泡沫压裂液所使用的氮气、二氧化碳需采用专用设备进行运输及泵送，设备费用高，施工程序复杂，管路摩阻高，泵压高，易结冰堵塞管线，泄漏出的氮气、二氧化碳可能造成施工人员冻伤，故其施工风险高。因此，在储层压裂改造的使用中受到限制。对于原油黏度较大的地层，冷流体的侵入会造成“冷伤害”，使井底周围的原油冷却，黏度增大，甚至原油析蜡或凝固，堵塞一部分流动通道，从而降低裂缝的导流能力，造成压裂施工增产效果较差，增产有效期短。

　　新型提高采收率类泡沫压裂液是在常规压裂液和泡沫压裂液的基础上研发的一种新型的压裂液体系，其特点是: 在地面，它是一种纯液体的压裂液，配液方便，施工简单( 与常规压裂液相同) ，在地下，它逐渐自动发泡而变成类似“泡沫压裂液”的混合物。因此，不需采用注气专用设备，简化了施工程序，降低施工风险; 它具有自动生气增压助排，良好的自喷返排等类似泡沫压裂液的优点，同时它自动产生的热量能有效解决常规压裂液体对储层带来的“冷伤害”问题。目前类泡沫压裂液体系是在常规的水基改性胍胶压裂液的基础上，添加一定量的亚硝酸钠、氯化铵、盐酸及腐蚀剂构成，亚硝酸钠和氯化铵是生热剂，当它们在催化剂盐酸存在的条件下混合时，会发生化学放热反应，释放大量热量和气体。该体系虽能解决常规压裂液的“冷伤害”问题，但所含残渣量不能有效降低，其伤害高，影响压裂效果。因此，国内外专家将生热化学反应引入到黏弹性表面活性剂压裂液体系中，无残渣，低伤害，但其破胶需借助地层油、气、水，破胶时间长，在遇到干层时不能实现压后快速返排。本文是通过将化学生热反应引入到水溶性疏水缔合聚合物与黏弹性表面活性剂复配形成的类泡沫压裂液体系，可通过采用常规的过硫酸盐和地层油、气、水双重作用破胶，这种类泡沫压裂液体系可有效的解决“冷伤害”、无残渣、快速破胶及返排等问题。

　　 

　　一、新型类泡沫压裂液体系的组成

　　基液: 0.20% ～ 0.45% APD - 1( 水溶性疏水缔合聚合物) + 3% ～ 8% NH4Cl + 2.5% ～ 6.5%NaNO2，其余为水。

　　结构增强液( 引发液) : 20% ～ 40% GT - 60( 表面活性剂) + 20%有机溶剂+ 10% ～ 30%GTO( 产热催化剂) ，其余为水。

　　V 基液: V 结构增强液= 10∶ 1。

　　施工中泵入0. 05% ～ 0. 15%过硫酸盐破胶剂。

　　上述配方用量根据不同地层温度进行调节。

　　 

　　二、新型类泡沫压裂液体系性能评价

　　1.耐温耐剪切试验

　　( 1) 耐温试验。采用HAAKE RS150 流变仪，控制升温速度为3 ± 0.2 ℃ /min，从30℃开始试验，转子以剪切速率170 s - 1转动，压裂液在加热条件下受到连续剪切，测定压裂液的表观黏度值。由分析可知，当温度小于75℃，压裂液体系黏度在60 ～ 70mPa·s，当温度大于75℃，黏度随着温度的升高逐渐降低，当黏度为20. 25 mPa·s 时，温度为97. 8℃。因此，该压裂液的耐温能力是97. 8℃( 参考标准《压裂液通用技术条件》SY/T6376 - 2008 中黏弹性表面活性剂压裂液通用技术指标) 。

　　( 2) 耐温耐剪切试验。采用HAAKE RS150 流变仪，控制升温速度为3 ± 0. 2 ℃ /min，从30℃开始试验，转子以剪切速率170 s - 1 转动，温度达到70℃后，保持剪切速率和温度不变，剪切1 h，全过程取值对应的时间、温度及表观黏度来确定压裂液耐温耐剪切能力。由分析可知，压裂液在70℃，剪切75min 后，黏度保持在50 mPa·s 左右。因此，该类泡沫压裂液体系具有很好的耐温耐剪切性能。采用HAAKE RS150 流变仪，温度控制在55℃，通过依次改变剪切速率的方式，评价该类泡沫压裂液的变剪切性能。由分析可知，在剪切速率为50 ～ 1000 s - 1的范围内，剪切速率的增加或减小所对应的表观黏度曲线几乎重合，表明该类泡沫压裂液体系具有极好的剪切稀释并快速恢复黏度性能，且黏度逆变过。

