作者：雷群等
出版社：石油工业出版社
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小分子瓜尔胶压裂液技术试读：
前言
伴随着越来越多的低渗透油气藏的发现，开发先进、成熟、适应、配套的储层改造技术至关重要。由于低渗透油气藏储层的特殊性，其渗流特征与中、高渗透性储层的渗流特征明显不同，低渗透多孔介质中的流体渗流存在着启动压力，渗流阻力大，且呈非线性流动特征，再加上低渗透储层非均质性强，存在应力敏感性等难点，导致单井产量低，稳产难度大，驱替效率低，从而大大地增加了低渗透油气藏的开采难度。
水力压裂已成为低渗透油气藏的最主要增产技术手段,而压裂液是压裂成功的关键因素之一，其性能的好坏直接影响压裂技术的施工质量和效果，因此压裂液应具备良好的携砂性能、较小的摩阻，较低的滤失系数，良好的配伍性，在完成施工后能迅速破胶，并且压裂液返排后在地层残留物质少，现场易操作，成本低廉。实验研究表明，低渗透储层的开发对于压裂液要求更高，压裂液破胶不彻底及破胶液中的黏滞阻力和大分子物质是造成低渗透储层伤害的主要因素之一，它严重地影响了水力压裂的效果。因此，低渗透油藏压裂改造需要针对储层特点，开展与储层相适应的压裂工艺配套技术研究，主要包括储层特征分析、压裂工艺参数优化、支撑剂性能评价、储层伤害机理及低伤害压裂液体系开发等。
众所周知，水基压裂液通常包含主剂和添加剂，目前国内外主剂主要是由瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶、羧甲基羟丙基瓜尔胶等，添加剂有交联剂、破胶剂、黏土稳定剂和表面活性剂等。本书针对长庆西峰油田低渗透储层特征，在调研了国内外低渗透储层压裂工艺和液体技术的发展现状和新进展的基础上，通过几年的室内研究和现场实践，成5功研发了小分子瓜尔胶CJ2—3，其相对分子质量为3.86×10～5.93×56610(常规瓜尔胶相对分子质量一般在2.0×10～4.0×10),并形成了小分子瓜尔胶压裂液体系，该体系以分子缔合的形式形成网络结构，具有良好的黏弹特性和造缝携砂能力，与地层水配伍性良好。该体系在现场进行了工艺配套试验推广，形成了西峰油田压裂工艺配套技术，通过应用取得了较好的改造效果，达到了最大限度提高单井产量、油藏开发水平及经济效益的目的。本研究同时研发了相配套的压裂液可回收试验装置，利用返排的压裂液进行重复应用，在现场可以减少配液用水，并且也能降低对压裂液残液的处理费用，达到节能减排的目的，在减少污染保护环境方面也起到一定的作用。另研发了与低浓度压裂液体系相配套的高效生物酶破胶剂GLZ-1，其pH值适用范围在6～9、温度适用范围40～90℃，且与压裂液其他添加剂配伍性好，具有破胶降解作用，持续时间长，破胶液更彻底，破胶液相对分子质量小，残渣含量更低的特点。同时可使稠化剂浓度下降幅度达到25%～35%，该压裂液体系具有较好的流变特性，易破胶，安全、环保、低成本和低伤害等优点；保证了体系的性能及现场压裂施工的效果，推动了压裂技术进步。3
小分子压裂液现场应用百余口井，单井平均试油产量为27.6m/3d，生物酶破胶剂现场应用50口井次，平均产量22.1m/d，取得了较好的改造效果，为西峰油田的有效开发做出了显著贡献。笔 者2010年11月1 概 述
压裂技术从1947年开始迄今已有60多年的历史，就技术而言，已成为一项成熟的、有效的工程技术，作为公认的有效改造储层的措施之一，已经越来越受到人们的重视，并已在世界范围内得到广泛的应用。
近年来，低渗透油气藏在勘探开发中所占比例越来越高，储量和产量均已达到30%以上并呈逐年上升态势，而新增油气产能中，低渗透已达到60%以上，因此，低渗透油气藏开发已经举足轻重。而低渗透油气藏最大的一个特点是，自然产能偏低，不经过改造基本无产能。以压裂酸化为重点的增产改造工艺技术在低渗透油田开发中发挥了重要作用，并相继形成了开发压裂技术、分层改造技术、重复压裂技术、水平井分段压裂酸化技术等，低渗透油藏压裂改造在油田的开发生产过程中已发挥了重要的增产、稳产作用，使许多原本不具备经济开发价值的油藏获得了有效开发。但随着勘探与开发进程的深入，压裂改造面临的对象越来越复杂，渗透性越来越差，多薄层越来越普遍的低渗透油藏所占的比例也越来越大，因此须不断发展新的储层改造技术。1.1 整体优化压裂技术
整体压裂技术的概念是在以油藏为单元，在井网确定的条件下，优化水力压裂裂缝长度与井网井距之间的匹配关系，对油藏进行整体改造的工艺技术。
该技术的指导思想得益于国外的单井压裂经济优化的概念，但整体优化压裂技术观念的形成则是我国在20世纪80年代末和90年代初首先提出的，其研究的总体目标是使整个油气田获得最佳的开发效果；研究的思路是把整个油气藏作为一个研究单元，并对油气藏的各参数进行全面研究。在此基础上，考虑在既定井网条件下，不同的裂缝长度和导流能力下的产量、扫油效率等动态指标的变化，从中优选出最佳的裂缝尺寸和导流能力，并进行现场实施与评估研究，以不断完善整体优化压裂方案。研究的手段包括：实验室试验、裂缝模拟、油气藏数值模拟、试井分析、现场测试、质量控制和现场实施与监测等。
在具体的研究目标上，以油藏整体为研究对象，采用多组参数覆盖油藏；利用各种单项技术，以油藏整体的最终采收率及经济净收益为目标函数，对水力裂缝进行优化，从而形成整体优化压裂方案，通过各种检测手段及现场监督，使优化的方案转变成优化的施工。1.2 开发压裂技术
开发压裂技术的概念是考虑油藏开发前，将开发的井网类型、地应力方位与水力压裂人工裂缝进行系统优化设计，以确定其满足不同开发井网条件下需要的缝长和导流能力的工艺技术。开发压裂技术是在低渗油藏整体压裂技术基础上的进一步发展与完善，是压裂工艺与油藏工程的进一步紧密结合，使水力压裂先期介入油田开发的过程中，使压裂技术真正具有了开发的内涵。它以水力压裂的油藏工程研究、压裂力学研究与压裂液系统优化设计研究等三项主体技术为主，进行井网与压裂裂缝匹配优化，达到“稀井高产”的目的。
