES体系，这与之前的研究结果相吻合。综合考虑，氯化钾系统的最佳掺入量应在1%左右，这与实际生产相符。4.2.3 基液优选结果通过对上述试验结果的分析，按SYrT51071995水基压裂液评价标准进行了分析，确定了该压裂液系基液在实际应用中达到了工业规范要求。该试验是在现有试验公式的基础上，进行了其他试验。通过对CHS-VES压裂液系统中，从基液的耐温性方面考虑，采用2%NHCl盐溶液可以改善CHS压裂液的耐温性，根据实验室试验结果，确定了C
35、HS增稠剂的最佳用量为3%。在不同类型的压裂液体系中，不同类型的压裂液试验结果均与实际生产情况相符。4.3压裂液整体性能评价4.3.1 抗温、抗剪切性能评价NNW现场在用的压裂液配方为0.4%CJ2-6+0.4%J1.-13与3%CHS+0.8%BK+2%NH4Cl,利用BrOokfield粘度计测试压裂液抗温能力。控制升温速度为2C+0.20Cmin,因为NNW地区长6储层地层温度约为64,所以抗温测试实验将从20C开始试验，在84C停止。剪切性评价实验，保持剪切速度在170S”,压裂液保持在70C下受到连续剪切，以表观粘度降为50mpas时对应的温度表征为该压裂液的抗温性能；作出粘度-温度
36、以及粘度-时间曲线。580520460W400三340但280援22016010040-O-CHS-VEST-胭胶202530354045505560657075808590温度（C）图4.8温度对压裂液粘度的影响由图4.8粘度-温度曲线看出，CHS-VES粘度曲线处于胭胶体系粘度曲线以下，两种压裂液粘度随着温度的升高，先增后减，温度达到70C时粘度都超过了200mpas,说明都有较好的抗温性能；剪切时间(min)T-胭胶-O-CHS-VES图4.9剪切时间对压裂液粘度的影响做了粘度时间曲线，从曲线中我们可以看到，两套压裂液被连续剪切了120min,但是它的粘度一直都在200mpas以上,因此
37、它具有较好的抗剪切性能,能够满足现场要求。两种材料中，CHSVES的抗剪性能最好。4.3.2 滤失性能评价采用高温高压过滤装置，对最佳滤失性能进行了实验室测试，并对70C滤失性能进行了测试，采用研究区6号岩芯，3.5MPa测试压力。滤失性能评价参数主要有两种即滤失系数和滤失量，滤失系数越低，表明压裂过程中的滤失量越低，在同样的排量下，能够压出更大的裂缝面积，还能将其伤害控制在最低。实验步骤：将20Om1.配制好的压裂液取装入杯中，然后放置一片圆形滤饼于瓶口上，将滤筒对准于瓶子。给滤筒通过打起施加压力至0.7MPaO.35MPa,打开进气阀，转动放松半圈阀杆螺纹。将量筒放置于下收集滤液，记录Im
38、in、4min一直到30min36min时的滤失量。mC3=0.0053A计算公式为：VCC2/yfthQSP=Z式中：机一滤失曲线斜率，m1./min%；Cs滤饼滤失系数，mmin*;力一滤失曲线与坐标系Y轴截距，c11Qsp一初滤失量，m3m2;t滤失时间，min；A滤失面积，cm?；Vc滤失速度，m/min。测试结果(1)CHS-VES压裂液CHS-VES:3%CHS+0.8%BK+2%NH4CI型滤失性测定。结果见下表:表4.33%CHS压裂液滤失性测试试验温度C试验时间min滤失曲线斜率mlmin05滤失面积cm2截距cm3初滤失量104m3m2滤失速度104mmin滤失系数104m
39、min0570302.2923.41.530.791.096.11由表4.3可以看出，当温度为70时，实验时长30min,3%的VES压裂液冻胶滤失系数为6.11xl04mmin5,滤失速度为1.09x10/min,初滤失量0.79W3m3m2o(1)脏胶压裂液0.4%CJ2-6+0.4%J1.13型的滤失性能测试。结果见下表：4.40.4%CJ2-6+0.4%J1.13的滤失性测试试验温度C试验时间min滤失曲线斜率mlmin05滤失面积cm?截距Cm3初滤失量10,4m3m2滤失速度104mmin滤失系数104mmin0570302.7022.96.632.911.125.88由表4.4可
