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頁巖氣環(huán)保變黏壓裂液的研究與應用

文檔作者：范宇恒１，周豐２，蔣廷學３，張士誠４，白森５張曉鋒２，楊　泉５，余維初１，６文檔來源：１長江大學化學與環(huán)境工程學院２中國石油長城鉆探工程有限公司等		點擊數(shù)：	更新時間： 2025年09月19日
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收稿日期：２０２２０９２７；改回日期：２０２２１２１１
　　基金項目：國家自然科學基金“基于碳點熒光標記碼監(jiān)測水平井壓裂液剖面的應用基礎(chǔ)研究”（５２２７４０２９）
　　作者簡介：范宇恒（１９９５—），男，２０１６年畢業(yè)于長江大學化學專業(yè)，現(xiàn)為該校油氣田應用化學專業(yè)在讀博士研究生，從事壓裂液研究與實驗工作。
　　通訊作者：余維初（１９６５—），男，教授，博士生導師，１９９９年畢業(yè)于江漢石油學院環(huán)境工程專業(yè)，２００６年畢業(yè)于中國石油大學（北京）油氣井工程專業(yè)，獲博
士學位，現(xiàn)從事非常規(guī)油氣壓裂與油氣田開發(fā)方面的教學與研究工作。
ＤＯＩ：１０３９６９／ｊｉｓｓｎ１００６－６５３５２０２３０２０２１
頁巖氣環(huán)保變黏壓裂液的研究與應用
范宇恒１，周　豐２，蔣廷學３，張士誠４，白　森５，張曉鋒２，楊　泉５，余維初１，６
（１長江大學化學與環(huán)境工程學院，湖北　荊州?。矗常矗埃玻?；２中國石油長城鉆探工程有限公司，北京　１００１０１；
３中國石化石油工程技術(shù)研究院有限公司，北京?。保埃玻玻埃?；４中國石油大學（北京），北京?。保埃玻玻矗?；
５中國石油長城鉆探工程有限公司四川頁巖氣項目部，四川　成都?。叮保埃埃埃?；
６油氣田清潔生產(chǎn)與污染物控制湖北省工程研究中心，湖北　荊州　４３４０２３）
摘要：為解決深層頁巖氣開發(fā)中常規(guī)壓裂液儲層傷害大、攜砂能力差、變黏工序復雜等技術(shù)難
題，結(jié)合威遠區(qū)塊深層頁巖儲層特點及施工需求，研發(fā)了一種環(huán)保變黏壓裂液體系，并進行了
室內(nèi)性能評價與現(xiàn)場應用。研究表明：該環(huán)保壓裂液體系可以在 ３０ｓ內(nèi)完全溶解，壓裂液可
在黏度為 ２～１５０ｍＰａ·ｓ范圍內(nèi)實時調(diào)整；使用返排水配制的低黏壓裂液與高黏壓裂液減阻
率均大于 ７０％，線性膠壓裂液減阻率大于 ６５％；低黏壓裂液與高黏壓裂液儲層損害率均小于
１５００％，線性膠壓裂液巖心損害率為 １５４７％；環(huán)保變黏壓裂液生物毒性均為無毒；環(huán)保變黏
壓裂液攜砂性能良好，較清水攜砂性能最大提高 ６５倍。在威遠 Ｈ２１－５井的應用表明，環(huán)保變
黏壓裂液溶解速度快、減阻性能優(yōu)異、攜砂性能優(yōu)良，可實時改變黏度以滿足不同壓裂工況，滿
足減阻攜砂一體化壓裂施工的技術(shù)需求，具有較好應用前景。
關(guān)鍵詞：頁巖氣；深層；變黏壓裂液；環(huán)保；減阻；攜砂
中圖分類號：ＴＥ３７　　文獻標識碼：Ａ　　文章編號：１００６－６５３５（２０２３）０２－０１４７－０６
ＲｅｓｅａｒｃｈａｎｄＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆＥｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌｌｙＦｒｉｅｎｄｌｙＶａｒｉａｂｌｅ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙＦｒａｃｔｕｒｉｎｇＦｌｕｉｄｆｏｒＳｈａｌｅＧａｓ
ＦａｎＹｕｈｅｎｇ１，ＺｈｏｕＦｅｎｇ２，ＪｉａｎｇＴｉｎｇｘｕｅ３，ＺｈａｎｇＳｈｉｃｈｅｎｇ４，ＢａｉＳｅｎ５，ＺｈａｎｇＸｉａｏｆｅｎｇ２，ＹａｎｇＱｕａｎ５，ＹｕＷｅｉｃｈｕ１，６