开发压裂技术的思路与整体优化压裂技术思路相接近，其主要区别是在部署开发井网前，就考虑到就地应力方位和水力裂缝长度与井网密度之间的匹配关系，并最大限度发挥水力长缝的潜力，从而实现较稀井网有效开采的目标。因此，开发压裂技术的关键一点就是开发前储层地应力场的研究。
近年来，开发压裂最为成功的例子就是长庆靖安油田ZJ60开发2实验区，该实验区面积6.5km，共有54口井，压裂42口生产井，施工成功率97%，有效成功率100%，一次采油期单井产量为9.7～6.2t/d，半年后一次采油期单井产量与邻区压裂井相比增加1.3t/d。
其技术特点主要体现在以下3个方面：
(1)在水力压裂的油藏工程研究方面，从技术与试验的结合上提出了用水力压裂造长缝与矩形井网线状注水形成系统优化组合，可有效的开发特低渗油藏，达到提高单井产量、采油速度、采收率与最大净现值的目的。
(2)在压裂力学研究方面，用岩石力学方法与现场测试方法确定油藏区块地应力的大小、方向，为矩形注采井网方向提供了基本依据。
(3)在压裂液优化设计方面，提出了将压裂液研究从压裂液化学扩展到建立压裂液系统的优化设计概念，达到了减少稠化剂浓度，减少残渣与残胶伤害，以及降低压裂液的成本，提高压裂液效率的目的。“开发压裂”方法及其技术由7方面构成：(1)油藏工程研究；(2)地质建模；(3)水力裂缝模拟条件研究；(4)水力裂缝建模；(5)开发井网与水力裂缝系统经济优化组合研究；(6)产量、采油速度、采出程度经济效益等预测；(7)低渗油藏压裂开发实施与评估等。
开发压裂已成为开发低渗透油田的主体技术之一。1.3 大型压裂技术
自20世纪80年代以来，以美国Wattenberg气田压裂技术研究与应用为基础，提出大型压裂概念，通常要求支撑半缝长大于300m，加3砂规模达到100m以上。典型的大型压裂试验研究以美国“西部致密气砂层研究计划”与“多井试验现场实验室”最为系统，该研究是“地质、油藏、经济与工程技术等学科相结合的典范”，实现致密油气藏非常规开发必须满足“经济+技术支持”，实现致密油气藏商业性开发，用相对高的投入，取得更高的产出，关键技术是大型水力压裂(MHF)，Elkins的理论曲线表明，渗透率范围在0.005～0.1mD气层所需半缝长300～600m，且平面上分布稳定，人工裂缝方位与有利砂体展布方向一致，而且在同等条件下，不同支撑剂增产效果为：陶粒＞3树脂砂＞石英砂，石英砂规模从17t—51t—93t，产气量从20000m/d33和37000m/d上升到40000m/d，树脂砂从62t提高到114t，产气量从3320000m/d上升到22000m/d，陶粒从16t到51t最高100t，产气量从33321000m/d到48000m/d到66000m/d；导流能力高的陶粒，提高规模后的增产效果更为明显。而国内广安002-X36——亚洲规模最大施工井，该井位于广安构造广安I号区块中部，平面上处于油气聚集有利区，储层潜力好，平面裂缝方向上井间距达到900m，不会沟通临井，适合大型压裂，有效厚度24.6m,纵向上缝高控制较好，有利于裂缝往储层深部延伸，通过对开发井试采情况分析，表明生产过程中未出现井间干扰现象，以往压裂井规模与效果的线性相关性较为明显，大型压裂有取得更好效果的潜力。施工井段：1802.4～1830.4m/2段，射孔厚度：25m,地层温度:65.2℃，模拟缝长：305m，施工排量达到333.6m/min，施工压力：37.7MPa，施工规模：压裂液1229.3m，支343撑剂472.5t(258.2m)，施工效果：压后产气39×10m/d。1.4 直井连续分层压裂技术
对于纵向多薄层致密油气藏，多采用分层压裂技术，目前的分压技术主要有：连续油管水力喷砂射孔加砂压裂技术、连续油管和跨隔式封隔器压裂技术、TAP套管滑套完井分层压裂技术(treatment and production)、JITP实时射孔投球分层压裂技术(just-in-time perforating)。
连续油管水力喷砂射孔加砂压裂技术适用范围为直井、斜井、水平井，美国大绿河盆地Jonah气田，小层数大于100，层厚0.6～9m，孔隙度6%～12%，渗透率0.001～0.5mD，36h内完成11级水力压裂施工，施工时间缩短至不到4d，产量增加90%以上，一天施工6～10层，最高单井连续施工19层。
TAP套管滑套完井分层压裂技术是TAP阀和完井管柱一起下入，套管注入压裂，通过滑套、飞镖和液压开关装置可实现无级数限制的分层压裂，开关滑套可实现分层测试，迄今现场使用井数小于20，近2年未见SPE报道，在四川和长庆现场试验6口井21层，最大分压9层(米37井)。1.5 水平井多簇射孔多段压裂技术
随着水平井在致密气和页岩气储层中的大量应用，储层改造技术及工具不断发展，逐渐形成了以提高改造体积为主的水平井分段改造技术，主要技术有水平井多级滑套封隔器分段压裂技术、裸眼水平井可膨胀封隔器分段压裂技术、水平井水力喷砂分段压裂技术、水平井多段分簇改造技术、水平井多井同步压裂技术。国内研制了不动管柱水力喷射分段压裂工具，进一步完善和配套了双封单压、滑套分压、水力喷砂分压、裸眼封隔器分压等4套分段工具和工艺，提高了施工效率，理论研究更深入，连续油管进入现场试验成功。
分段多簇射孔技术是一次装弹、电缆传输、液体输送、分级引爆，主要技术特点是快速可钻式桥塞以及射孔枪定位技术、桥塞脱落技术和分级引爆技术，每个压裂段长度100～150m，两簇之间间距20～30m，每簇射孔跨度0.45～0.77m，孔密16～20孔/m，相位角60°～180°。1.6 裂缝诊断技术