40、以看出，当温度为70时，实验时长30min,0.4%胭胶压裂液冻胶的滤失系数为5.88xl04mmin5,滤失速度为1.12xl()-4mmin,初滤失量2.91103m2o实验结果得出，与呱胶压裂液与CHS-VES压裂液滤失系数及速度均相似,都具有良好的降滤效果。其中一点值得注意，就是CHS-VES清洁型压裂液不含有高聚物，从而不会产出滤饼，其降滤失主要依靠其立构网络结构31.另外，国内外研究表明，增加表面活性剂用量，可以有效地提高冻胶强度，减小其渗透系数，并可根据实际情况调整。4.3.3 静态悬砂、携砂性能评价通过静态悬砂实验评价胭胶压裂液(0.4%CJ2-6+0.4%J1.-13)-CH
41、S-VES(3%CHS+O.8%BK+2%NH4C1)携砂性能。由于压裂砂沉降速度过快，会导致裂缝走向不均匀，形成上宽下窄的局面，对压裂施工效率产生影响，压裂砂在压裂液中沉降速度越慢，越有利于悬砂1。取五只容量为20m1.的量筒,将两种压裂液分别加入,分别加入压裂砂0.50g、1.00g、1.50g、2.0Og和2.50g,记录沉降时间，得到沉降速度，待其完全沉降后，当剪切速度为170SJ时，测量出压裂液的携砂粘度，如表4.5示。表4.5胭胶压裂液静态悬砂、携砂性能实验数据液柱长度(m)沙量(g)沉降时间(min)沉降速度(10-5ms)携砂粘度(mpas)0.1340.5743.02710.
42、14511261.92890.1421.5842.82780.1522813.13560.1342.51161.93102三4.6CHS-VEJ；压裂液静态悬砂、携砂性能实验数据液柱长度沙量沉降时间沉降速度携砂粘度(m)(g)(min)(10-5ms)(mpas)0.1380.5982.35760.14411062.26710.1451.5922.63700.1362952.38730.1412.51132.0865由表4.5、图4.6可以看出，压裂时悬砂沉降速度如果偏快会影响压裂裂缝方向，可能会形成上宽下窄的裂缝，影响水力压裂施工。胶压裂液砂沉降速度处于1.92xl0-53.13xl0-5m
43、s,平均砂沉降速度为2.372xl(y5msCHS-VES清洁型压裂液砂沉降速度处于2.08xl052.63xl05ms之间，平均砂沉降速度为2.34105mSo结果表明，胭胶压裂液对压裂砂岩的平均沉降率稍高于CHS-VES系统，表明CHS-VES系统对压裂砂岩的运移能力优于CHS-VES系统；常规支撑剂运移对压裂液体的粘度要求为50-70mpa.s(170S,),而目前实际生产中所用的液体粘度都大于50mpa$都能满足携砂条件。4.3.4 破胶性能评价破胶性能的好坏会直接决定其返排特性的优劣，而返排差又会影响压裂产生裂缝的导流能力，降低油层渗透率。因此压裂液破胶性能可以体现压裂增产效果。压裂
44、液实验步骤如下：(1)将不同剂量的过硫酸镂APS加入配方为(0.4%CJ26+0.4%J1.-13)压裂液中作为原料，倒入密封性好的的圆锥形瓶中，置于70C恒温的恒温溶液中；将长6储层原油与配方为3%CHS+O.8%BK+2%NH4C1压裂液混合，倒入密封性好的的圆锥形瓶中，置于70恒温下的恒温溶液中；(2)在不同时刻于该瓶中取出一定量的破胶液，粘度采用BrOOkfieki粘度计测量，当压裂液粘度趋于稳定或是当压裂液粘度低于3mpas时，实验结束，结果如表4.7、表4.8。表4.7胭胶70下破胶实验结果破胶时间(min)破胶液粘度(mPas)APS浓度0.2%APS浓度0.4%APS浓度0.6%4064.643.1306056.625.815.78028.810.96.21007.83.82.71204.62.11.9表4.8CHS-VES70C卜.破胶试验实验结果原油比例破胶时间（三）粘度(mPas)描述1.0%132.325min后已无携砂性能。0.5%162.140min后仍然有稠度，但明显不能携砂0.1%242.111小时后，不具有携砂性。由表4.7可以看出，当温度小于70时，AP
