羥丙基瓜爾膠(HPG)于上世紀70年代用于水 力壓裂，硼交聯(lián)低聚合物濃度羥丙基瓜爾膠壓裂液(BXHPG)由于 對裂縫導(dǎo)流傷害比較小，現(xiàn)已成為水基壓裂液的主 流。1993年Harris詳細研究了 BXHPG的化學和 流變特性，總結(jié)了 BXHPG現(xiàn)場配制指南。該指南 建議的HPG最低用量為0.36%,溫度越髙則HPG 用量越大(圖1)[1]。HPG用量越大，對支撐劑導(dǎo)流 的傷害也越嚴重[2]，在保證攜砂能力的前提下降低 壓裂液中HPG用量，對提高壓裂施工效果的意義顯 而易見。1996年以來，國外在降低壓裂液中瓜爾膠 用量方面做了大量工作，已開發(fā)了三種體系。自 2002年以來，針對中原油田相對較髙的地層溫度， 在90~140t：中髙溫低濃度壓裂液方面進行了有益 的探索，開發(fā)了中髙溫低濃度壓裂液。
圖1 BXHPG壓裂液現(xiàn)場配制指南[1]1國外低濃度壓裂液技術(shù)進展國外發(fā)展了三種低濃度壓裂液體系，介紹如下。
1.1 pH緩沖體系[3]BXHPG的性能取決于壓裂液中瓜爾膠和硼酸 根離子濃度。砸酸根離子濃度過低時交聯(lián)困難，硼 酸根離子濃度過高時，剪切一段時間后會產(chǎn)生過度 交聯(lián)。以上兩種情況均使壓裂液攜砂能力下降。壓 裂液中砸酸根濃度是硼的總量和pH值的函數(shù)，pH 越髙，離解的硼酸根比例越大。用燒堿調(diào)節(jié)pH值 的壓裂液，溫度升髙時pH值急劇下降(圖2),交聯(lián) 性能變差。為避免壓裂液交聯(lián)不足，一般要提高 HPG的用量，以保證攜砂所需的足夠黏度。
1996年Nimerick等人開發(fā)了 一種pH值緩沖 體系[3]，加人該緩沖體系的壓裂液,pH值受溫度影 響較弱，可保證在地面和地層溫度下硼酸根濃度變 化不大(圖2)，從而可優(yōu)化HPG用量，在100X：以下 地層將HPG用量降低到0.2% ~0.3%。在美國懷 俄明西南致密砂巖氣藏(0.01 x 1(T3 ~0.1 x 1〇_3 fxm2)的應(yīng)用表明，在加砂量相近、其他添加劑用量 相同的條件下，使用該體系降低瓜爾膠用量25%， 壓后30天平均產(chǎn)量較常規(guī)壓裂液提高18.4%，壓 裂液返排率由63%提髙到72%。在加拿大阿爾伯 特(Albert)砂巖油藏(50 x 1(T3~ 150 x 1〇_3 pn2) 使用低濃度壓裂液壓裂后，增產(chǎn)倍數(shù)由2.6提髙到 4.6,壓裂液返排時間由數(shù)天縮短到1~2天。
1.2鋯交聯(lián)羧甲基瓜爾膠壓裂液體系Dawson對瓜爾膠分子進行了羧甲基化改性[4] 得到羧甲基瓜爾膠CMG。CMG的聚糖分子鏈上隨 機排列的陰離子基團之間的靜電斥力，使卷曲的聚 糖分子鏈剛性化，在溶液中分子鏈伸直并接近平行 排列，因而髙分子間臨界接觸濃度大幅度降低，較少 量的CMG就可以形成有效的交聯(lián),只需使用普通 HPG —半量的CMG就可獲得理想的黏度[6]。 2001年所有CMG施工井符合嚴格對比條件的共 萬方數(shù)據(jù) 12 口，與符合對比條件的22 口普通壓裂液施工井 相比,90天平均累計增產(chǎn)幅度提髙15% ,180天平 均累計增產(chǎn)幅度提高22%。
1.3 PEG壓裂液體系2003年中期，BJ公司在瓜爾膠加工過程采取特 殊制粉工藝防止高溫和機械剪切對髙分子的破壞， 加工成功更髙分子量的瓜爾膠粉，稱之為PEG[5], 可以用較少量的粉劑達到理想的增稠效果。由于瓜 爾膠用量減少，破膠殘渣量減少，返排速度提髙。該 體系推出后僅12個月就在美國和墨西哥推廣應(yīng)用 達1000多井次，包括懷俄明Wind River盆地砂巖 氣田,Powder River盆地砂巖油田，科羅拉多和新墨 西哥的煤層氣井等。
2研究思路中原油田井溫較高，本研究采用兩種方式降低 HPG粉劑用量:壓裂液濃度優(yōu)化和變濃度設(shè)計。研 究思路如下。
