3.高減阻強攜砂壓裂液體系構建及主要性能評價

3.1壓裂液變黏方案及配方

契合碳酸鹽巖縫網壓裂理念，結合生物復合乳液優勢及現場在線施工技術要求，制定了一體化變黏方案（見表4），構建了高減阻強攜砂壓裂液體系，形成了適合碳酸鹽巖體積加砂壓裂的高、中、低黏壓裂液專有配方。

表4高減阻強攜砂壓裂液體系一體化變黏方案

3.2降阻性能

分別測試了不同SRY-1濃度下剪切1 min和循環剪切5 min后的降阻率，結果如圖4所示，從曲線可以看出，壓裂液降阻率最高可達75%以上，即使是高黏液降阻率也保持在60%以上；隨SRY-1濃度的增加呈先快速增加，再緩慢下降，再到較快下降的3個階段：當SRY-1濃度低于CAC1（0.18%）時，隨濃度的增加，壓裂液由分子內多重共價鍵作用逐步向分子間共價鍵物理交聯轉變，并在剪切作用下增加分子間接觸機會，促進空間網絡結構形成，吸收部分湍流渦流能量，顯著減小湍流能量耗散，從而表現出降阻率快速增加的趨勢；當SRY-1濃度在CAC2（0.4%）附近時，壓裂液空間網絡結構在剪切作用下逐漸形成并加強，彈性增加，吸收并儲存湍流能量的能力加強，所以即使在壓裂液黏度增加較快的情況下，壓裂液降阻率保持相對穩定，在現場施工中，隨排量的增大，湍流現象更加嚴重，結構流體儲存并轉換能量的作用更明顯，降阻性能會比室內測試更突出；當SRY-1濃度繼續增大，壓裂液黏性急劇增加，流動的能量損耗也隨之顯著增大，從而導致降阻率下降較快。

圖4不同SRY-1濃度下壓裂液降阻率曲線

壓裂液降阻率的變化階段分別對應了壓裂液的低黏、中黏和高黏，充分了解這一變化規律，可以合理進行變黏控制以滿足壓裂施工不同階段（造縫階段、成網階段、支撐階段）對壓裂液降阻性能的特殊要求；同時，測試過程中還發現，低黏液（0.2%以內）的降阻率保持率在96%以上，而中黏液、高黏液經過5 min循環剪切后降阻率保持率超過100%，與本體系的結構流體特性（剪切稀釋性、觸變性）密切相關，這一特性也消除了深井大排量壓裂面臨的壓裂液降阻性能降低或失效的風險。

3.3耐溫耐剪切性能

充分模擬在線施工以及大排量對壓裂液高剪切的情況，設置好流變測試條件，110℃，170 s?1剪切1 min（模擬地面），然后1000 s?1剪切3 min（模擬井筒中12 m3/min排量），再100 s?1剪切86 min（模擬裂縫中）；按照配方配制壓裂液，攪拌1 min后立即取測試樣轉入流變儀測試，測試結果見圖5。壓裂液經過1000 s?1的高剪切后黏度能迅速恢復，隨溫度升高黏度下降較快，但當溫度達到110℃恒定后黏度基本穩定，高黏液（0.8%）表觀黏度保持在45～50 mPa·s之間，可以滿足前置液造縫和攜砂要求；中黏液（0.5%）表觀黏度保持在20～25 mPa·s之間，低黏高彈性特征依然能滿足長時間壓裂加砂要求。

圖5不同配方壓裂液耐溫耐剪切測試曲線（110℃）

3.4攜砂性能

碳酸鹽巖致密、裂縫凈壓力高，隔層與儲層的有效應力差小，導致壓裂施工過程中裂縫延伸困難、縫寬受限、縫高難于有效控制，在目前的體積壓裂工藝條件下，大排量施工已逐漸淘汰了交聯凍膠、高黏弱凝膠加砂模式，而是采用低黏或中黏壓裂液來實現高強度加砂，這對于深穿透造復雜縫和縫高控制有利，但是，在壓裂液黏度較低的情況下如何保證攜砂性能，唯有提升壓裂液黏彈性來實現。因此通過研究壓裂液黏彈性（黏性、彈性）來表征壓裂液攜砂性能，可以為現場施工提供強有力的實驗依據。

黏彈性是指流體對施加外力的響應，表現為黏性和彈性雙重特性，通常用G′表征彈性模量，G″表征黏性模量，而G″與G′的比值記作Tanδ，用于表征流體黏彈性的強弱：隨Tanδ由大到小變化，流體黏彈特性越明顯，Tanδ>1時，流體流動性強，Tanδ<1時，流體結構性強。對0.15%、0.4%、0.8%SRY-1的壓裂液進行了黏彈性測試（利用RS6000流變儀錐板測試系統進行定頻率定應力掃描實驗，測試得到的彈性模量G′、Tanδ變化情況見圖6所示。

圖6不同配方壓裂液黏彈性表征測試

測試表明：隨SRY-1濃度的增加，壓裂液彈性模量G′不斷增大，Tanδ不斷減小，并且SRY-1超過CAC1（0.18%）后，增大和減小的趨勢更明顯。從壓裂液微觀作用機理分析，優良的黏彈特性建立在CAC之上，依靠分子鏈間多重共價鍵交聯作用來形成高強度空間網絡結構，才能在壓裂液懸浮、攜帶支撐劑能力上發揮獨特優勢。為此，進一步測試了40/70支撐劑在壓裂液中的沉降速度，結合壓裂液G′、G″、Tanδ與沉降速度進行關聯分析，如表5所示。