（１．ＣｏｌｌｅｇｅｏｆＣｈｅｍｉｓｔｒｙ＆ＥｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，ＹａｎｇｔｚｅＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｊｉｎｇｚｈｏｕ，Ｈｕｂｅｉ４３４０２３，Ｃｈｉｎａ；
２．ＣＮＰＣＧｒｅａｔｗａｌｌＤｒｉｌｌｉｎｇＣｏ．，Ｌｔｄ．，Ｂｅｉｊｉｎｇ１００１０１，Ｃｈｉｎａ；
３．ＳｉｎｏｐｅｃＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＣｏ．，Ｌｔｄ．，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０２２０６，Ｃｈｉｎａ；
４．ＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍ（Ｂｅｉｊｉｎｇ），Ｂｅｉｊｉｎｇ１０２２４９，Ｃｈｉｎａ；
５．ＳｉｃｈｕａｎＳｈａｌｅＧａｓＰｒｏｊｅｃｔＤｅｐａｒｔｍｅｎｔ，ＣＮＰＣＧｒｅａｔｗａｌｌＤｒｉｌｌｉｎｇＣｏ．，Ｌｔｄ．，Ｃｈｅｎｇｄｕ，Ｓｉｃｈｕａｎ６１００００，Ｃｈｉｎａ；
６．ＨｕｂｅｉＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＲｅｓｅａｒｃｈＣｅｎｔｅｒｆｏｒＣｌｅａｎＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎａｎｄＰｏｌｌｕｔａｎｔＣｏｎｔｒｏｌｉｎＯｉｌａｎｄＧａｓＦｉｅｌｄｓ，Ｊｉｎｇｚｈｏｕ，Ｈｕｂｅｉ４３４０２３，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎｏｒｄｅｒｔｏｓｏｌｖｅｔｈｅｔｅｃｈｎｉｃａｌｐｒｏｂｌｅｍｓｉｎｄｅｅｐｓｈａｌｅｇａｓｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ｓｕｃｈａｓｇｒｅａｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｄａｍａｇｅ，
ｐｏｏｒｐｒｏｐｐａｎｔｃａｒｒｙｉｎｇａｎｄｃｏｍｐｌｉｃａｔｅｄｖａｒｉａｂｌｅ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｐｒｏｃｅｓｓｏｆｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ，ａｎｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎ
ｔａｌｌｙｆｒｉｅｎｄｌｙｖａｒｉａｂｌｅ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｓｙｓｔｅｍｗａｓｄｅｖｅｌｏｐｅｄ，ａｎｄｌａｂｏｒａｔｏｒｙｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｅｖａｌｕａｔｉｏｎａｎｄ
ｆｉｅｌｄａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｗｅｒｅｃａｒｒｉｅｄｏｕｔ，ｔａｋｉｎｇｉｎｔｏａｃｃｏｕｎｔｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｏｆｄｅｅｐ
ｓｈａｌｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｉｎＷｅｉｙｕａｎＢｌｏｃｋ．Ｔｈｅｓｔｕｄｙｓｈｏｗｓｔｈａｔｔｈｅｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌｌｙｆｒｉｅｎｄｌｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｓｙｓｔｅｍｗａｓ
ｃｏｍｐｌｅｔｅｌｙｄｉｓｓｏｌｖｅｄｗｉｔｈｉｎ３０ｓｅｃｏｎｄｓ，ａｎｄｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｖｉｓｃｏｓｉｔｙｗａｓａｄｊｕｓｔｅｄｉｎｒｅａｌｔｉｍｅｗｉｔｈｉｎｔｈｅｒａｎｇｅ