通常应用的裂缝诊断技术包括：(1)压后试井分析；(2)净压力分析与裂缝模拟；(3)FMI成像测井；(4)地面测斜仪(测定裂缝形态、方位、倾角)；(5)井下测斜仪(测定裂缝高度、长度等几何尺寸)；(6)微地震波技术；(7)三轴地震监测仪结合井底压力计；(8)放射性示踪剂测井及生产测井；(9)大地电位法测试技术；(10)井温测井及井下电视；(11)利用井口压力波特性实时诊断裂缝的扩展形态不受摩阻影响；(12)生产数据的历史拟合。水力裂缝测斜仪是利用水力压裂过程中在裂缝周围岩石中形成有一定规则的形变，将一组测斜仪布置在地面或通过电缆将一组测斜仪布置在邻井井下测量这种变形，通过分析变形造成的倾角变化得到水力裂缝的几何形态与方位的一种测试技术，深化了压后裂缝形态及尺寸的定量认识。井下微地震波技术是利用岩石破裂过程中的微地震信号测量水力裂缝方位和几何尺寸的一种技术方法，可检测解释裂缝改造体积SRV及方位尺寸等参数。裂缝诊断技术在检测裂缝形态及尺寸的同时，也为验证施工参数、液体体系、压后效果的关系，以及后期的产量预测以及新井布井等提供参考。1.7 清洁压裂技术
清洁压裂技术是近些年随低伤害或无伤害压裂材料的发展而建立起来的一种新型压裂工艺设计技术。在内涵上已不仅限于压裂过程中的储层伤害和裂缝伤害，还包括在设计、实施及压后管理过程中，只要未能真正获得与油气藏匹配的优化支撑缝长和导流能力，就认为已造成了某种程度的伤害。因此，低伤害压裂技术的实质就是从压裂设计、实施，到压后管理等方面，尽最大可能获得优化的支撑缝长和导流能力。
主要技术包括：(1)储层伤害和裂缝伤害的定量模拟和实验技术，一个重要的方面就是裂缝导流能力的伤害比储层的伤害更重要；(2)低伤害或无伤害压裂液技术，如活性水压裂液、清洁压裂液、清洁泡沫压裂液、低稠化剂浓度压裂液、线性胶压裂液、新型缔合压裂液、小分子压裂液等，推动了低伤害压裂工艺技术的革命；(3)工艺模拟优化技术，如防止停泵后支撑剂浓度不利再分布的优化技术(包括前置液量优化、顶替液量优化、压后返排策略的优化等)、前置液黏度与排量组合的优化技术、裂缝温度场的模拟与压裂液的分段破胶技术优化等。
目前应用较为成熟的低伤害压裂技术有：(1)水力压裂技术；(2)2清洁压裂液压裂技术；(3)清洁泡沫压裂技术；(4)CO泡沫压裂技术；(5)低稠化剂浓度压裂技术；(6)线性胶与低稠化剂浓度组合工艺技术；(7)活性水、线性胶与低稠化剂浓度复合压裂工艺技术；(8)油基压裂技术；(9)乳化压裂技术。
水基聚合物压裂液如瓜尔胶、改性瓜尔胶已应用于压裂液许多年，主要特点是成本低、货源广、现场操作简单、流变性能容易控制和调整、应用范围广。然而，在压裂后这些材料比预期的裂缝导流能力效果差，可考虑通过以下方面的改进降低由液体引起的伤害，它包括:(1)应用专门的单一的化学添加剂；(2)提高破胶剂浓度和效率；(3)优化压裂液体系配方，降低稠化剂的使用浓度；(4)施工完成后，优化返排工艺，提高压裂液的返排率。这些步骤的每一过程都能提高裂缝导流能力，然而，一半或更多的裂缝导流能力的损害是由于应用瓜尔胶聚合物引起的。最近，应用无聚合物压裂液，表面活性剂黏弹体压裂液通过小型压裂取得较好的增产效果，证明此液体对裂缝导流能力的伤害很小。虽然液体产生较低的伤害，但它们的应用受到限制，主要是因为液体的滤失较高，并且在合理的费用范围内不能产生较长的裂缝。
1948年进行了第一口水力压裂作业，当时采用原油做压裂液。压裂发展迅速，为了降低压裂液对地层的滤失，形成所需要的裂缝几何尺寸，开发了表面活性剂稳定的水包油乳化压裂液，20世纪50年代开始应用水溶性聚合物压裂液，60年代开始应用聚合物增稠剂、水基聚合物压裂液，后期开始选择应用瓜尔胶聚合物，因为它具有较低的费用、简单的现场操作和优良的黏弹性能。
在20世纪70年代早期瓜尔胶压裂液技术发生较大进步，控制交联反应能提供所需的流变特性从而降低液体的滤失，并具有适当的弹性携带支撑剂到裂缝中。但经常采用的方法有以下缺点：
(1)提高压裂液的流变性能导致裂缝导流能力的伤害；
(2)降低聚合物浓度可以提高裂缝的导流能力，但影响液体的流变性能。裂缝导流能力的伤害和流变性能的要求在压裂施工中是相互矛盾的。
国外的水力压裂技术比较成熟，主要是添加剂和液体体系成配套系列化，而且针对不同的储层有不同的液体体系，添加剂种类繁多，就哈里伯顿公司的压裂液添加剂达数千种之多，每个添加剂都有应用手册，包括液体单项性能指标、综合性能参数、应用条件，安全事项等。而我们可借鉴的主要是低伤害压裂材料体系，如清洁压裂液、小分子压裂液、低浓度瓜尔胶压裂液技术(处理过的精细瓜尔胶—超级瓜尔胶、低浓度及超低浓度压裂液等)。另外就是基于植物胶类稠化剂压裂液破胶技术。1.7.1 低浓度瓜尔胶压裂液技术研究与应用
低浓度瓜尔胶压裂液技术的发展：一方面是稠化剂化学改性和制造工艺的改进比如羟丙基化、精细瓜尔胶等，这也是主要的方面；另一个方面是改进交联剂的使用，采用计算机精确控制交联泵，控制交联速度。低浓度压裂液体系可减少由瓜尔胶溶液中的水不溶物对裂缝导流能力的伤害。
BJ公司最早对低浓度瓜尔胶技术进行了研究，无论在瓜尔胶改性，还是在机理研究方面，都处于领先地位。
最早应用的报导是在西尤它州Wasatch地层，该地层属于低孔、低渗气藏，超低聚合物浓度的新型压裂液得到成功应用，这种压裂液的稠化剂用量范围是0.15%～0.31%，使用温度范围可达93～121℃，93℃以下大多数压裂液使用0.18%的聚合物，使用金属交联剂来形成压裂液冻胶，此压裂液非常适合于低孔低渗气藏，因为黏度被限制在-1400mPa·s(100s)以下。有限的黏度使得压裂产生长而窄的裂缝，而不是像硼交联那样产生短而宽的裂缝，尽管黏度很低，压裂液的悬砂性能很好，足以输送较大量的支撑剂，大多数压裂施工可以携带72033～960kg/m，甚至高达1440kg/m的支撑剂。