根據(jù)圖1,地層溫度越高，要求壓裂液中HPG 濃度越髙。隨著壓裂液的注人，壓裂液波及區(qū)溫度 大幅下降。較皁注入的壓裂液經(jīng)受的溫度較高，隨 后注入的經(jīng)受的溫度較低，據(jù)此可采用變濃度設(shè)計, 使壓裂液濃度前髙后低按線性變化?？紤]施工操作 的可行性，采用分段降黏的辦法。從壓裂液功能上 分，較早注入的前置液黏度應(yīng)較高，以減少濾失；隨 后注入的攜砂液則彈性應(yīng)較好以利于攜砂,黏度越 低越好，以降低摩阻，控制縫高;據(jù)此可進行變黏度 設(shè)計。以上兩點都要求施工中壓裂液中HPG濃度 前期高、后期低。
壓裂液在使用過程中沿儲罐，混砂車，高低壓管 匯，壓裂管柱經(jīng)炮眼或縫口進人裂縫。不同階段黏 度要求不同。從儲罐到炮眼或縫口，黏度要盡可能 低,以減少流動摩擦阻力，節(jié)省泵注功率;進入裂縫 后則要求具有適當?shù)酿ざ纫钥刂茷V失，具有適當?shù)?彈性以利于攜砂。緩交聯(lián)技術(shù)可滿足這一要求[6]。 緩速交聯(lián)劑釋放出的硼量是時間和溫度的函數(shù)，壓 裂液泵入井筒后經(jīng)歷的溫度和時間單調(diào)上升，硼釋 放濃度持續(xù)上升。根據(jù)圖2,溫度升高時壓裂液pH 值降低，部分抵消了釋放出的硼量。除此之外，為補 償溫度對pH值的影響，壓裂液pH值提髙到11以 上可維持有效硼量的基本平衡。
HPG濃度優(yōu)化的依據(jù)是黏度低限。壓裂液的 攜砂能力雖然主要與彈性有關(guān)，但通常仍以黏度表圖00本壓裂液性能。關(guān)于壓裂液最低攜砂黏度，依據(jù)現(xiàn) 場經(jīng)驗選定在地層溫度下90 min、170 1/s連續(xù)剪切 后，前置液黏度不低于150 mIVs，攜砂液黏度不低 于100 mIVs。低濃度壓裂液黏度相對較低，為控 制濾失，采用粉陶降濾。
3低濃度壓裂液主要性能測試采用RT20高溫髙壓流變儀(德國Haake公司） 評價壓裂液的穩(wěn)定性;用FCES100裂縫導(dǎo)流能力 評價系統(tǒng)(美國Stimlab公司)評價壓裂液對裂縫的 導(dǎo)流傷害。按石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5107- 2005《水基壓裂液性能評價方法》配制壓裂液。主要 配液材料如下:羥丙基瓜爾膠(HPG),河南濮陽凱 利化工廠;有機硼交聯(lián)劑TCB4,北京寶豐春石油技 術(shù)有限公司;膠囊破膠劑，河南輝縣遠征化工廠。
3.1低濃度壓裂液導(dǎo)流傷害為了考査壓裂液濃度對導(dǎo)流能力的傷害，分別 配制0.4%和0,5%HPG壓裂液，加相同濃度的其 他添加劑，經(jīng)交聯(lián)、破膠后，取山西垣曲縣剛玉陶粒 砂廠(M5~0.90 mm 陶粒支撐劑 65 g(37.5 cm3) 分別與250 mL破膠殘液在導(dǎo)流槽中充分混合，常 溫下測試導(dǎo)流能力到穩(wěn)定，結(jié)果見圖3。
相當于15%砂比的混砂液15 h后的導(dǎo)流能力 分別穩(wěn)定在 38.8 pm2 ? cm 和 34.4 /xm2 ? cm。HPG 濃度由0.5%降低到0.4%,導(dǎo)流能力提髙11.3%。 壓裂液中HPG濃度降低，則壓裂液中殘渣含量減 少，對導(dǎo)流能力的傷害程度也降低。因此，降低 HPG使用濃度是提髙填砂裂縫導(dǎo)流能力的有效措 施。
