摘要：针对碳酸盐岩体积加砂压裂的难点，以减阻剂速溶、高效增黏和在线变黏一体化为出发点，将小分子改性生物单体与丙烯酰胺、水解度控制单体、微电荷单体等接枝共聚，引入相关功能助剂，制备出有效含量高、功能复合的一体化生物复合乳液，构建高减阻强携砂压裂液体系并制定针对性的用液方案、工艺优化，实现碳酸盐储层控缝高、造复杂缝网、控黏增砂、充分改造的目标。该乳液有效含量、水解度、分子量分别控制在30%左右、40%～50%、1200～1300万，微电荷单体2.0%和小分子生物单体0.6%时性能最优，溶解时间低于20 s，3 min增黏率达90%以上，CAC1，CAC2分别为1.79 g/L、3.89 g/L；对压裂液综合性能评价表明：低黏液、中黏液、高黏液降阻率分别可达75%、70%、60%以上，降阻率保持率96%以上；高黏液、中黏液在110 ℃、170 s−1 剪切 90 min后黏度分别保持在45～50 mPa·s、20～25 mPa·s；中黏液（0.4%）黏弹性表征Tanδ<0.4就具有良好的携砂性能，支撑剂沉降速率低至0.1 cm·s−1；压裂液破胶液黏度低于3 mm2/s，表面张力27 mN/m以下，残渣含量低至20 mg/L以下。该技术在鄂尔多斯盆地碳酸盐岩井进行体积加砂压裂先导实验及规模化应用超过30井次，液体性能稳定，加砂完成率95%以上，取得了良好的增产效果，为致密碳酸盐岩开发提供了强有力的技术手段。

碳酸盐岩储层的高效开发一直是国内各大油田面临的主要难点之一。长期以来，碳酸盐岩开发均以酸化技术为主，但由于这类储层具有埋藏深、致密、低孔、低渗、低压力系数等特点，常规酸化技术存在有效作用距离短、酸蚀裂缝导流能力难保持、残酸返排困难等难题，大大制约了储层措施增产效果及采收率的提高。随着压裂设备和工艺的不断进步，各大油田陆续开展了碳酸盐岩体积加砂压裂技术研究及应用，也逐步认识到该技术在复杂缝网改造、长期裂缝导流能力上提升的明显优势：碳酸盐岩储层进行“体积压裂”改造时，可使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的复杂裂缝网络，从而增加改造体积，提高产量及采收率。

然而碳酸盐岩体积加砂压裂技术现场实施也存在施工压力高、裂缝起裂和延伸复杂、缝高易失控、裂缝宽度受限、加砂困难等亟待解决的难题。通过合理的缝网压裂设计思路指导，结合性能优良的压裂液体系和高效的施工工艺，有望解决以上提到的多数施工难题。鉴于此，以小分子生物改性和多种非共价键交联技术为核心，研发了低临界缔合浓度、速溶、高效增黏的一体化生物复合乳液，并赋予其可实时调控、一体化、连续的施工特性，构建高减阻强携砂压裂液体系并制定高、中、低变黏用液方案和组合粒径加砂工艺，实现碳酸盐储层“控缝高”、“造复杂缝网”、“控黏增砂”、“充分改造”的目标，有效提高压裂施工成功率，增大储层改造体积，进而提高措施增产效果。

1.技术思路

1.1一体化生物复合乳液及压裂液技术原理

利用反相乳液聚合技术的特殊优势，将小分子改性生物单体与丙烯酰胺、水解度控制单体、微电荷单体和特殊功能单体接枝共聚，并引入相关功能助剂，攻克乳液减阻剂有效含量低和功能单一的难题，制备成一体化生物复合乳液。该乳液在水中通过小分子生物胶黏弹特性与多种非共价键交联技术的结合，形成多重物理交联的结构流体，即使在低黏度下也具有较好的黏弹性，携砂性能优良；同时，这种流体在高速剪切时分开，剪切速率降低或消失时又迅速恢复，表现出高减阻特性，实现了压裂液兼顾高减阻、强携砂性能的技术突破，以此构建高减阻强携砂压裂液体系。

1.2碳酸盐岩体积加砂压裂改造思路

1.2.1“先造缝、后成网”+“控黏增砂”的缝网压裂理念

从使用不同黏度压裂液改造得到的模拟缝网形态分析，通过压裂液“控黏”措施，可以有效控制压裂改造形成缝网的状态：低黏液利于缝网复杂化，高黏液仅在主缝缝宽上作用明显，无法促进细小、复杂微缝形成；而中黏液可兼顾主缝和复杂微缝延伸，更重要的是，中黏液还兼顾良好的减阻和携砂性能。

因此，针对碳酸盐岩储层致密、高杨氏模量、缝宽窄的特点，提出“先造缝、后成网”的逆向设计思路：首先利用高黏液充分造缝，再靠低黏液的深穿透能力造复杂缝网，最后借助中黏液低黏高弹性优势连续加砂，实现缝网延伸和有效充填，在“控黏”的基础上保证“增砂”，增加储层改造体积，实现复杂缝网全支撑，提高支撑缝网导流能力。

1.2.2变黏用液及加砂控制方案

碳酸盐岩体积加砂压裂难题不能仅靠酸来解决，需要通过工艺参数设计（排量和降滤措施）、液体性能调控（变黏方案）和支撑剂优化（组合粒径加砂）来综合解决。契合碳酸盐岩缝网压裂理念，充分发挥高减阻强携砂压裂液体系的特点和优势，设计压裂用液和加砂程序如图1所示。

图1碳酸盐岩体积加砂压裂用液及加砂程序示意图

造缝阶段设计：高黏液（≥60 mPa·s）较大排量造长主裂缝沟通远井端，增加主缝宽度，利于支撑剂进入和裂缝扩展。

成网阶段设计：高黏液（≥60 mPa·s）、低黏液（≤12 mPa·s）脉冲变黏，控制段塞长度、砂浓度，利用低黏液深穿透造复杂裂缝，阶梯粉砂段塞打磨、充填天然裂缝。

支撑阶段设计：中黏液（≥30 mPa·s）小砂比逐步提高，连续加入支撑剂，使复杂缝网持续延伸，微缝、次级裂缝再到主缝充填，形成饱填砂复杂缝网。