液体的配方包括PEG聚合物(物理改性稠化剂)、pH值调节剂、交联剂、提高返排率的表面活性剂和专门的破胶剂，用缓冲体系或强碱调节液体的pH值为9.5～11.5，交联剂选择依据是试验温度或井底温度。在低温井应用中，要求压裂液在油管的泵注时间短，理想的交联剂应提供较短的交联时间和稳定的交联液性能，而最终的黏度增长的也比较快。然而高温压裂液的应用要求是压裂液在油管中的泵注时间长，要求交联时间有一定的延迟作用，延迟交联摩阻较低，但在裂缝中应有足够的黏度阻止支撑剂下沉或在低剪切环境条件下在裂缝中形成桥堵，或者随着温度的升高和(或)pH值的下降，硼离子和PEG聚合物的交联向着不交联的状态移动，因此，比在地面条件下需要添加更多的硼离子以满足温度引起的平衡移动，它保证在高温条件下有足够数量的交联剂和聚合物相连接，这种连接使压裂液在高温条件下流变性稳定，为了保证液体进入射孔段时有足够的黏度，距离射孔段500m左右就开始交联，当泵入液体体积相当于两个井筒容积后已接近井底的温度，接近射孔段液体的温度比液体地面的温度高，对大多数情况而言，最小的温度变化的升高也能加快压裂液在油管中的交联速度。
为了保证压裂施工的成功，在压裂施工后液体黏度慢慢降解达到低黏液体是很重要的，降解主要采用破胶剂来降低PEG的相对分子质量及压裂液的黏度，首选破胶剂是生物聚合酶或者氧化剂，在压裂施工过程中，压裂液有足够的黏度导致裂缝产生，压裂液还具有适当的携砂性能且按设计铺置支撑剂。pH值调节剂是有机酸化合物，该化合物慢慢分解产生酸，以降低液体的pH值，提高酶的活性或者减少氧化破胶剂的用量。任何一种情况下，聚合物都能得到降解，另外，泵注过程中形成的滤饼在低pH值环境下容易降解，特别是当酶和氧化剂存在的条件下更是如此。
PEG体系含有特别设计的表面活性剂使聚合物更容易返排，表面活性剂阻止破胶后聚合物残渣的聚集，保持PEG聚合物呈分散状态，此外，在表面活性剂溶液中滤饼也能较好的降解。
而另一种新型压裂液体系由4个关键部分组成：高分子聚合物、缓冲剂、交联剂和破胶剂，其他的添加剂随井况而定，所用的聚合物是高收率羧甲基瓜尔胶(HY-CMG)，HY-CMG既可以是粉状形式也可以是连续操作的柴油悬浮液形式，在连续搅拌情况下，1min之内90%聚合物发生水合作用，3min内完全水合，一旦水合，基液加入高pH值或低pH值缓冲液和其他添加剂。若是碱性条件下使用，pH值一般为9.5～10.5；酸性条件下使用，pH值为4.5～5.5。pH值调整完毕后，加入锆交联剂，然后是支撑剂和破胶剂。这种低浓度聚合物部分依赖于HY-CMG，这种聚合物既有高的相对分子质量，分子结构也有一些改进从而使水解后分子链更好的扩张。与其他聚合物相比，HY-CMG的用量大大降低了，有些情况下，只需要HPG一半的用量。
该压裂液在墨西哥Burgos盆地177℃的地层中使用，这种新型压裂液在Burgos盆地使用低至0.24%的聚合物就能得到令人满意的压裂效果。并且新型压裂液的黏度比常规压裂液小，裂缝的几何形状表明得到的裂缝更长，裂缝的高度也得到更好的控制。
哈里伯顿公司有4套压裂液体系涉及低浓度瓜尔胶，高温下使用®®®的SilverStim和低温下使用的SilverStimLT，SilverStimLT的使用温®度为26.7～82.2℃，SilverStim的使用温度为79.5～204.0℃。第3套®压裂液(Delta Frac Service)开发的时间比较早，是硼交联的低浓度瓜尔胶压裂液体系，瓜尔胶用量比常规压裂液少用30%，使用的温度范围为80～204.5℃。该体系主要是优化硼交联压裂液体系使较低的聚合物浓度保持较高的黏度，实际上，Delta压裂液和传统的硼交联压裂液相比，聚合物浓度降低33%，但压裂液的黏度相当，减少聚合物浓度能降低对储层的伤害，提高裂缝导流能力并且减少破胶剂用量，从而提高油井产能并减少费用。Delta压裂液是简单的减少增稠剂浓3度的硼交联压裂液体系，瓜尔胶的基液浓度是1.8～3kg/m，低浓度瓜尔胶能迅速并彻底清除，使残留在地层中的聚合物更少，该体系流变特性也提高了，最重要的是油井产能也得到了提高。
Delta压裂液体系第一次应用是在砂岩压裂增产处理中，瓜尔胶33浓度3kg/m，压裂液548.8m，16/30目砂15.3t，井的产量达到11.1t/d3和70750m/d，16个月产能保持相对稳定。在应用Delta压裂液体系以3前，应用过几种不同类型的压裂液：3.6kg/m传统的硼交联压裂液体2系，泡沫质量65%～75%的CO泡沫压裂液、增能泡沫和交联增能泡沫。应用Delta压裂液体系施工的井比常规液体体系产量增加2.4t/d和338490m/d到4.8t/d和39620m/d。
Delta压裂液体系的配方更简单，缓冲剂和交联剂复配在一起调节液体的pH值，不考虑水的初始pH值，该体系都不需要其他的添加剂，因此，它配制容易，操作简单，施工作业时间也相应减少。该体系比常规的瓜尔胶体系聚合物的量减少达到20%，所以滞留在地层中的凝胶和水不溶物较低，另外Delta压裂液体系与酶及氧化类破胶剂相适应，以保证液体彻底破胶和压后顺利返排。
早在1996年，哈里伯顿就已经开发了Delta压裂液体系，设计主要是针对二叠纪的低温地层，到目前为止，已经有3000口井应用该体系进行了增产作业，包括砂岩、碳酸岩盐和灰岩储层。®
第4套压裂液体系就是SiroccoService，该体系在低稠化剂用量下就可以在高温下使用，与盐配伍，使用温度为80～204.5℃，它比常规的CMHPG压裂液具有更加好的支撑剂输送能力，但CMHPG的用量更低。
斯伦贝谢公司也拥有性能优异的低浓度下使用的瓜尔胶压裂液体系—PrimeFRAC，与常规耐高温聚合物相比，PrimeFRAC压裂液能够减少至35%的聚合物用量，裂缝导流能力与滞留在裂缝中的聚合物量关系显著，因此导流能力得到了提高。PrimeFRAC体系中的聚合物用量可低至20ng/L，135℃下，和CMG或者瓜尔胶相比，少用40%的聚合物就可以得到同样的流变性。1.7.2 黏弹性表面活性剂压裂液技术
黏弹性表面活性剂压裂液是斯伦贝谢公司开发的一种技术，它改变了压裂过程中压裂液和支撑剂传送形式的工业观点。在没有聚合体伤害的情况下会达到很高的支撑剂导流能力。压裂液的两个最重要的要求是控制渗透和滤失，传统的和新一代的十字架结构的胶体能很好的控制液体滤失，但会影响支撑剂充填层的渗透率。