　　2.携砂性能

　　2.1 静态悬砂试验

　　采用单颗粒支撑剂沉降法测定了不同温度下支撑剂在该类泡沫压裂液中的沉降速率。实验支撑剂采用16 ～ 18 目红色玻璃球，实验结果见表1。程具有瞬时性。

　　表1 单颗粒支撑剂在类泡沫压裂液体系中沉降实验结果表

　　

　　Roddhart L P 和Davics D R 提出在静态下，单颗粒在压裂液中的最佳沉降速率应小于0.08 mm/s，允许范围为0.08 ～ 0.80 mm/s。由表1 可知，常温下支撑剂在类泡沫压裂液中沉降速率远低于0. 08 mm/s，随着温度的升高仍保持较低值。因此，该类泡沫压裂液具有良好的静态悬砂性能。

　　2.2 动态携砂试验

　　采用模拟裂缝流动的陶粒沉降法试验，评价该类泡沫压裂液动态携砂性能。由分析可知，类泡沫压裂液在表观黏度为30 mPa·s 时的陶粒沉降速率远小于有机硼交联胍胶压裂液( 0. 5% HPG) 在其表观黏度为100 mPa·s 时的沉降速率。因此，该新型类泡沫压裂液体系在黏度达到30 mPa·s 时具有良好的动态悬砂能力。

　　3.破胶方式

　　3.1 采用常规过硫酸盐破胶

　　实验采用过硫酸钾作为破胶剂，测定了该类泡沫压裂液体系不同温度下的破胶性能，见表2。

　　表2 类泡沫压裂液在不同温度、不同浓度破胶剂条件下的破胶性能表

　　

　　从表2 可知，该类泡沫压裂液体系可通过采用常规的过硫酸盐作为破胶剂实现破胶的目的。其原因可能是: 过硫酸盐分解出的游离氧化聚合物链，使聚合物大分子链断裂成小分链，从而达到即使在表面活性剂存在的情况下，也不能使聚合物分子之间发生疏水缔合作用，从而使类泡沫压裂液体系彻底破胶。从表2 分析，该类泡沫压裂液体系破胶液的破胶液表面张力、煤油/破胶液界面张力值稍大于石油行标SY/T 6376 - 2008 压裂液通用技术条件中对这两项要求的技术指标，实验认为可以通过向类泡沫压裂液体系中添加适量助排剂来得到改善。

　　3.2 采用烃类物质破胶

　　将该类泡沫压裂液与柴油按不同体积比例混合，在50℃下，分别测试了其破胶液参数，见表3。

　　从表3 可知，该类泡沫压裂液体系可通过使用柴油等烃类物质作为破胶剂实现破胶。其破胶机理可能是柴油等烃类物质增溶在疏水缔合聚合物和表面活性剂形成的“复合”胶束中，影响溶液的带电环境，破坏胶束结构，从而降低溶液的黏度。通过试验知，该新型类泡沫压裂液体系既可通过常规的过硫酸盐破胶，又可通过地层的油、气、水双重作用破胶，这可实现压裂后实现快速返排。

　　表3 类泡沫压裂液在柴油破胶下的破胶性能表

　　

　　4.残渣、滤失及伤害性能

　　该类泡沫压裂液的残渣使用常规检测基本不含残渣。这可能是由于复合体系中疏水缔合聚合物的水不溶物含量极低，且体系中除生热材料及破胶剂外，无其它添加剂的缘故。实验采用具有较强水敏的西泉11 井T1 j: 2 972. 09 ～ 2 973. 98 m 段岩心，考察该类泡沫压裂液、清洁压裂液和胍胶压裂液破胶液对岩心伤害程度及滤失数据，见表4 和表5。表4表明，新型类泡沫压裂液对岩心的伤害率低于10%，而清洁压裂液和胍胶压裂液对岩心的伤害率分别约为20%和50%。因此，该新型类泡沫压裂液体系可明显降低压裂液对地层的伤害。

　　表4 不同压裂液体系对岩心伤害比较试验数据表

　　

