3.高减阻强携砂压裂液体系构建及主要性能评价

3.1压裂液变黏方案及配方

契合碳酸盐岩缝网压裂理念，结合生物复合乳液优势及现场在线施工技术要求，制定了一体化变黏方案（见表4），构建了高减阻强携砂压裂液体系，形成了适合碳酸盐岩体积加砂压裂的高、中、低黏压裂液专有配方。

表4高减阻强携砂压裂液体系一体化变黏方案

3.2降阻性能

分别测试了不同SRY-1浓度下剪切1 min和循环剪切5 min后的降阻率，结果如图4所示，从曲线可以看出，压裂液降阻率最高可达75%以上，即使是高黏液降阻率也保持在60%以上；随SRY-1浓度的增加呈先快速增加，再缓慢下降，再到较快下降的3个阶段：当SRY-1浓度低于CAC1（0.18%）时，随浓度的增加，压裂液由分子内多重共价键作用逐步向分子间共价键物理交联转变，并在剪切作用下增加分子间接触机会，促进空间网络结构形成，吸收部分湍流涡流能量，显著减小湍流能量耗散，从而表现出降阻率快速增加的趋势；当SRY-1浓度在CAC2（0.4%）附近时，压裂液空间网络结构在剪切作用下逐渐形成并加强，弹性增加，吸收并储存湍流能量的能力加强，所以即使在压裂液黏度增加较快的情况下，压裂液降阻率保持相对稳定，在现场施工中，随排量的增大，湍流现象更加严重，结构流体储存并转换能量的作用更明显，降阻性能会比室内测试更突出；当SRY-1浓度继续增大，压裂液黏性急剧增加，流动的能量损耗也随之显著增大，从而导致降阻率下降较快。

图4不同SRY-1浓度下压裂液降阻率曲线

压裂液降阻率的变化阶段分别对应了压裂液的低黏、中黏和高黏，充分了解这一变化规律，可以合理进行变黏控制以满足压裂施工不同阶段（造缝阶段、成网阶段、支撑阶段）对压裂液降阻性能的特殊要求；同时，测试过程中还发现，低黏液（0.2%以内）的降阻率保持率在96%以上，而中黏液、高黏液经过5 min循环剪切后降阻率保持率超过100%，与本体系的结构流体特性（剪切稀释性、触变性）密切相关，这一特性也消除了深井大排量压裂面临的压裂液降阻性能降低或失效的风险。

3.3耐温耐剪切性能

充分模拟在线施工以及大排量对压裂液高剪切的情况，设置好流变测试条件，110℃，170 s−1剪切1 min（模拟地面），然后1000 s−1剪切3 min（模拟井筒中12 m3/min排量），再100 s−1剪切86 min（模拟裂缝中）；按照配方配制压裂液，搅拌1 min后立即取测试样转入流变仪测试，测试结果见图5。压裂液经过1000 s−1的高剪切后黏度能迅速恢复，随温度升高黏度下降较快，但当温度达到110℃恒定后黏度基本稳定，高黏液（0.8%）表观黏度保持在45～50 mPa·s之间，可以满足前置液造缝和携砂要求；中黏液（0.5%）表观黏度保持在20～25 mPa·s之间，低黏高弹性特征依然能满足长时间压裂加砂要求。

图5不同配方压裂液耐温耐剪切测试曲线（110℃）

3.4携砂性能

碳酸盐岩致密、裂缝净压力高，隔层与储层的有效应力差小，导致压裂施工过程中裂缝延伸困难、缝宽受限、缝高难于有效控制，在目前的体积压裂工艺条件下，大排量施工已逐渐淘汰了交联冻胶、高黏弱凝胶加砂模式，而是采用低黏或中黏压裂液来实现高强度加砂，这对于深穿透造复杂缝和缝高控制有利，但是，在压裂液黏度较低的情况下如何保证携砂性能，唯有提升压裂液黏弹性来实现。因此通过研究压裂液黏弹性（黏性、弹性）来表征压裂液携砂性能，可以为现场施工提供强有力的实验依据。

黏弹性是指流体对施加外力的响应，表现为黏性和弹性双重特性，通常用G′表征弹性模量，G″表征黏性模量，而G″与G′的比值记作Tanδ，用于表征流体黏弹性的强弱：随Tanδ由大到小变化，流体黏弹特性越明显，Tanδ>1时，流体流动性强，Tanδ<1时，流体结构性强。对0.15%、0.4%、0.8%SRY-1的压裂液进行了黏弹性测试（利用RS6000流变仪锥板测试系统进行定频率定应力扫描实验，测试得到的弹性模量G′、Tanδ变化情况见图6所示。

