高壓深井儲層改造時，由于施工時井口壓力較 髙，無法保證施工安全和措施效果，甚至利用目前 的技術(shù)與裝備根本無法進行施工作業(yè)。為了解決這 一難題，提出加重壓裂液的思路。
地面最大井口壓力?由下面公式計算：■PW=PB + PF _ PH式中Pv PBFFPH這個公式表明增加液柱壓力，井口壓力會降 低。因此，通過增加壓裂液的密度，即增加液柱壓 力，可以降低井口施工壓力。
常規(guī)壓裂液的密度較低，一般為1.0X103? 1.04X103kg/m3。近年來國內(nèi)外研究表明：采用 鹽水加重壓裂液的方式可形成不同密度（最大可達 到1.70X103kg/m3)的配方[2_3]，結(jié)合具體儲層 特征適當調(diào)整加重壓裂液的性能，就能滿足高壓、 深井壓裂施工的工藝要求。
1硼酸鹽交聯(lián)體系墨西哥灣深度超過6 096 m的井數(shù)日益增多， 由于壓力梯度和摩阻高，使用常規(guī)相對密度的壓裂 液，井口壓力會超過裝備承壓上限，因此研制了使用溴化鈉作加重劑的硼酸鹽交聯(lián)體系，可獲得相對 密度1.38的高密度壓裂液。該壓裂液曾用于溫度 低于U9 ’C的近海工作平臺的壓裂增產(chǎn)措施中w。 1.1性能測試圖1[4]例舉了用型號50的范氏黏度計模擬測 試的剪切過程、溫度剖面和巖心滲透率恢復(fù)測試結(jié) 果。實驗表明，該壓裂液具有良好的耐溫、耐剪切 性能，對儲層的傷害較低。動態(tài)分析表明該壓裂液 長期滯留在地層也不會引起附加的傷害。
1.2應(yīng)用情況截至2008年7月，已有17次作業(yè)采用了該壓 裂液體系，水深1219?2 103 m，射孔段的測量深 度7 620?8 534 m，實際垂深7 010?8 534 m，井 底壓力131.0?136.5 MPa,井底溫度109?113 °〇，施工排量2.39?7.16 1113/111丨11，一次泵注的支 撐劑總量 2. 27X 104~2.22X10S kg。
高密度壓裂液實質(zhì)上就是減少了井口壓力，能 降低22%?39%，實際井口壓力39.3?74. 5 MPa。該壓裂液的摩阻相當于1.04X 103 kg/m3壓 裂液產(chǎn)生的摩阻u]。
1.3適應(yīng)性該壓裂液在27 t：下儲存3個月也能保持物理 特性，不受損害或降解，作業(yè)后剩余的壓裂液可在 下次施工時使用。
該壓裂液體系的質(zhì)量和穩(wěn)定性很大程度上取決 于制備鹽水基液的鹽和水的質(zhì)量，混合過程要進行 嚴格的質(zhì)量控制。壓裂液體系適宜于149 €以下， 對于溫度高于149X：的情況，體系不穩(wěn)定[4一5]。
2羧甲基-羥丙基瓜爾肢體系沙特阿拉伯國家石油公司和其他國際公司最近 開始在致密砂巖氣藏進行積極的油氣勘探活動。在 大多數(shù)情況下，預(yù)期發(fā)現(xiàn)的致密天然氣產(chǎn)區(qū)深度都 在6 096 m以下，極端的壓力和溫度條件實際上是 此類儲層改造施工時遇到的主要挑戰(zhàn)之一，因此要 求壓裂液在高溫條件下必須穩(wěn)定，產(chǎn)生的傷害最 小，對支撐劑具有良好的輸送能力。
作為2008年第一季度參考的油氣勘探活動的 一部分，沙特阿拉伯國家石油公司在深的、陸上致 密砂巖天然氣儲層進行的一次壓裂增產(chǎn)措施遭到質(zhì) 議。其儲層溫度和壓力條件（191 "C和0.025 MPa/m，6 096 m)超過了現(xiàn)有設(shè)備能承受的工作 壓力和壓裂液的應(yīng)用范圍。高密度鹽水已成功應(yīng)用 在墨西哥灣深井壓裂填充中，然而還未曾應(yīng)用在致 密氣藏。為了解決這個難題，提出研制一種新型高 密度壓裂液。
在進行了大量的實驗評價后，選擇相對密度 1.48 (1.47X 103 kg/m3 NaBr)的濃鹽水作基液， 用羧甲基-羥丙基瓜爾膠（CMHPG)作稠化劑， 加人酸性緩沖液促進凝膠水化，完全水化后在基膠 中加人高pH值調(diào)節(jié)劑。為了提高壓裂液的返排， 要在基膠中加入非離子型表面活性劑，壓裂作業(yè)中 為了高溫穩(wěn)定性還要加人穩(wěn)定劑。當流體注人井下 時再加入鋯交聯(lián)劑，如果還要延長交聯(lián)時間，就需 加入一種延遲劑。這種新型壓裂液體系在現(xiàn)場成功 混合和泵注，通過降低地面井口壓力，使常規(guī) 103.4 MPa的設(shè)備在較低的功率下即可安全施 工M。
2.1性能測試。