对于大多数低渗储层，造出高导流长裂缝是水力压裂的最终目的。硼酸盐或金属交联瓜尔胶黏度高，适合造长缝。黏弹性表面活性剂体系对支撑剂的传输是基于液体的弹力和结构而并非液体的黏度，因此，黏弹性表面活性剂液体在黏度较低的情况下就能有效地传送支撑剂，同时黏弹性表面活性剂液体能得到比较好的破碎几何学即最小的裂缝高度和最大的裂缝长度。压力瞬态分析和示踪剂研究结果表明当使用较少的液体和支撑剂时，这种非损坏性的低黏度液体能提供更长更有效的裂缝长度。黏弹性表面活性剂液体的另一个优点是摩擦阻力小。
现在油田的其他方面也使用黏弹性表面活性剂技术，例如，基质的选择性变换，滤饼的清除,连续油管的清洗等。黏弹性表面活性剂技术对水力压裂工艺进行了新的定义，但不能对传统的液体体系进行很好的定义，例如通过连续油管进行压裂。
长久以来，对低渗储层而言，水力压裂被认为是有效的增产方法，对地层进行增产处理的目的是要得到细长的裂缝，这种裂缝有较大的表面积，半缝长能达到30.5～304.8m，缝宽为2～3mm。
成功的水力压裂不存在泵注问题，这个观点已被改变，衡量是否成功的标准应该是能否增产增注，主要目的就是改善流体在储层和井筒之间的流通。实验表明聚合物液体未破碎的残留物能够进入到支撑剂充填层的孔道中，渗透率大大降低，导致压裂处理效果不够理想。从对传统瓜尔胶处理的井中返排出的液体分析可知，仅能从低渗储层中返排出35%～45%的聚合物，裂缝中残留的聚合物就会对井的产量造成不利影响。
理想的压裂液对生产压差影响较小、适当的支撑剂传送能力和阻止裂缝闭合时机械运移的能力，从而液体在破胶和返排时不会留下任何导致导流能力降低的残留物。
1997年，油田上开始使用一种新型的压裂液体系，该体系中含有黏弹性表面活性剂，这种表面活性剂类似于在洗发精或液体清洁剂中所用的表面活性剂，这种表面活性剂的使用增加了液体的黏弹性，完成造缝和支撑剂的输送。
该黏弹性表面活性剂溶液制备容易、操作简单，因为该体系中需要的化学物质比瓜尔胶体系更少，主要由盐水和黏弹性表面活性剂混合而成，表面活性剂不会被损坏从而能获得高支撑剂导流能力。由于没有聚合体，因此必需水合，连续测量进入盐水中的表面活性剂的浓度；由于没有十字架结构，因此必需有破胶剂或其他化学添加剂。
下面例举了用黏弹性表面活性剂对低渗透气井进行处理的实例，技术关键是在压裂操作中使用黏弹性表面活性剂而不是聚合物。在不同的温度和不同的增产技术下有几种不同类型的液体配方，最常用的液体配方是氨基盐和无机盐，例如，氯化钾、氯化铵及水化的有机盐，其中水杨酸钠盐能增加液体的耐温性。
黏弹性表面活性剂压裂液的特征是其独特的化学性质，它的分子大小比瓜尔胶分子的1/5000还要小，由亲水的头部基团和一个长长的憎水的尾部基团构成，由于存在盐水中使得表面活性剂分子形成不断加长的小空间结构。当黏弹性表面活性剂液体的表观浓度高于临界浓度时，表面活性剂分子的小空间不断交叉形成网孔结构，这种结构使得黏弹性表面活性剂压裂液具有在黏度较低时就能够传送支撑剂的特征。
在油气或水之间，黏弹性表面活性剂液体通过蜂窝状网孔的破裂变成更小的球状小空间，从而黏度降低。这种球状小空间彼此不能交叉，因此使得液体具有水一样的黏性，使得压裂液连同产生的液体返排时不会将支撑剂携带至地面。
黏弹性表面活性剂液体成功应用超过2400例，事实证明使用更少量的压裂液和支撑剂处理储层与用传统工艺(聚合物体系)处理储层相比可以获得更长时间的产出，因此使用这种黏弹性表面活性剂体系比聚合物体系更有利。
(1)实例1。
在美国怀俄明州地区对两个相同的分支井进行水力压裂。这两个井都有三个层，并且这些层的底部温度在80～88℃、渗透率在0.03～-3-30.05mD，压力梯度在16.28×10～24.49×10MPa/m。在排量为3.8～34.9m/min的速度下采用2in油管对这两口井进行泵注，一口井用3黏弹性表面活性剂压裂液、一口井用瓜尔胶液(23kg/m)。
第一口井用聚合物压裂是基于这个地区以往的常规做法，压裂时支撑剂浓度为32%，并且设计的支撑剂量81%进入地层，因为在4ppa阶段效果显示良好，5ppa阶段被延迟，6ppa阶段被去掉，这个区域的标准做法是压裂完毕立即返排，ISD技术是水力压裂处理方法的应用，通过桥塞，砂塞和球封来分开压裂施工的各个阶段。
另一口有三个相同层的分支井采用黏弹性表面活性剂压裂液体系，为了能达到和聚合物体系压裂裂缝长度相同的目的，须计算支撑剂和液体的体积。在Lower Almond层，用测试压裂来测定闭合压力，液体滤失系数和液体效率。在Lower Almond层，黏弹性表面活性剂压裂液的效率为50%，瓜尔胶体系的液体效率为42%；在Lower 3Almond层使用浓度为40%的支撑剂，泵注排量为25m/min。按照设计，支撑剂浓度为6ppa，使用VES液体时平均注入压力为48.3MPa，使用聚合物液体时平均注入压力为54.1MPa。
这两口井的压裂历史表明在这两个层用聚合物和黏弹性表面活性剂压裂液具有相同的计算水力裂缝的长度公式。在压裂过程中使用的液体和支撑剂的量以及计算出的水力裂缝与压力历史有关，具有十字结构的聚合物体系与黏弹性表面活性剂体系之间的主要区别在于产生裂缝的高度不同。对于使用瓜尔胶所产生的裂缝高度比使用黏弹性表面活性剂压裂液所产生的裂缝高度的2倍还要多，这是因为聚合物体系具有较高的黏性，聚合物液体在产层外造缝而压穿隔层。具有低黏度的黏弹性表面活性剂压裂液更容易在产层形成裂缝，支撑剂的导流能力的增大是因为黏弹性表面活性剂压裂液体系具有低伤害的性质，因此黏弹性表面活性剂缝长有效期更长。这就使得压力响应研究和使用裂缝模拟器对不同区域的历史压力模拟相一致，当使用比较少的黏弹性表面活性剂压裂液和支撑剂时可以获得与使用聚合物体系压裂时相似的裂缝长度，返排结果表明用黏弹性表面活性剂压裂液的井返排速度比用聚合物液体压裂的井的返排速度快，从这两口井的原始稳定产量来看用黏弹性表面活性剂压裂液的井的产量，比用瓜尔胶液体系压裂井的产量要高。
(2)实例2。
