pH值对适于页岩气储层的SDBS压裂液性能的影响研究

2015-01-01冯科玮施皆能鲁晓敏

钻探工程 2015年12期

冯科玮，曹函，3，施皆能，吴坤，鲁晓敏

(1．中南大学有色金属成矿预测教育部重点实验室，湖南长沙410083;2．中南大学地球科学与信息物理学院，湖南长沙410083;3．页岩气资源利用湖南省重点实验室，湖南湘潭411201)

0 引言

页岩气储层具有低渗、低孔隙率的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井需要压裂改造才能获得比较理想的产量，而页岩气藏压裂液是页岩气藏实施压裂增产的关键，是页岩气高效增产的核心技术。由于页岩气储层的特殊性，要求压裂液具有良好的造缝和稳缝效果。SDBS压裂液是一种表面活性剂凝胶压裂液，拥有着很好的粘度、抗剪切和流动性能，能在很高的流速和剪切速率下携带支撑剂，低滤失量，较好的膨胀抑制性。目前，阴离子表面活性剂在页岩气的开采中占据着愈来愈重要的作用，可以有效解决阳离子表面活性剂在带负电的页岩层表面吸附的问题，降低压裂液对页岩层基质的伤害，提高压裂效率。

在前期工作中发现，压裂液体系的pH值是影响阴离子表面活性剂压裂液性能的重要因素［1］。但目前仅在阴离子表面活性剂压裂液的流变性、携砂性和滤失性等方面做了许多的研究［2］，对于压裂液体系中的酸碱性问题却重视不够，缺乏深入的研究。为了详细研究这种影响，本文分析pH对SDBS压裂液在页岩层中性能的影响。

1 试验设计

1．1 试验方法

试验主要以阴离子表面活性剂(SDBS)压裂液为研究对象，根据经验参数，选用SDBS的浓度为0.4%［3］，添加不同浓度的腐植酸钾和CMC，确定压裂液的基浆;再通过改变多组不同比例的阴离子表面活性剂压裂液的pH值并测定体系的性能参数(粘度、表面张力和页岩膨胀量)，从而分析pH值对压裂液体系性能的影响。

1．2 试验基浆优选

(1)确定试验基浆配方。由表1可知，随着SDBS压裂液中CMC加入量的增加，压裂液的失水量逐渐减小，且当增加的CMC浓度达到0.4%时，压裂液体系的结构粘度达到最大，有效地减少了失水量。此时压裂液无明显分层现象，携砂性能好。因此CMC最优加量为0.4%。

表1 不同CMC浓度下SDBS压裂液的性能参数

SDBS压裂液体系中添加的腐植酸钾能够在粘土粒表面形成水化膜，提高其分散稳定性，从而降低失水量。由表2可知，随着压裂液体系中腐植酸钾的增加，体系的失水量逐渐减小。当添加的腐植酸钾浓度为0.08%时，极大地提高了压裂液体系的降失水效果。

因此确定试验基浆配方为:0.08%腐植酸钾+0.4%CMC。

表2 不同腐植酸钾浓度下SDBS压裂液的性能参数

(2)在基浆中分别加入 0.01%、0.03%和0.05%的SDBS，高速搅拌均匀，待用。

(3)调节NaOH试剂和浓HCl试剂的加量改变压裂液体系的pH值，使得体系的pH值分别为3、5、7、9、11、13。

(4)测定体系的粘度、表面张力以及页岩在该压裂液体系中的膨胀量。

2 试验结果与讨论

2．1 pH值对SDBS压裂液粘度的影响

图1～3给出了pH值对不同SDBS浓度下阴离子表面活性剂压裂液表观粘度、塑性粘度和结构粘度的影响。

从图1～3可以得出:在阴离子表面活性剂压裂液体系中加入的SDBS浓度一定(0.01%、0.03%或0.05%)时，当体系pH值＜9时，压裂液体系的表观粘度、塑性粘度和结构粘度随着体系pH值的增大而增大，且在pH值=9时达到最大值。这是由于在酸性条件下(pH值3～7)，SDBS阴离子表面活性剂压裂液体系的性能不稳定，粘度较低，且当pH值＜3时，压裂液体系中添加的CMC能够发生降解反应，释放出游离酸HCMC，有效地降低体系的粘度。当体系的pH值＞9时，随着压裂液体系的pH值的增大，体系的表观粘度、塑性粘度和结构粘度都有一定程度的降低，这是因为当增大SDBS压裂液体系的pH值时，随着NaOH试剂用量的不断增加，钠离子浓度逐渐增大，而CMC处理剂在低盐浓度范围内表现出一定的聚电解质的性质，粘度有轻微的下降［4］。

图1 pH值对不同SDBS浓度压裂液表观粘度的影响

图2 pH值对不同SDBS浓度压裂液塑性粘度的影响

图3 pH对不同SDBS浓度压裂液结构粘度的影响

阴离子表面活性剂压裂液体系的表观粘度和塑性粘度能够表现出压裂液的造缝性能。一定条件下，压裂液体系的粘度越高，造缝能力越强。因此，提高压裂液体系的表观粘度和塑性粘度是获得良好的压裂效果的有效手段［5］。当SDBS压裂液体系的pH值=9时，体系的表观粘度和塑性粘度最高，能有效提高体系的造缝能力。

阴离子表面活性剂压裂液体系的结构粘度反应了分散相颗粒之间的相互作用或空间网架结构而增加的流动阻力。压裂液的结构粘度越高，形成的空间结构越稳定，裂缝的稳定性越好。当SDBS压裂液体系的pH值=9时，体系的结构粘度最高，此时在压裂液作用下，增强了裂缝的稳定性。