ｏｆ２ｔｏ１５０ｍＰａ·ｓ．Ｔｈｅｄｒａｇｒｅｄｕｃｔｉｏｎｒａｔｅｏｆｌｏｗ／ｈｉｇｈｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｐｒｅｐａｒｅｄｗｉｔｈｆｌｏｗｂａｃｋｗａｔｅｒｗａｓ
ｍｏｒｅｔｈａｎ７０％，ａｎｄｔｈｅｄｒａｇｒｅｄｕｃｔｉｏｎｒａｔｅｏｆｌｉｎｅａｒ－ｇｅｌｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｗａｉｓｍｏｒｅｔｈａｎ６５％．Ｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｄａｍ
ａｇｅｒａｔｅｏｆｌｏｗ／ｈｉｇｈｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｗａｓｌｅｓｓｔｈａｎ１５００％，ａｎｄｔｈｅｃｏｒｅｄａｍａｇｅｒａｔｅｏｆｌｉｎｅａｒ－ｇｅｌｆｒａｃｔｕ
ｒｉｎｇｆｌｕｉｄｗａｓ１５４７％．Ｔｈｅｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌｌｙｆｒｉｅｎｄｌｙｖａｒｉａｂｌｅ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｗａｓｂｉｏｌｏｇｉｃａｌｌｙｎｏｎ－ｔｏｘｉｃ
ａｎｄｈｉｇｈｉｎｐｒｏｐｐａｎｔ－ｃａｒｒｙｉｎｇｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ，ｗｈｉｃｈｗａｓｕｐｔｏ６５ｔｉｍｅｓｈｉｇｈｅｒｔｈａｎｔｈａｔｏｆｃｌｅａｎｗａｔｅｒ．Ｔｈｅａｐｐｌｉｃａ
ｔｉｏｎｉｎＷｅｉｙｕａｎＷｅｌｌＨ２１－５ｉｎＷｅｉｙｕａｎｉｎｄｉｃａｔｅｓｔｈａｔｔｈｅｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ－ｆｒｉｅｎｄｌｙｖａｒｉａｂｌｅ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ
ａｃｔｕａｌｉｚｅｄｆａｓｔｄｉｓｓｏｌｕｔｉｏｎｓｐｅｅｄ，ｅｘｃｅｌｌｅｎｔｄｒａｇｒｅｄｕｃｔｉｏｎｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅａｎｄｏｕｔｓｔａｎｄｉｎｇｐｒｏｐｐａｎｔ－ｃａｒｒｙｉｎｇｐｅｒｆｏｒｍ
?。薄。矗?特 種 油 氣 藏 第 ３０卷　
ａｎｃｅ，ａｎｄｉｔｃｏｕｌｄｃｈａｎｇｅｄｔｈｅｖｉｓｃｏｓｉｔｙｉｎｒｅａｌｔｉｍｅｔｏａｄａｐｔｔｏｄｉｆｆｅｒｅｎｔｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓａｎｄｓａｔｉｓｆｙｔｈｅｔｅｃｈｎｉ
ｃａｌｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｏｆｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｉｎｔｅｇｒａｔｅｄｗｉｔｈｄｒａｇｒｅｄｕｃｔｉｏｎａｎｄｐｒｏｐｐａｎｔｃａｒｒｙｉｎｇ，ｗｉｔｈｇｏｏｄａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｐｒｏｓｐｅｃｔ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｓｈａｌｅｇａｓ；ｄｅｅｐ；ｖａｒｉａｂｌｅ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ；ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌｌｙｆｒｉｅｎｄｌｙ；ｄｒａｇｒｅｄｕｃｔｉｏｎ；ｐｒｏｐ
ｐａｎｔｃａｒｒｙｉｎｇ
０　引　言
川渝地區(qū)頁巖氣資源豐富，借鑒北美頁巖氣開