利用连续油管对得克萨斯州的含气砂岩进行压裂，这个储层多采用2in的油管。以前被忽略的层位为2088.5～2098.5m，选择用Coil FRAC来处理。这个层段的平均井底静温为83℃，储层压力大约为20.7MPa、储层渗透率大约为0.1mD、压力梯度为0.02MPa/m。3
黏弹性表面活性剂压裂液含2%的表面活性剂和3.6kg/m的有机盐(水杨酸钠盐)，黏土稳定剂采用氯化钾，这种黏弹性表面活性剂压裂液能够减少摩阻，数据表明黏弹性表面活性剂压裂液体系摩阻是传统聚合物液体的1/3。
油管压裂时选择用黏弹性表面活性剂压裂液主要是因为：
① 在可接受的地面压力下，小直径的连续油管中减少的摩阻是获得预期的注入速率的重要因素；
② 即使在比较低的支撑剂浓度下，黏弹性表面活性剂压裂液的低伤害性也能提供最适宜的裂缝导流能力；
③ 非传统的液体流动学降低了裂缝几何学的敏感性。对连续油管压裂程序而言，裂缝的性质不会被低的注入速度所影响；3
最初以0.6m/min的注入速率，在74.5MPa的压力下用连续油管注入含4% KCl的液体进行测试，当压力为74.5MPa时，用黏弹性表面33活性剂压裂液的注入增量为0.16m/min到最大值为1.62m/min的程序进行速率测试。与含4% KCl的液体相比，黏弹性表面活性剂体系可以达到更高的注入速率和更低的摩阻。3
由注入实验可以看出，在速率为1.3m/min，最大支撑剂浓度为4ppa下泵注6.35t的20～40目的陶粒支撑剂，选用陶粒支撑剂是因为它的圆度和球状可以减少摩擦压力，陶粒支撑剂比一般的砂子具有更3好的导流能力，在泵注速率为1.3m/min下进行压裂表明，支撑剂浓度为4ppa时最高压力为74.5MPa。
总之，黏弹性表面活性剂压裂液体系的特性使得连续油管压裂操作可行。1.7.3 纤维压裂液技术
多年来不同形式或不同组分的纤维材料一直应用于油田现场，不论是用于改善水泥系统结构的完整性或是解决循环漏失问题，还是用于防止水力压裂时的支撑剂回流等，从2000年以来，纤维压裂液一直用于改善水力压裂的几何形态和提高支撑剂水力压裂井的产量。随着技术的不断发展，这些特殊的可降解纤维在世界范围内不断获得越来越多的应用。
可降解的纤维携砂液用于提高低渗透压裂井的增产效果，主要在美国应用，常规水力压裂通常选用粒径较小(20～40目)的支撑剂，浓度为低～中，但近两年在俄罗斯市场上纤维的应用范围大大增加，包括中渗地层的储层改造，而且选用了较大粒径(16～20目和12～18目)的支撑剂，浓度也大幅提高，压裂液中加入纤维的优势越来越明显。
纤维压裂液特点为：提高支撑剂的输送能力，有助于防止支撑剂发生沉降，增强裂缝控制，降低压裂液对支撑剂填充层的伤害，纤维压裂液的独到之处在于它能够提高支撑剂在压裂液中的悬浮能力，从而将支撑剂输送到更远的位置，即能够形成较长的水力裂缝，同时也增加了有效缝长，提供了足够的导流能力。在俄罗斯的priobskoe油田应用可降解纤维压裂液作业井的无因次生产指数平均高出对比井9%，控制缝高发育减少20%～30%,有效增加了支撑裂缝半缝长约5%～15%，有效增加缝宽约为12%～15%，对支撑剂填充层的伤害降低了至少17%，同时可使摩阻平均降低37%，从而扩大了水力裂缝的应用范围，可采用大排量的泵液程序或满足表面压力较高的条件。1.7.4 生物聚合物压裂液
哈里伯顿公司研发了一种能提供有效支撑剂传递功能和高传导性的新型生物聚合物基压裂液。该新型压裂液体系能产生较高的导流能力、黏度比较稳定、摩阻低、携砂性能较好、并且与产出地层水的配伍性能良好。该压裂液体系的研发得益于支撑剂传导模式研究和用于有效水力压裂的干基聚合物操作方法的进步。该技术应用了4口井，共14层，共用支撑剂90t。
这种新型压裂液被广泛应用于世界范围的低渗透油气藏，并可以应用于目前常用的水压裂和凝胶压裂。该体系标志着能提供高效支撑剂传导性和地层传导率的低渗透非常规油气藏压裂技术的显著转变。
传统的植物胶压裂液不能提供较好的裂缝传导率，有效的裂缝长度是保证传导率的重要因素，合理的裂缝长度可以与生产历史相匹配。目前拥有稳定的高传导率的压裂液体系造价太高或者支撑剂的传导能力很差，如要改善现有传统凝胶体系的新液体要符合以下要求：2(1)提供好的支撑剂传导性(4.13MPa，0.98kg/m，30～50目支撑剂)；(2)有足够的黏度提供优质的裂缝宽度；(3)较好的支撑剂导流能力；(4)液体滤失性能好；(5)易破胶；(6)在井底温度近93℃时保持黏度稳定；(7)操作简单；(8)成本低；(9)符合HSE的要求。
许多研发的体系都因为技术、操作或经济的原因未能成型，生物聚合物基压裂液体系符合上述所有要求，结合了聚合物基和线性胶压裂液的优势，该体系可以在不交联的条件下提供稳定的黏度，与现场水配伍性好。
研发的生物聚合物压裂液在条件为温度93℃、闭合压力41.3MPa时、初始黏度达到200mPa·s，并且有较好的支撑剂传输性能。该体3系导流能力恢复率高，实验管柱为0.56in，排量为0.1m/min时，导流能力恢复到90%，而常规的硼交联瓜尔胶压裂液的导流能力恢复率仅为14%。新型聚合物压裂液的摩阻相当于清水的67%；而且它也可以应用于地层产出水配制压裂液。由于压裂返排液的处理需要大量水，并且处理成本也相对较高，用地层水配制压裂液滤失系数也比较低，采用地层产出水配制压裂液具有许多优势。对于渗透率为0.1mD的岩心，液体滤失系数比常规用压裂液降低50%，说明压裂施工设计中新型压裂液有较高的液体效率，压裂液用量降低。2 压裂液伤害机理研究
压裂液是保证压裂施工的关键性技术之一，压裂工艺对压裂液的主要要求有：(1)为了满足大排量，高砂比的要求，压裂液在储层温度下要具有良好的耐温、耐剪切性能，以满足造缝和携砂的要求；(2)压裂液应具有低滤失特性，即提高压裂液效率，控制滤失量确保压裂施工成功；(3)压裂液具有较低的摩阻。要求压裂液具有适宜的延迟交联时间，以保证尽可能低的施工泵压和较大的施工排量；(4)要求压裂液具有低的表面张力和界面张力，破乳性能好，有利于压裂液返排；(5)要求压裂液低残渣，低伤害、破胶彻底；(6)要求压裂液的添加剂之间与地层流体和岩石的配伍性好，成本低，现场可操作性强。目前压裂液使用的增稠剂主要是植物胶类聚合物，该类增稠剂最大的不足是作业完成之后形成的滤饼难降解，主要是瓜尔胶水不溶物为主的破胶液残渣、滤饼及黏附在支撑剂填充层未破胶的凝胶。因此，本研究针对西峰油田低渗透储层，开发研制了低伤害压裂液体系，以减小或消除压裂液残胶的伤害。
