压裂液在油气开采过程中对油气井的增产、增注、 新井老井的改造及油田最终采收率的提高起着重要 的作用.目前，在我国辽河、大庆、大港、长庆、胜利等 油田有较多的低温、低压、高含婚、高凝油油藏，在采 用常规水力压裂方法对这些油藏进行压裂施工作业 时，常出现压裂液破胶不彻底、压裂效果滞后或不能 达到预期产量的现象，造成压裂施工增产效果较差、 增产有效期较短.主要原因在于储层温度较低，常规 破胶剂(如过硫酸盐、酶)的低温破胶能力弱;注人地 层的冷流体使井底周围的原油冷却，黏度增大，甚至 原油析蜡或凝固，堵塞了一部分流动通道，降低了裂 缝的导流能力[1，2].因此，如何解决常规水基压裂液 的低温破胶及对高含蜡、高凝油储层的“冷伤害”问 题，是提高这些油藏压裂施工效果的关键.

作者研究的微胶囊包裹化学生热压裂液体系是 利用微胶囊技术将化学生热体系的催化剂包裹起 来，使生热剂和催化剂微胶囊随压裂液一起注人压 开的裂缝中，在一定时间后，释放出的催化剂激发生 热剂发生化学反应,迅速释放出大量热量，加热裂缝 中的流体使其温度升高，同时产生大量气体，增加地 层压力，达到提高油气井压裂残液返排率、降低污 染、增强原油渗流能力、提高油井产能的目的.在作 者前期的工作中[3,4],主要进行了化学生热体系的 筛选、微胶囊的制备及评价.在本文中，主要针对微 胶囊包裹化学生热体系与常规水基压裂液的配伍性 问题进行研究.

1实验部分

1.1实验材料及仪器

羟丙基瓜尔胶，取自长庆油田钻采院;草酸微胶 囊，自制;硼砂、过硫酸铵、氢氧化钠、氯化铵、亚硝酸 钠、乙基纤维素、石蜡，均为市售化学试剂.

压裂液配方条件:0. 6%羟丙基瓜尔胶+ 0.7% 硼砂+ 0.08 %过硫酸铵;100:5交联比;pH调节 范围 7.5~8.0;

微胶囊包裹化学生热体系：由NH4CI - NaN〇2 与作为催化剂的草酸微胶囊组成；

收稿日期：2004-08-26

基金项目：CNPC石油科技中青年创新基金(2001CX- 19)

作者简介：吴金桥(1975-)，男，湖北京山人，博士研究生，主要从事能源转换与环境保护方面的研究.

RS300哈克流变仪(德国制造）;六速旋转黏度 仪(青岛）;GJ-3S高速搅拌器(青岛）;雷磁PHS-

3C型酸度计(上海）.

1.2评价方法

本课题的研究思路就是要将微胶囊包裹化学生 热体系与常规水基压裂液复配，使得二者成为一个 均勻体系，从而在压裂施工完成之后在整个体系内 释放热量，提高流体及储层的温度.但为了整个压裂 施工过程的顺利进行，就必须保证添加的微胶囊化 学生热体系不影响压裂液从栗送开始到进入裂缝之 后这段时间内良好的流变性能及携砂性能，或者是 影响很小.为此，对微胶囊化学生热体系与羟丙基瓜 尔胶压裂液的配伍性问题(如化学生热剂对基液的 黏度、化学生热剂对压裂液性能、囊衣材料对压裂液 性能、微胶囊化学生热体系对压裂液性能的影响)进 行了研究.

对于本课题中的微胶囊包裹化学生热压裂液体 系来说,主要是为了解决低温油气井压裂过程中的 破胶困难及“冷伤害”等问题，因此温度对压裂液的 影响可以忽略,所以本文把压裂液的抗剪切性能作 为微胶囊包裹化学生热剂与压裂液配伍性的主要性 能指标.压裂液的性能评价依据《中华人民共和国石 油行业天然气行业标准》中水基压裂液性能评价方 法 SY/T5107-1995 执行•

2结果与讨论

2.1化学生热剂对基液的黏度的影响

按配比称取一定量的生热剂溶解在水中，然后 在6 000 r/min的揽拌条件下加人一定量的经丙基 瓜尔胶，搅拌均匀后，加盖在30 t：的水浴中静止放 置4 h.然后,将配制好的基液测定pH后倒人六速 旋转黏度仪中测定其黏度.