图6不同配方压裂液黏弹性表征测试

测试表明：随SRY-1浓度的增加，压裂液弹性模量G′不断增大，Tanδ不断减小，并且SRY-1超过CAC1（0.18%）后，增大和减小的趋势更明显。从压裂液微观作用机理分析，优良的黏弹特性建立在CAC之上，依靠分子链间多重共价键交联作用来形成高强度空间网络结构，才能在压裂液悬浮、携带支撑剂能力上发挥独特优势。为此，进一步测试了40/70支撑剂在压裂液中的沉降速度，结合压裂液G′、G″、Tanδ与沉降速度进行关联分析，如表5所示。

表5不同配方压裂液支撑剂沉降速度与黏弹性的关系

数据表明，压裂液沉降速度与Tanδ的变化趋势基本一致：当SRY-1浓度远小于CAC1（0.18%）时，G'很小，Tanδ＞1，支撑剂沉降速度很快；当SRY-1浓度逐渐接近CAC1，G'超过G″，Tanδ＜1，支撑剂沉降速度明显降低；当SRY-1浓度逐渐接近CAC2（0.4%），G'远大于G″，支撑剂沉降速度慢；当SRY-1浓度超过CAC2，G′、G″持续增大，弹性明显大于黏性，Tanδ<<1并且趋于稳定，支撑剂基本不沉降（沉降速度为0）。因此G′、G″和Tanδ结合可以很好地表征不同浓度范围内压裂液的悬砂能力，中黏液（0.4%）Tanδ小于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。可以发现，在配方设计范围内，超过CAC1浓度后压裂液弹性的增加幅度明显大于黏性，为实现低黏高弹性，高减阻强携砂提供了可能性。

3.5破胶性能

按照配方配制压裂液，依照石油天然气行业标准SY/T 5107—2016的方法，在指定温度下破胶，冷却后测定破胶液基础数据，测试结果见表6。破胶液状态见图7。

表6压裂液破胶液基础数据统计

图7压裂液破胶液状态展示

数据表明，压裂液破胶剂用量低，通过用量调节可在2 h内彻底破胶，测得破胶液黏度低，表面张力27 mN/m以下，残渣含量低至20 mg/L以下，说明压裂液不仅破胶性能良好，并且破胶液表面张力低，残渣含量低，显著降低对致密碳酸盐储层的伤害，提高储层改造效果。

4.技术体系在碳酸盐岩体积加砂压裂中的应用情况

鄂尔多斯盆地是国内重要的油气开发区块，其中下古碳酸盐岩油气资源丰富，开发规模逐年扩大，开发区域和层位也在不断拓展，使得碳酸盐岩气藏成为油气开发的重要增长点。2021年～2024年，利用本技术体系在该区块碳酸盐岩井进行了在线一体化体积加砂压裂先导实验及规模化应用，累计施工30余井次，最高使用温度138℃，最大（单段）组合加砂118.4 m3，施工最高砂比达22%，加砂完成率95%以上。尤其在华北油气分公司首口碳酸盐岩水平井（DK**-**24）施工中取得突破，目前已投产近2年，平均日产气4×104 m3，稳产效果良好，是邻井DK**-**29常规酸化产量的1.5倍，展现出了该技术在碳酸盐岩储层良好的增产优势。

DK**-**24井斜深4461 m，地层温度110℃左右，水平段总长度1300 m，钻遇率84.1%，目的层马五5段钻遇储层厚度25 m左右，该井设计分段18段，施工排量8～12 m3/min，采用前置酸液+高减阻强携砂压裂液+液氮伴注按照“先造缝、后成网”+“控黏增砂”的模式进行体积加砂压裂施工，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，多数段加砂施工顺利，其中第4段施工排量10～10.5 m3/min，一般施工压力79～87 MPa，最高砂比20%，压裂液用液量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%），施工曲线及携砂液静态悬砂情况见图8所示。

图8 DK**-**24井第4段压裂施工曲线及携砂液展示

5.结论

1.针对碳酸盐岩开发难点，提出了“先造缝、后成网”+“控黏增砂”的体积加砂压裂改造思路，设计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。

2.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，通过室内优化对乳液有效含量、水解度、分子量、微电荷单体、小分子生物单体等关键参数控制，使生物复合乳液具备低临界缔合浓度、速溶、高效增黏和在线变黏一体化等优势。

3.构建了高减阻强携砂压裂液体系，对适合碳酸盐岩体积加砂压裂的高、中、低黏液进行了综合性能评价：压裂液具备优良的耐温耐剪切性能、降阻性能和携砂性能，主体携砂的中黏液降阻率70%以上，降阻率保持率超过100%，支撑剂沉降速率低至0.1 cm·s−1，实现了压裂液兼顾高减阻、强携砂性能的技术突破；同时，压裂液破胶彻底，表面张力低至27 mN/m以下，残渣含量低至20 mg/L以下。

4.一体化生物复合乳液及配套碳酸盐岩体积加砂压裂技术已在鄂尔多斯盆地碳酸盐岩井规模化应用超过30井次，液体性能稳定，加砂完成率95%以上，并取得了比邻近酸压井更优的增产效果，为致密碳酸盐岩开发提供了强有力的技术手段。