压裂液优化设计技术是通过精确控制压裂液中各种添加剂的加入量，使压裂液在满足储层条件和压裂工艺要求的基础上，力求在低成本、低损害和满足施工需要之间，使压裂液综合性能达到最优化的技术。
本章从压裂液微观伤害机理着手，找出压裂液引起低渗储层伤害的主要因素，优化压裂液体系。压裂液微观伤害机理研究旨在解决侵入带问题，提高储层向裂缝内的渗流能力。为开发适用于低渗油田的新型低伤害压裂液体系及相关技术提供理论支持。
压裂液中含液相(水相)和固相，因此压裂液伤害可分为液相伤害和固相伤害。挤入岩石孔隙内的液相一部分处于束缚状态，使得岩石内束缚水饱和度增加，另一部分处于自由可流动状态，对油相渗流产生附加阻力，因此压裂液液相伤害又可分为束缚水增加伤害和两相流伤害。压裂液中的固相也会对岩石渗透率产生两个伤害，一是未挤入岩石孔隙内的固相在裂缝壁面产生滤饼伤害，二是挤入岩石孔隙内的固相在岩石孔隙内产生高分子物质堵塞伤害。压裂液对储层渗透率的主要伤害机理包括4个方面，即束缚水增加(黏土吸水)伤害、两相流(水锁)伤害、高分子物质堵塞伤害和滤饼伤害。
压裂液伤害过程中，压裂液黏度高低、固相高分子物质相对分子质量大小以及岩石性质差异等，均会对束缚水增加伤害、两相流伤害、高分子物质堵塞伤害和滤饼伤害等4个基本伤害机理各自引起的伤害程度大小产生间接影响。本研究主要通过“核磁共振+岩心流动实验”试验方法，对这些伤害机理进行了评价分析。2.1 压裂液水锁伤害研究
采用天然地层岩心，在保持原岩心的各类性质和孔隙结构的条件下，经洗油、烘干、切片、磨平等工序作成真实砂岩模型。模型尺寸约为1.8cm×2.5cm，厚度0.5mm左右。模型最大承受压力能力在0.15MPa。
实验步骤：(1)模型饱和地层水，水测渗透率；(2)模拟油驱水，至原始含油饱和状态(模拟油为西峰原油和煤油配制而成，黏度为1.063mPa·s)；(3)注入0.5～1PV的压裂液；(4)模拟油驱返排至无压裂液产出；(5)测返排后油相的渗透率。以上每一步都在进行镜下观察。2.1.1 储层的润湿性
实验方法：参照标准SY/T 5153—2007“油藏岩石润湿性测定推荐方法”。
实验条件：实验用模拟油为西X井原油与煤油配制，黏度1.092mPa·s；实验用模拟地层水参照西峰油田长8地层水配制，黏度为0.876mPa·s。实验温度45℃。
润湿性的测定测定结果见表2-1，表明储层为偏亲油储层，在孔隙表面附着的主要是油膜，水在岩石的表面不铺展，接触角主要分布在90°～160°，岩心润湿性和水驱油试验也表明储层润湿性总体表现出偏亲油特征。从试验中可以看出，原始含油状态下，水主要存在于大孔隙中，少量颗粒表面存在的水膜；油不但分布于大的孔喉中，而且也分布于小孔喉中，连续性好，油在岩石的表面吸附，存在连续性油膜。残余油状态下，残余油主要以连续的油膜、几个孔隙组成的死油块存在，少见被卡断的油滴。以上这些现象均表现了储层的亲油性。表2-1 长8储层润湿性测定结果
对于油井，使用水基压裂液需要考虑压裂液对岩心润湿性的影响。自来水具有高的表面张力，与岩石表面的接触角小，对岩心的吸附量大；加入助排剂的压裂液破胶液，溶液表面张力和对岩心的吸附量，明显降低，但接触角变大。
由于储层润湿性表现的偏亲油特征，决定了压裂液滤液返排的困难，因为返排过程中油驱水时连续流动的水相在经过细小的喉道时易被绕流、卡断，使连续流动的水相易在大孔道中成为孤立状或孤岛状的不连续相，从而降低了水相的流动能力，造成水锁伤害。2.1.2 压裂液伤害试验
岩心流动试验是研究压裂液损害的基本方法，是指通过岩心渗透率变化规律评价压裂液损害的室内试验方法，通过正反向流动试验，用天然岩心进行压裂液滤液对岩心基质渗透率的损害率的测定。选取的岩心直径为2.554cm的岩心圆柱体，按SY/T 5347—2005中4.6烘样。岩心抽真空后用地层水饱和，装入岩心流动试验仪，正向挤入煤油，0测煤油的岩心渗透率K;反向挤交联压裂液，并使其在岩心中停留一110定时间，再正向挤煤油，测煤油的岩心渗透率K;以公式(1-K/K)×100%计算伤害率，试验结果见表2-2。表2-2 压裂液水锁伤害实验结果
压裂液水锁伤害实验岩心渗透率恢复率最低为21.8%，平均53.4%，当岩心停止驱替放置一周后，恢复率有所提高，渗透率平均恢复率提高至83.6%。这是喉道中孤立的水滴由于岩石表面的亲油性被自吸到大孔隙中，降低了喉道的水锁，提高了油相的流动能力，因此虽然存在较严重的水锁，但是主要为暂时性的水锁，随着返排时间的延长，水锁伤害在一定程度上可以得到解除。为了降低压裂液的水锁伤害，为此进行了不同的表面活性剂降低水锁伤害试验，研究了部分表面活性剂对降低水锁的作用。试验方法与压裂液伤害试验方法相同，试验结果见表2-3。表2-3 表面活性剂降低水锁伤害实验结果
初步实验结果表明，表面活性剂对解除水锁有一定的效果。微观实验结果表明，表面活性剂在一定程度上可以改变岩石的润湿性，并且在镜下可以看到孔隙表面的部分油膜被洗掉。2.2 压裂液滤液引起的微粒运移研究
敏感性试验评价表明储层存在弱速敏性。用不含HPG的压裂液滤液在不同的压力梯度下通过岩心实验初步表明(见表2-4)，储层存在一定程度的微粒运移伤害，最大伤害率为10.5%。建议加入一定量的黏土稳定剂。表2-4 压力梯度对压裂液滤液渗透率的影响
同时用选择好的压裂液配方滤液进行了伤害实验。实验结果表明(见表2-5)，压裂液的滤液对储层的伤害较小。表2-5 压裂液滤液对储层的伤害实验结果2.3 压裂液残渣伤害微观研究
