3.高減阻強攜砂壓裂液體系構(gòu)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(wǎng)壓裂理念，結(jié)合生物復(fù)合乳液優(yōu)勢及現(xiàn)場在線施工技術(shù)要求，制定了一體化變黏方案（見表4），構(gòu)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(huán)剪切5 min后的降阻率，結(jié)果如圖4所示，從曲線可以看出，壓裂液降阻率最高可達(dá)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(dāng)SRY-1濃度低于CAC1（0.18%）時，隨濃度的增加，壓裂液由分子內(nèi)多重共價鍵作用逐步向分子間共價鍵物理交聯(lián)轉(zhuǎn)變，并在剪切作用下增加分子間接觸機(jī)會，促進(jìn)空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)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(xiàn)出降阻率快速增加的趨勢；當(dāng)SRY-1濃度在CAC2（0.4%）附近時，壓裂液空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)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(wěn)定，在現(xiàn)場施工中，隨排量的增大，湍流現(xiàn)象更加嚴(yán)重，結(jié)構(gòu)流體儲存并轉(zhuǎn)換能量的作用更明顯，降阻性能會比室內(nèi)測試更突出；當(dāng)SRY-1濃度繼續(xù)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(dǎo)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(yīng)了壓裂液的低黏、中黏和高黏，充分了解這一變化規(guī)律，可以合理進(jìn)行變黏控制以滿足壓裂施工不同階段（造縫階段、成網(wǎng)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(fā)現(xiàn)，低黏液（0.2%以內(nèi)）的降阻率保持率在96%以上，而中黏液、高黏液經(jīng)過5 min循環(huán)剪切后降阻率保持率超過100%，與本體系的結(jié)構(gòu)流體特性（剪切稀釋性、觸變性）密切相關(guān)，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(fēng)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(shè)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(zhuǎn)入流變儀測試，測試結(jié)果見圖5。壓裂液經(jīng)過1000 s?1的高剪切后黏度能迅速恢復(fù)，隨溫度升高黏度下降較快，但當(dāng)溫度達(dá)到110℃恒定后黏度基本穩(wěn)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(yīng)力差小，導(dǎo)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(lián)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(xiàn)高強度加砂，這對于深穿透造復(fù)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(xiàn)。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(xiàn)場施工提供強有力的實驗依據(jù)。

黏彈性是指流體對施加外力的響應(yīng)，表現(xiàn)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(jié)構(gòu)性強。對0.15%、0.4%、0.8%SRY-1的壓裂液進(jìn)行了黏彈性測試（利用RS6000流變儀錐板測試系統(tǒng)進(jìn)行定頻率定應(yīng)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(jī)理分析，優(yōu)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(lián)作用來形成高強度空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，才能在壓裂液懸浮、攜帶支撐劑能力上發(fā)揮獨特優(yōu)勢。為此，進(jìn)一步測試了40/70支撐劑在壓裂液中的沉降速度，結(jié)合壓裂液G′、G″、Tanδ與沉降速度進(jìn)行關(guān)聯(lián)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(guān)系

數(shù)據(jù)表明，壓裂液沉降速度與Tanδ的變化趨勢基本一致：當(dāng)SRY-1濃度遠(yuǎn)小于CAC1（0.18%）時，G'很小，Tanδ＞1，支撐劑沉降速度很快；當(dāng)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(dāng)SRY-1濃度逐漸接近CAC2（0.4%），G'遠(yuǎn)大于G″，支撐劑沉降速度慢；當(dāng)SRY-1濃度超過CAC2，G′、G″持續(xù)增大，彈性明顯大于黏性，Tanδ<<1并且趨于穩(wěn)定，支撐劑基本不沉降（沉降速度為0）。因此G′、G″和Tanδ結(jié)合可以很好地表征不同濃度范圍內(nèi)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(fā)現(xiàn)，在配方設(shè)計范圍內(nèi)，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(xiàn)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(yè)標(biāo)準(zhǔn)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(chǔ)數(shù)據(jù)，測試結(jié)果見表6。破膠液狀態(tài)見圖7。

表6壓裂液破膠液基礎(chǔ)數(shù)據(jù)統(tǒng)計

圖7壓裂液破膠液狀態(tài)展示

數(shù)據(jù)表明，壓裂液破膠劑用量低，通過用量調(diào)節(jié)可在2 h內(nèi)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(shù)體系在碳酸鹽巖體積加砂壓裂中的應(yīng)用情況

鄂爾多斯盆地是國內(nèi)重要的油氣開發(fā)區(qū)塊，其中下古碳酸鹽巖油氣資源豐富，開發(fā)規(guī)模逐年擴(kuò)大，開發(fā)區(qū)域和層位也在不斷拓展，使得碳酸鹽巖氣藏成為油氣開發(fā)的重要增長點。2021年～2024年，利用本技術(shù)體系在該區(qū)塊碳酸鹽巖井進(jìn)行了在線一體化體積加砂壓裂先導(dǎo)實驗及規(guī)模化應(yīng)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(dá)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(chǎn)近2年，平均日產(chǎn)氣4×104 m3，穩(wěn)產(chǎn)效果良好，是鄰井DK**-**29常規(guī)酸化產(chǎn)量的1.5倍，展現(xiàn)出了該技術(shù)在碳酸鹽巖儲層良好的增產(chǎn)優(yōu)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(shè)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(wǎng)”+“控黏增砂”的模式進(jìn)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(shù)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(tài)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(jié)論

1.針對碳酸鹽巖開發(fā)難點，提出了“先造縫、后成網(wǎng)”+“控黏增砂”的體積加砂壓裂改造思路，設(shè)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(yōu)化，實現(xiàn)碳酸鹽儲層控縫高、造復(fù)雜縫網(wǎng)、控黏增砂、充分改造的目標(biāo)。

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(guān)功能助劑，制備出有效含量高、功能復(fù)合的一體化生物復(fù)合乳液，通過室內(nèi)優(yōu)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(guān)鍵參數(shù)控制，使生物復(fù)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(yōu)勢。

3.構(gòu)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(jìn)行了綜合性能評價：壓裂液具備優(yōu)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(xiàn)了壓裂液兼顧高減阻、強攜砂性能的技術(shù)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(fù)合乳液及配套碳酸鹽巖體積加砂壓裂技術(shù)已在鄂爾多斯盆地碳酸鹽巖井規(guī)模化應(yīng)用超過30井次，液體性能穩(wěn)定，加砂完成率95%以上，并取得了比鄰近酸壓井更優(yōu)的增產(chǎn)效果，為致密碳酸鹽巖開發(fā)提供了強有力的技術(shù)手段。