對制備的CMHPG壓裂液進行了耐溫、耐剪 切性能測試[5](圖2)，結(jié)果表明性能良好。
表1[5]是該高密度壓裂液使用延遲劑時交聯(lián)時間 的測試結(jié)果，增加延遲劑的用量會延長交聯(lián)時間。
表1 CMHPG離密度壓裂液在27~77'C升溫下的交聯(lián)時間測試交聯(lián)時間延遲劑八1^* Tn 3)交聯(lián)時間/min04. 30. 065. 50. 126.62.2應(yīng)用情況探井SA-1是2008年第一季度完鉆的井，是 使用CMHPG高密度壓裂液體系的最初候選井。 Mid Qusaiba (Rhuddanian 頁巖）是第二個目標， 為了確定氣產(chǎn)量開展了三次測試。從應(yīng)力剖面能推 斷：射孔段顯示的平均應(yīng)力值是〇。〇25 MPa/m， 對應(yīng)的預(yù)測值是〇? 021 MPa/m。
考慮到6%KC1的普通壓裂液和特定的完井管 柱（內(nèi)徑3.92丨11，1丨11=25.4 111111，單孔完井）用 于沙特阿拉伯致密砂巖，預(yù)期井口壓力將超過 89. 6 MPa。對相同井筒結(jié)構(gòu)用1.47 X 103 kg/m3 NaBr加重的CMHPG壓裂液以1.59?4.77 m3/ min的排量栗注，會使井口工作壓力降至65. 5? 79.3\1?3的范圍。圖3[5]比較了混合6%1?：1的普 通壓裂液和 1. 47 X 103 kg/m3 NaBr 的 CMHPG 壓 裂液的井口壓力。
在沙特阿拉伯，用常規(guī)6%KC1硼酸鹽交聯(lián)的 壓裂液沒有可利用的壓裂設(shè)備。壓力限制排除了常 規(guī)的壓裂液，證明使用高密度CMHPG壓裂液體 系是正確的。
表2[5]表明這種新型壓裂液體系的摩阻壓力與 常規(guī)壓裂液體系對應(yīng)的極為相似。
表2摩阻壓力比較（5 765. 3 m單孔、內(nèi)徑3.92in}排量/新型壓裂液體系/常規(guī)硼酸鹽體系/百分差/(m3 ? min—!) MPaMPa(%)
1.277. 4197.2122.871.598. 4538.963一 5. 462.3適應(yīng)性該壓裂液體系的最終成膠質(zhì)量（下轉(zhuǎn)第37頁) 算原溶液和樣品溶液中阻垢劑DETPMP的濃度差 可求出礦物所吸收的阻垢劑的量。在一定條件下 (溫度 95 C，pH 值為 6)，Ca2+/Mg2+-DETPMP 鹽的沉淀隨吸附/沉淀過程而產(chǎn)生。為了測量難溶 性鈣/鎂/阻垢劑鹽的溶解度，在沒有礦物質(zhì)的情況 下進行沉淀實驗，應(yīng)用掃描電鏡/能譜分析技術(shù)分 析鈣/鎂-DETPMP鹽的復(fù)雜沉淀。
研究中對上述各種礦物的耦合吸附/沉淀都進 行了實驗，對比了實驗結(jié)果與吸附/沉淀模型[方 程（17)]的模擬結(jié)果。該模型與半定量方式進行 的表觀吸附實驗結(jié)果一致。
4結(jié)論(1)研究了耦合吸附/沉淀模型，其主要方程 為方程（17)。
(2)該模型預(yù)測，如果耦合吸附/沉淀發(fā)生， 則表面吸附與比率相關(guān)。對于純吸附?jīng)]有這種相關(guān) 性，其結(jié)果為一個單一的曲線，即吸附等溫線，r(c)。
(3)在不同的溫度（25?95 ?0、pH值（4 和6)和各種礦物分離（砂巖、綠泥石、菱鐵礦、 白云母、高嶺石、長石和蒙脫石）條件下，實驗研 究了阻垢劑DETPMP的吸附性能隨阻垢劑濃度的 變化影響，其結(jié)果與數(shù)學(xué)模擬一致。
(4)在pH值為4和溫度為95 ’C條件下，所 有礦物的吸附實驗中只有純吸附現(xiàn)象發(fā)生。阻垢劑 DETPMP的最高初始濃度為0.002 5時，礦物的 吸附水平分為3種類型：?高吸附（r=4?5 mg/g)水平的礦物：綠 泥石、菱鐵礦和白云母；?中等吸附（r^l mg/g)水平的礦物：高 嶺石；?低吸附（r =0.3?0.5 mg/g)水平的礦物： 長石、砂巖。
(5)在pH值為6、溫度為95 C時，所有礦物 都發(fā)生了耦合吸附/沉淀現(xiàn)象。在所有情況下，當 pH>4時，可明顯觀察到鈣和鎂濃度隨著阻垢劑 濃度的增加而減小。溶液中二價鎂離子濃度的減小 主要與阻垢劑M2+-DETPMP復(fù)合物的沉淀有關(guān)， 這得到了掃描電鏡能譜分析的證實。
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