根据瓜尔胶水基压裂液的特点,压裂液残渣及压裂支撑剂携带的微颗粒有可能是储层伤害的因素之一。根据储层岩石学研究成果表明，对长8储层渗透率贡献最大孔喉半径主要分布在0.4～4.0μm之间，平均1.38μm。由于储层喉道为缩径喉道，易被堵塞，所以粒径小于2.67μm的固相颗粒易侵入油层，造成颗粒堵塞。因此本实验对压裂液残渣和压裂液携带的微粒进行了研究。镜下观察表明，在岩石的表面，可以形成一层絮状物，表明压裂液残渣有些没有进入孔喉。但由于储层孔喉较大，所以压裂液残渣还是有些能进入储层，造成孔喉堵塞。实验结果如表2-6所示。两块模型的实验结果表明，压裂液残渣对储层存在一定的伤害，平均伤害率为25.7%。表2-6 压裂液残渣对储层的伤害实验结果2.4 压裂液与储层配伍性研究
进行了压裂液滤液与地层水的配伍性实验。实验结果表明，该压裂液与地层水有较好的配伍性，未见沉淀产生。实验结果如表2-7所示。表2-7 压裂液与储层的配伍性实验结果2.5 加砂模型实验
利用微观模拟实验模拟了储层实际的情况下压裂液的侵入和返排过程。在镜下可以看出，在裂缝中逐渐形成了絮状物质，该物质黏度较大，裂缝中的返排压力是初始压力的50倍，最终有些残渣留在裂缝中，裂缝的伤害率为60%。两块加压裂砂模型的渗透率伤害率分别为25.2%和33.3%(见表2-8)。表2-8 压裂液对支撑剂裂缝的伤害实验结果2.6 “核磁共振+岩心流动实验”试验方法2.6.1 低磁场核磁共振T2谱技术
低磁场核磁共振T2谱技术不仅能够定量给出岩心孔隙内的流体总量(对应于T2谱上所有点的振幅和)，而且能够通过T2弛豫时间差异，定量地分别给出可动流体量和束缚流体量(可动流体T2弛豫时间较大，束缚流体T2弛豫时间较小，对于砂岩岩心中的水相而言，可动与束缚的T2弛豫时间界限值通常取16ms，可动流体量对应于T2谱上T2弛豫时间大于16ms的各点幅度和，反之束缚流体量对应于T2谱上T2弛豫时间小于16ms的各点幅度和)。另外，核磁共振技术是一项快速、无损的检测技术，一次测量通常只需要几分钟，测量过程中，不会改变岩心内的矿物成分、固体表面性质、孔喉特征以及流体分布状态等，也不会影响流动实验结果。
鉴于低磁场核磁共振T2谱技术在流动实验过程中上述两个方面的技术特色和优势，结合常规实验手段和平行样比对实验，将该项新技术能很好地应用到压裂液伤害机理的实验研究中，定量地给出束缚水增加、两相流、高分子物质堵塞及滤饼伤害等4个伤害机理各自对油相渗透率的伤害程度。首先，利用核磁共振T2谱，能够定量计算压裂液滤液挤入后，岩心内束缚水的增加量，在此基础上，定量分析束缚水增加对岩心渗透率的伤害程度。其次，利用核磁共振T2谱，能够定量计算得到油相返排后，挤入压裂液的可动部分在岩心孔隙内的滞留量，由此可定量分析两相流对油相渗透率的伤害程度(当岩石多孔介质内的流体渗流为油、水两相共渗时，由于存在贾敏效应，可动水相即可动压裂液会对油相渗流产生附加阻力，油相返排后，滞留的可动压裂液量越大，两相流伤害对油相渗透率的伤害程度就越大，反之亦然)。最后，将上述分析结果，结合常规实验手段和平行样比对实验结果，还可对高分子物质堵塞和滤饼伤害等引起的油相渗透率伤害程度作定量分析。2.6.2 “核磁共振+岩心流动实验”试验方法
伤害机理研究的实验方法就是利用“核磁共振+岩心流动实验”的试验方法，以活性水为参照对象，在单相和两相流动条件下，对压裂液在岩心内可动状况进行分析，研究压裂液微观伤害控制因素。主要内容包括：压裂液滤液、活性水与地层水在岩心内的可动状态对比；岩心不含油状态下压裂液伤害核磁共振及常规伤害研究；岩心含油状态下压裂液滤液在岩心内伤害核磁共振及常规伤害研究；不同深度处压裂液伤害核磁共振研究。
流体对储层渗透率的伤害机理有4个即束缚水增加(黏土吸水)伤害、两相流(水锁)伤害、高分子物质堵塞伤害和滤饼伤害。确定哪种因素是主要原因是确定开发低伤害压裂液体系方向的关键。测试流程如下：
(1)岩心抽真空饱和地层水进行第一次核磁共振测量；
(2)油驱水，建立岩心的饱和油束缚水状态，测量该状态下的油1相有效渗透率(K)后，进行第二次核磁共振测量；
(3)挤入约1PV压裂液或活性水，放置1.5h后，进行第三次核磁共振测量；
(4)用油相返排挤入的压裂液或活性水，测量该状态下的油相有2效渗透率(K)后，进行第四次核磁共振测量。2.6.3 压裂液微观伤害实验结果
(1)岩心不含油状态下压裂液伤害核磁共振实验结果。1
取某油田两井岩心，抽真空饱和地层水，水测渗透率(K)后，进行第一次核磁共振测量；挤入约1PV压裂液或活性水，放置1.5h后，进行第二次核磁共振测量；用地层水返排挤入的压裂液或活性水，水2测渗透率(K)后，进行第三次核磁共振测量。实验分析结果表明(见表2-9和图2-1～图2-4)：表2-9 岩心不含油状态下压裂液伤害情况图2-1 1号岩心3种不同状态下核磁共振T2谱的直观比较图2-2 2号岩心3种不同状态下核磁共振T2谱的直观比较图2-3 3号岩心3种不同状态下核磁共振T2谱的直观比较图2-4 4号岩心3种不同状态下核磁共振T2谱的直观比较
① 压裂液或活性水挤入后，束缚流体增加8.7%～15.8%；
② 在不含油情况下，活性水引起的渗透率伤害主要是由活性水与黏土矿物之间的不配伍性、导致黏土吸水膨胀和分散运移引起的，伤害率约10%；
③ 通过压裂液滤液与活性水的伤害对比可知，压裂液的黏滞特性和大分子物质是造成岩心渗透率伤害的主要原因(约为30%～35%)。
(2)岩心含油状态下压裂液核磁共振伤害实验结果。
取某油田两井岩心，抽真空饱和地层水，进行第一次核磁共振测量；油驱水，建立岩心的饱和油束缚水状态，测量该状态下的油相有1效渗透率(K)后，进行第二次核磁共振测量；挤入约1PV压裂液或活性水，放置1.5h后，进行第三次核磁共振测量；用油相返排挤入的压2裂液或活性水，测量该状态下的油相有效渗透率(K)后，进行第四次核磁共振测量。实验数据见表2-10、图2-5～图2-8，实验结果表明：表2-10 岩心饱和油状态下核磁共振分析
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