3.2濃度優(yōu)選及黏溫測試調(diào)整壓裂液中HPG、交聯(lián)劑的比例和pH值，用 RT20流變儀測不同溫度的黏時曲線。測試時先在 剪切速率500 1/s髙速剪切3 min，后轉(zhuǎn)為170 1/s 至實驗結(jié)束。HPG形成有效交聯(lián)有一個濃度低限, 即高分子的重疊濃度，實驗用的HPG重疊濃度約為 0.15%。壓裂液中的HPG要經(jīng)受髙速流動剪切降 解和地層溫度的熱降解，實際使用濃度要髙于重疊 濃度。在不加破膠劑的情況下，優(yōu)化配方壓裂液的 黏時曲線示于圖4,壓裂液組成列于表1。圖4曲線 說明降低HPG用量使交聯(lián)壓裂液黏度大幅度降低， 剪切30 min后黏度隨時間的變化趨于平穩(wěn)，經(jīng)90 min剪切后最終黏度可維持100 mPa_s以上。
表1低濃度壓裂液推薦配方地層溫度/T推薦壓裂液添加劑用量90-120前置液0.35%HPG+0.35%TCB-1 +0.08% 燒堿+其他攜砂液0.25% ?0? 30% HPG + 0.30%TCB4 + 0.08%燒堿+其他120-140前置液0.40%HPG+0.45%TCB-1 +0.10% 燒堿+其他攜砂液0,30% ?0,35%HPG + 0,35%TCB4 + 0.10%燒堿+其他加入0.02%膠囊破膠劑后的流變曲線示于圖 5。膠囊破膠劑緩慢釋放破膠劑的特性有助于壓裂 液性能維持較長時間，經(jīng)90 min剪切后所選體系仍 可基本滿足施工要求。根據(jù)圖4、5,確定低濃度壓450 400 350裂液體系在90~1401C范圍內(nèi)按表1配制,在施工 時膠囊破膠劑通過混砂車加入，加量0.01% ~ 0.03%,前低后高。過硫酸銨僅在加砂末期尾追。
4典型井例(1)橋 21-17 井施工井段 2467.1~2533. 6 m,地層溫度92t：,圖6是該井現(xiàn)場作業(yè)中所用壓裂 液流變曲線。攜砂液配方為0.30% GRJ-TJ + 0.25 %交聯(lián)劑+其他，前置液配方為0.35 % GRJ-TJ + 0.35%交聯(lián)劑+其他。該井施工規(guī)模為前置液 170 m3,攜砂液110 m3,加人粉陶/中陶廣陶量分 別為12/35/3 m3,共計50 m3,施工最高砂比63%， 平均砂比45. 4%。橋21-17井壓裂前日產(chǎn)油1 t, 不含水。于2002年8月22日壓裂施工，壓裂后初 期日產(chǎn)油14.8 t,截止2004年底累計增油6000 t以 上，并仍處于增產(chǎn)有效期。
10 20 30 405060 7080 90時間/min圖6橋21-17井壓裂液黏時曲線(2)劉32井該井為試油井，施工井段3736.8 ~3795.6m,油層溫度134.8X：。前置液中HPG濃 度0.40%，攜砂液中HPG濃度0.35%。施工中注 入前置液210 m3,攜砂液102. 3 m3,加人15 m3粉 陶、35 m3中陶和4 m3粗陶，平均砂比38.1%。最 髙砂比63%。該井差3 m3完成頂替時發(fā)生砂堵。 壓裂前產(chǎn)油13.8 t，產(chǎn)水0.4 t,壓裂后產(chǎn)油31.5 t, 產(chǎn)水2.1 t,試采半個月共計產(chǎn)油294 t。盡管沒有 完成頂替，壓裂效果仍然良好。
5總體應(yīng)用情況在國外低濃度壓裂液成功應(yīng)用的基礎(chǔ)上，通過 提髙壓裂液體系的pH值和濃度優(yōu)選，并采用變濃 度設(shè)計，將90~140t：壓裂液中HPG的濃度降低到 了 0.25% ~0. 4%，較傳統(tǒng)壓裂液設(shè)計用量降低 20 % ~ 30 %。自2002年到2005年，現(xiàn)場應(yīng)用40多 井次，僅4口井未完成頂替。壓裂后初期平均單井 日增油9.5 t,高于同區(qū)同期平均水平(約8 〇。
該技術(shù)的研究和應(yīng)用帶動了中原油田壓裂液中 HPG粉劑用量的整體下調(diào)。2000年以前，壓裂液 中HPG用量一般為0.5%?0.6%甚至更高，近年 來基本降到了 0.5%以下。HPG用量降低不僅可降 低配液費用，更能減少壓裂液中水不溶物含量，減輕 對裂縫導(dǎo)流能力的傷害。
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