發(fā)模式，以滑溜水壓裂液為核心的體積壓裂技術(shù)已
成為頁巖儲層的主要改造技術(shù)［１－５］。近年來，川渝
頁巖氣逐步轉(zhuǎn)向深層開發(fā)，常用滑溜水壓裂液體系
已不能完全滿足現(xiàn)場攜砂、造縫等要求，具體表現(xiàn)
為：①深層頁巖氣溫度及地層壓力系數(shù)高，大排量
泵入低黏滑溜水壓裂液攜砂效果較差；②常規(guī)滑溜
水壓裂液形成裂縫的縫口較窄，難以滿足深層頁巖
氣造長裂縫的要求；③常規(guī)滑溜水壓裂液在頁巖儲
層的濾失量大，易砂堵［６］。因此，在深層頁巖氣壓
裂施工中采用高、低 ２種黏度的壓裂液交替注入方
式，提高壓裂液攜砂能力和裂縫復雜程度是目前的
技術(shù)發(fā)展方向之一。深層頁巖儲層結(jié)構(gòu)復雜，要求
壓裂液具有實時調(diào)整黏度的能力，以應對施工中可
能遇到的復雜問題。但目前使用的高黏壓裂液需
要提前配制，無法實現(xiàn)連續(xù)混配，也無法實時切換
高低黏壓裂液；此外，高黏壓裂液存在破膠不徹底、
損害儲層及污染地下水系統(tǒng)的等問題，且需用清水
配制，不能實現(xiàn)返排水重復利用，進一步加劇了壓
裂用水緊張程度［７－９］。
針對上述難題，結(jié)合威遠區(qū)塊深層頁巖氣減阻
攜砂一體化需求，開展可實時變黏，具有良好減阻
性能、攜砂性能和儲層保護性能，且可利用返排水
配制的壓裂液體系研究。具體研究思路為：研發(fā)一
種新型減阻劑，僅通過調(diào)整減阻劑用量即可實現(xiàn)壓
裂液黏度自由切換，并可使用返排水配制壓裂液。
對減阻劑和環(huán)保變黏壓裂液（簡稱變黏壓裂液）性
能進行了評價，并在現(xiàn)場進行了實際應用。
１　實驗部分
１１　實驗材料與儀器
實驗材料：丙烯酰胺、丙烯酸、丙烯酸酯、２－丙
烯酰胺－２－甲基丙磺酸、１，２－丙二醇、聚甲基丙烯
酰氧乙基三甲基氯化銨、氯化銨、２，２－偶氮雙（２－
甲基丙脒）二鹽酸鹽，分析純，國藥集團化學試劑
有限公司；人造巖心，江蘇博銳思科研儀器有限公
司；７０／１４０目石英砂，工業(yè)級，石家莊辰興實業(yè)有
限公司；明亮發(fā)光桿菌，北京海富達科技有限公司；
氯化鈉、氯化鈣，化學純，國藥集團化學試劑有限公
司；去離子水，自制；返排水，礦化度為 １０８５２６８
ｍｇ／Ｌ，長城鉆探工程有限公司提供（表 １）。
表 １　返排水離子組成
Ｔａｂｌｅ１?。裕瑁澹椋铮睿悖铮恚穑铮螅椋簦椋铮睿铮妫妫欤铮鳎猓幔悖耄鳎幔簦澹?
組分 含量 ／（ｍｇ·Ｌ－１） Ｃａ２＋ １５６１５
Ｍｇ２＋ ２３９２
Ｎａ＋、Ｋ＋ ２６８６３７
Ｃｌ－ ４５５２１０
ＳＯ４２－ ６６８３６
　　實驗儀器：ＪＢＱ－１０機械攪拌器，北京中興偉業(yè)
世紀儀器有限公司；ＪＨＪＺ高溫高壓動態(tài)減阻評價
系統(tǒng)、ＪＨＣＱ巖心動態(tài)損害評價裝置，荊州市現(xiàn)代
石油科技發(fā)展有限公司；ＤＸＹ－３生物毒性評價儀，
中科院南京土壤研究所；六速旋轉(zhuǎn)黏度計，青島海
通達專用儀器有限公司；ＱＢＺＹ表面張力儀，上海
方瑞儀器有限公司。
１２　減阻劑的制備
準確稱取一定量丙烯酰胺、丙烯酸、丙烯酸酯、
２－丙烯酰胺－２－甲基丙磺酸，溶于適量去離子水中
（單體質(zhì)量分數(shù)為 ２５００％），并置于容量為 ２５０ｍＬ
的三口燒瓶中。向燒瓶中加入適量 １，２－丙二醇、
聚甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化銨和氯化銨溶液，
將三口燒瓶置于恒溫水浴中，在室溫下通入氮氣
３０ｍｉｎ除去溶解氧。將水浴升溫至 ４２℃，注入引
發(fā)劑 ２，２－偶氮雙（２－甲基丙脒）二鹽酸鹽（引發(fā)劑
占單體總質(zhì)量的 ００３％），將三口燒瓶密封并進行
６ｈ的共聚反應（反應始終處于氮氣環(huán)境中），反應
結(jié)束后得到乳白色液體，即減阻劑 ＪＨＦＲ－２。
２　結(jié)果與討論
２１　減阻劑性能評價
２１１　分散性能
壓裂時施工排量較高，泵注的滑溜水壓裂液一
　第 ２期 范宇恒等：頁巖氣環(huán)保變黏壓裂液的研究與應用 １?。矗埂?