表1化学生热剂对基液黏度的影响

生热剂加量 /(moI*LM)pH基液黏度/(mIVs)

0.006.9881

1.506.5274

1.756.4270

2.006.3568

从表1可以看出，当基液中不加生热剂时，体系 呈中性，黏度为81 mPa • s;加入NH4CI + NaN〇2 后，体系变成弱酸性，黏度有所下降.随着生热剂浓 度的增大,体系酸性增强，基液黏度变得更低，但变 化的幅度不是很大.

2.2化学生热剂对压裂液抗剪切性能的影响

将按上述方法配制好的含有一定量生热剂的基 液用pH调节剂调节好pH值，在6 000 r/min左右 的搅拌下按100:5的交联比加入0. 7%硼砂交联 剂，交联好后移入哈克流变仪进行压裂液抗剪切性 能的测定.

从图1可以看出，不加生热剂的压裂液具有很 高的黏度，在170 s_1下剪切2 h从最初的1 800 mPa*s变成950 mPa*s左右;加入生热剂的压裂液, 初始黏度降低，而且加入的生热剂浓度越大，黏度降 得越低，但黏度在170 s_1剪切速度下随时间的变化 幅度较小.加入1.5 mol/L NH4CI + NaNOz时，压裂 液在2 h的恒剪切下黏度最终为750 mPa*S, 1.75 111〇丨几时，压裂液最终黏度为250 〇1?3^，加人2.00 md/L生热剂的压裂液最终黏度为200 mPa‘S左 右，都能满足压裂施工的要求,说明生热剂与羟丙基 瓜尔胶压裂液的配伍性较好.

2.3蠹衣材料对压裂液性能的影响

对NIACl-NaNQz生热体系起催化作用的草 酸微胶囊需要与压裂液混合均匀,一起进入地层，有 必要对包裹草酸的囊衣材料与压裂液的配伍性问题 做进一步研究.

量取一定量溶有生热剂的羟丙基瓜尔胶基液， 然后慢速搅拌下滴加pH调节剂.按交联比量取一 定量的交联剂以及一定量的囊衣材料颗粒在6 000 r/min下缓慢加入羟丙基瓜尔胶的基液中直到液面 凸起，然后移入哈克黏度仪进行抗剪切性能实验.

从图2可以看出，在实验条件下，乙基纤维素、 石蜡对轻丙基瓜尔胶压裂液的抗剪切性能基本没影 响，因此不论是草酸微胶囊还是破裂以后的囊衣皮 对压裂液性能不会有影响，可以一起添加使用.

2.4微胶囊包裹化学生热体系对压裂液性能的影 响

将一定浓度的生热剂、0.08%的过硫酸铵(破胶 剂)及羟丙基瓜尔胶配成基液，用pH调节剂调节好 pH值后，加人0• 86%的草酸微胶囊，在6 000 r/min 左右的搅拌下按交联比加入硼砂交联液，交联好后 移入哈克流变仪进行压裂液抗剪切性能的测定.

图3微胶囊包裹化学生热体系对压裂液 抗剪切性能的影响

从图3可以看出，加人微胶囊包裹化学生热体 系后，压裂液的黏度有所降低，但其体系的稳定性 及抗剪切性能都保持较好,2 h后黏度都保持在300 mPai左右，在整个压裂施工过程中都能保持较好 的携砂性能.

3结论

(1)压裂液基液加人生热剂后黏度有所降低，而 且加人的生热剂浓度越大，黏度降低越多；

(2)含有生热剂的基液交联后，与不含生热剂的

压裂液相比初始黏度有所降低，而且生热剂的浓度 越大，初始黏度越低，但压裂液的稳定性较好，在 170剪切速度下剪切2 h后，黏度能保持在200

mPa*S以上，可满足压裂施工的黏度要求.

(3)将草酸微胶囊、破胶剂、生热剂等与压裂液 复配，压裂液的黏度有所降低，但其体系的稳定性及 抗剪切性能都保持较好，2 h后黏度都保持在300 mPa_ s左右，说明微胶囊包裹化学生热体系与该压 裂液体系有很好的配伍性.