　　注: 伤害压力为8 MPa，伤害时间为2 h。

　　从表5 可知，类泡沫压裂液的滤失系数与清洁压裂液和胍胶压裂液相比较小，说明压裂液向地层的滤失

　　量小，比胍胶压裂液和清洁压裂液降滤失效果更优。这可能是因为进入地层的压裂液产生细微的泡沫具有类似粉砂的降滤失效果，它能优先占据岩石孔隙和喉道，降低压裂液水相在地层中的滤失量。类泡沫压裂液的初滤失量大，同清洁压裂液相当，这是因为该类泡沫压裂液残渣极低，在最初不能有效地形成滤饼[1，8]。

　　表5 不同压裂液体系的滤失数据表

　　

　　5.增压助排性能

　　NH4Cl 和NaNO2构成的化学生热反应体系在产热催化剂作用下将生成大量的惰性气体，这些惰性气体均匀分散在压裂液体系中使压裂液泡沫化，表现为压裂液体积膨胀，试验考察了不同产热催化剂作用下压裂液的体积膨胀性能。从分析可知，在常温常压条件热催化剂GTO 作用下，压裂液体积不断增加，且随着GTO 浓度的增大，压裂液体积膨胀速度加快，随着时间的增长，压裂液不再膨胀，这可能是因为生热化学药剂反应耗尽的缘故。类泡沫压裂液体系自动产气的性能使得压裂液具有自动增压功能，形成类似拌注“液氮/二氧化碳”的作用，形成的泡沫结构能显著降低压裂液体系密度，从而降低井筒回压增加返排压差，提高返排速度。泡沫压裂液对侵入地层的滤液难以起到良好的增压助排效果，而该类泡沫压裂液侵入地层孔隙后，其滤液也能自动增压发泡而获得增能助排性能，这从根本上提高了压裂液在地层的返排效果。

　　6.升热性能

　　NH4Cl 和NaNO2构成的化学生热反应体系在催化剂作用下产气的同时，还将释放出大量的热量，根据NH4Cl 和NaNO2构成的化学生热反应体系的反应机理，1 m3 浓度为1 mol /L 的NaNO2水溶液与1 m3 浓度为1 mol /L 的NH4Cl 水溶液混合后，理论上可产生332. 58 MJ 的热量。这些热量可大幅度提高压裂液体系的温度，可有效提高过硫酸盐在低温地层的热化学分解能力，促成压裂液快速而彻底破胶，缩短压裂液在地层中的滞留时间，降低储层伤害，避免支撑剂回流。同时这些热量在地层中通过径向和垂向的传导，加热近井地带的油层，使其温度大幅度升高，从而解除油层的有机物堵、水堵、高界面张力堵等污染，同时也能解除因低温压裂液进入油层后造成原油析出的蜡质堵塞，从而降低原油黏度，提高裂缝的导流能力。

　　 

　　三、现场应用

　　该类泡沫压裂液体系在新疆油田乌尔禾、西泉及黑油山区块共试验7 井次( 表6) ，施工均顺利，携砂性能良好。加砂量为15 ～ 70 m3，排量为3. 0 ～4. 0 m3 /min，平均砂比为17.34% ～ 20.66%，压后返排率为86.67% ～ 96.57%，，地层压力系数低为0.8～ 0.95，压前均无产，压后日均产液量高，相比同区其它压裂液返排率提高30%，平均日产液量提高100%，取得了良好的增油及评价效果。

　　表6 新型类泡沫压裂液现场试验井参数统计表

　　 

　　四、结论与建议

　　☞ 该新型类泡沫压裂液体系具有常规压裂液和泡沫压裂液的优点，地面为液态状，施工时与常规压裂相同，注入地层后自动发泡形成类似泡沫压裂液的混合物，同时它具有良好的携砂性能、降滤失性能、无残渣、低伤害性能，对岩心的伤害率低于10%，这弥补了酸性改性胍胶自生热压裂液体系残渣含量高，伤害大的缺点，同时它可采用过硫酸盐和地层油、气、水破胶，能实现压后快速返排，降低压裂液滞留地层带来的伤害，这是黏弹性表面活性剂自生热压裂液体系所不具备的。

　　☞ 该新型类泡沫压裂液适用于中浅层高凝油、原油黏度偏稠、含蜡高、储层自然产能低、压力低、渗透率低、压裂液破胶困难等的油气藏储层的压裂改造。该新型类泡沫压裂液在新疆油田7 口井取得压裂加砂工艺成功，自喷返排效果好，增油效果明显，表明该压裂液体系的实用性，为新疆油田的储层改造提供了一种新的有效的技术手段，值得推广应用。