因此，当SDBS压裂液体系的pH值=9时，此时体系的粘度最高，可以提高体系的造缝和稳缝效果。

2．2 pH值对SDBS压裂液表面张力的影响

为了研究pH值对压裂液体系表面张力的影响，测定了不同SDBS浓度下的阴离子表面活性剂压裂液表面张力随pH值的变化，结果如图4所示。

图4 pH值对不同SDBS浓度压裂液表面张力的影响

从图4可以得出以下结果。

(1)当压裂液体系中添加的 SDBS浓度为(0.01%、0.03%或0.05%)时，在pH值=5的条件下，压裂液的表面张力最小，表面活性最高，主要是由于在压裂液体系为弱酸的条件下加入的H+能压缩SDBS表面活性剂的扩散双电层结构，使SDBS表面活性剂分子极性头基上所带的电荷对周围分子极性头基的作用力范围减弱，双电层平均厚度变薄，有利于形成胶束，有效地降低体系的表面张力，如图5所示。而在pH值=3的条件下，SDBS压裂液体系酸性太强导致表面活性降低。当压裂液体系pH值＞5时，体系的表面张力先增大再降低，且在pH值=7时达到最大值。这是因为在压裂液pH值＞7时，增加的Na+有着很好的压缩SDBS表面活性剂双电层的能力，减少它们之间的静电排斥作用，从而使表面活性剂易于聚集形成胶束，降低体系的表面张力［6］。

图5 H+对SDBS压裂液体系扩散双电层的影响

(2)酸性条件下增加的H+有着更好地降低SDBS压裂液体系表面张力的能力。H+的水化体积比Na+小，可以更容易地压缩SDBS极性头的水化层，减少极性头之间的静电排斥作用，在界面上排列更加紧密，降低体系的表面张力［7］。

(3)在压裂液体系pH值一定(pH值=3、5、7、9、11或13)时，SDBS浓度为0.01%下的阴离子表面活性剂压裂液的表面张力较大，而SDBS的浓度为0.03%和0.05%下的表面张力都相对较小，且两者基本一致。阴离子表面活性剂是活性剂分子不断占据体系的表面，降低体系表面张力的一个过程，当活性剂分子完全占据体系的表面时，表面张力不再下降，开始在体系中形成胶束［8］。因此，在SDBS的浓度为0.03%时，阴离子表面活性剂基本达到临界胶束浓度(cmc值)。

因此，SDBS压裂液体系的表面张力在pH值=5时达到最小值，pH值=7时达到最大值，且在浓度为0.03%时，SDBS表面活性剂基本达到cmc值。

2．3 pH值对SDBS压裂液页岩膨胀抑制性的影响

页岩气储层中粘土所占比例大，且粘土分散度高，亲水性强，容易发生水化反应，引起粘土的水化膨胀［9］。为了分析体系的pH值对阴离子表面活性剂体系的膨胀抑制性的影响，测定了页岩在不同浓度SDBS阴离子表面活性剂压裂液下随pH变化的膨胀量，结果如图6所示。

由图6可以看出，在阴离子表面活性剂压裂液体系中添加的SDBS浓度一定(0.01%，0.03%或0.05%)时，当体系的pH值＜7，页岩层的膨胀量随着体系pH值的增大而增大，并在pH值=7时膨胀量达到最大值;当体系的pH值＞7，随着体系pH值的增大，页岩的膨胀量先下降后上升，在pH值=9时膨胀量最小，并最终趋于平缓。

图6 pH值对不同SDBS浓度压裂液的膨胀抑制效果

当SDBS压裂液体系pH值＜7时，溶液中存在大量的 H+，逐渐置换位于晶格表面的 Ca2+和Mg2+，使粘土变成氢土;且H+直径小，易与粘土颗粒表面结合，所以比其它阳离子难以解离;也因H+的体积小，水化差，吸附水的能力弱，从而抑制了粘土的水化膨胀，所以页岩储层的膨胀量随着体系pH值增大而增大［10］。当压裂液体系pH值＞7且处于弱碱性条件下(pH值=7～9)时，在粘土与溶液的接触面上，有不具膨胀性的次生矿物氢氧镁石产生;另外，晶格边缘裸露的Fe－OH、Al－OH等羟基离解而产生负电荷，吸附阳离子;且－OH基团与粘土发生作用，引起硅氧键断裂重新形成更稳定的结晶形式，减少其水化膨胀，所以页岩储层的膨胀量在弱碱条件下随着体系pH值的不断增大而减小。当SDBS压裂液体系在强碱条件下(pH值=9～13)时，体系碱性过强，－OH基团吸附在粘土表面，加快页岩的水化膨胀和分散，此时页岩储层的膨胀量开始增大，并最终趋于稳定［11］。

当阴离子表面活性剂压裂液体系的pH值一定(3、5、7、9、11 或 13)时，膨胀量 ε(0.03%)＜ ε(0.05%)＜ε(0.01%)，即分别添加SDBS浓度为0.01%、0.03%和0.05%时，页岩的膨胀量先减小后增大，膨胀抑制效果在SDBS浓度为0.03%的时候最佳。由上述2．2可知，浓度为0.03%时，SDBS阴离子表面活性剂基本达到cmc值，且表面活性剂浓度接近cmc值时溶解度达到最低值，此时SDBS压裂液与岩层中的金属离子完全反应，生成带正电的络合离子，如Ca(RSO3)+，如公式(1)所示，络合离子吸附在带负电的岩层表面，起到较好的膨胀抑制作用［12］。