表5不同配方壓裂液支撐劑沉降速度與黏彈性的關系

數據表明，壓裂液沉降速度與Tanδ的變化趨勢基本一致：當SRY-1濃度遠小于CAC1（0.18%）時，G'很小，Tanδ＞1，支撐劑沉降速度很快；當SRY-1濃度逐漸接近CAC1，G'超過G″，Tanδ＜1，支撐劑沉降速度明顯降低；當SRY-1濃度逐漸接近CAC2（0.4%），G'遠大于G″，支撐劑沉降速度慢；當SRY-1濃度超過CAC2，G′、G″持續增大，彈性明顯大于黏性，Tanδ<<1并且趨于穩定，支撐劑基本不沉降（沉降速度為0）。因此G′、G″和Tanδ結合可以很好地表征不同濃度范圍內壓裂液的懸砂能力，中黏液（0.4%）Tanδ小于0.4就具有良好的攜砂性能，支撐劑沉降速率低至0.1 cm·s?1。可以發現，在配方設計范圍內，超過CAC1濃度后壓裂液彈性的增加幅度明顯大于黏性，為實現低黏高彈性，高減阻強攜砂提供了可能性。

3.5破膠性能

按照配方配制壓裂液，依照石油天然氣行業標準SY/T 5107—2016的方法，在指定溫度下破膠，冷卻后測定破膠液基礎數據，測試結果見表6。破膠液狀態見圖7。

表6壓裂液破膠液基礎數據統計

圖7壓裂液破膠液狀態展示

數據表明，壓裂液破膠劑用量低，通過用量調節可在2 h內徹底破膠，測得破膠液黏度低，表面張力27 mN/m以下，殘渣含量低至20 mg/L以下，說明壓裂液不僅破膠性能良好，并且破膠液表面張力低，殘渣含量低，顯著降低對致密碳酸鹽儲層的傷害，提高儲層改造效果。

4.技術體系在碳酸鹽巖體積加砂壓裂中的應用情況

鄂爾多斯盆地是國內重要的油氣開發區塊，其中下古碳酸鹽巖油氣資源豐富，開發規模逐年擴大，開發區域和層位也在不斷拓展，使得碳酸鹽巖氣藏成為油氣開發的重要增長點。2021年～2024年，利用本技術體系在該區塊碳酸鹽巖井進行了在線一體化體積加砂壓裂先導實驗及規模化應用，累計施工30余井次，最高使用溫度138℃，最大（單段）組合加砂118.4 m3，施工最高砂比達22%，加砂完成率95%以上。尤其在華北油氣分公司首口碳酸鹽巖水平井（DK**-**24）施工中取得突破，目前已投產近2年，平均日產氣4×104 m3，穩產效果良好，是鄰井DK**-**29常規酸化產量的1.5倍，展現出了該技術在碳酸鹽巖儲層良好的增產優勢。

DK**-**24井斜深4461 m，地層溫度110℃左右，水平段總長度1300 m，鉆遇率84.1%，目的層馬五5段鉆遇儲層厚度25 m左右，該井設計分段18段，施工排量8～12 m3/min，采用前置酸液+高減阻強攜砂壓裂液+液氮伴注按照“先造縫、后成網”+“控黏增砂”的模式進行體積加砂壓裂施工，控制高黏液0.8%～1.0%SRY-1、中黏液0.5%～0.6%SRY-1、低黏液0.2%～0.3%SRY-1，多數段加砂施工順利，其中第4段施工排量10～10.5 m3/min，一般施工壓力79～87 MPa，最高砂比20%，壓裂液用液量1314.7 m3（其中高黏液415 m3、中黏液776.7 m3、低黏液123 m3），加砂量91.6 m3（加砂完成率101.8%），施工曲線及攜砂液靜態懸砂情況見圖8所示。

圖8 DK**-**24井第4段壓裂施工曲線及攜砂液展示

5.結論

1.針對碳酸鹽巖開發難點，提出了“先造縫、后成網”+“控黏增砂”的體積加砂壓裂改造思路，設計高減阻強攜砂壓裂液體系并制定針對性的用液方案、工藝優化，實現碳酸鹽儲層控縫高、造復雜縫網、控黏增砂、充分改造的目標。

2.將小分子改性生物單體與丙烯酰胺、水解度控制單體、微電荷單體等接枝共聚，引入相關功能助劑，制備出有效含量高、功能復合的一體化生物復合乳液，通過室內優化對乳液有效含量、水解度、分子量、微電荷單體、小分子生物單體等關鍵參數控制，使生物復合乳液具備低臨界締合濃度、速溶、高效增黏和在線變黏一體化等優勢。

3.構建了高減阻強攜砂壓裂液體系，對適合碳酸鹽巖體積加砂壓裂的高、中、低黏液進行了綜合性能評價：壓裂液具備優良的耐溫耐剪切性能、降阻性能和攜砂性能，主體攜砂的中黏液降阻率70%以上，降阻率保持率超過100%，支撐劑沉降速率低至0.1 cm·s?1，實現了壓裂液兼顧高減阻、強攜砂性能的技術突破；同時，壓裂液破膠徹底，表面張力低至27 mN/m以下，殘渣含量低至20 mg/L以下。

4.一體化生物復合乳液及配套碳酸鹽巖體積加砂壓裂技術已在鄂爾多斯盆地碳酸鹽巖井規模化應用超過30井次，液體性能穩定，加砂完成率95%以上，并取得了比鄰近酸壓井更優的增產效果，為致密碳酸鹽巖開發提供了強有力的技術手段。