般在幾分鐘內(nèi)便會到達井底。因此，壓裂施工現(xiàn)場
要求滑溜水壓裂液中減阻劑的分散時間短，其分子
鏈能迅速發(fā)生彈性形變吸收能量，降低流體湍流程
度，保證滑溜水壓裂液到達目標層位時仍能保持較
大動能，實現(xiàn)對儲層的有效壓裂。測試不同質(zhì)量分
數(shù)的 ＪＨＦＲ－２的完全分散時間，結(jié)果見表 ２。由表
２可知：不同質(zhì)量分數(shù)的 ＪＨＦＲ－２均可以在 ３０ｓ內(nèi)
完全溶解，且其溶液外觀均為澄清透明狀。說明
ＪＨＦＲ－２分散性能較強，可滿足現(xiàn)場壓裂施工即配
即注需要，有利于提高施工效率。
表 ２?。剩龋疲遥卜稚⑿阅茉u價實驗結(jié)果
Ｔａｂｌｅ２?。裕瑁澹簦澹螅簦颍澹螅酰欤簦螅铮妫剩龋疲遥玻洌椋螅穑澹颍螅椋铮睿澹觯幔欤酰幔簦椋铮?
質(zhì)量
分數(shù) ／％
完全分散時間 ／ｓ
第 １次測試值 第 ２次測試值 第 ３次測試值 平均值
００８ １８０ １９０ １８０ １８３
０２５ ２２０ ２１０ ２２０ ２１７
０５０ ２６０ ２５０ ２５０ ２５３
２１２　增黏性能
壓裂液黏度改變是通過調(diào)節(jié)減阻劑用量來實
現(xiàn)的，因此，有必要測試減阻劑用量對壓裂液黏度
的影響。測試條件為常溫，剪切速率為 １７０ｓ－１，測
試結(jié)果如圖 １所示。由圖 １可知：當 ＪＨＦＲ－２用 量
圖 １　減阻劑用量對壓裂液黏度的影響
Ｆｉｇ１?。裕瑁澹澹妫妫澹悖簦铮妫洌颍幔纾颍澹洌酰悖澹颍洌铮螅幔纾澹铮睿妫颍幔悖簦酰颍椋睿纾妫欤酰椋洌觯椋螅悖铮螅椋簦?
為 ００５％～００８％（質(zhì)量分數(shù)，下同）時，黏度為 ２～
３ｍＰａ·ｓ，為低黏滑溜水壓裂液；ＪＨＦＲ－２用量為
０１２％～０２５％時，黏度為 ６～９ｍＰａ·ｓ，為高黏滑
溜水壓裂液；ＪＨＦＲ－２用量為 ０４０％～０５０％時，黏
度為 ２１～３３ｍＰａ·ｓ，為線性膠壓裂液；另外，ＪＨＦＲ－
２可與交聯(lián)劑發(fā)生交聯(lián)反應，交聯(lián)后黏度可達 １５０
ｍＰａ·ｓ。整體來看，通過控制減阻劑用量，可以得
到不同黏度的壓裂液，從而在滑溜水壓裂液與線性
膠壓裂液之間自由切換，滿足現(xiàn)場壓裂施工對高低
黏壓裂液實時切換的需求。
２２　變黏壓裂液性能評價
調(diào)整 ＪＨＦＲ－２的用量，得到低黏壓裂液（ＪＨＦＲ－２
質(zhì)量分數(shù)為 ００８％）、高黏壓裂液（ＪＨＦＲ－２質(zhì)量分
數(shù)為 ０２５％）、線性膠壓裂液（ＪＨＦＲ－２質(zhì)量分數(shù)為
０５０％）３種壓裂液，對 ３種壓裂液的減阻性能、攜
砂性能、破膠性能、巖心損害率以及生物毒性進行
對比評價。
２２１　減阻性能
實驗流程參照 ＳＹ／Ｔ５１０７—２０１６《水基壓裂液
性能評價方法》，實驗儀器為 ＪＨＪＺ高溫高壓動態(tài)
減阻評價系統(tǒng)，實驗管徑為 １０ｍｍ，實驗流速為 ５０
Ｌ／ｍｉｎ。分別用清水、返排水、鹽水 （質(zhì)量分數(shù)為
３００％氯化鈉＋質(zhì)量分數(shù)為 ２００％氯化鈣）３種液
體配制壓裂液，其減阻性能實驗結(jié)果見表 ３。由表
３可知：①配液水相同時，３種壓裂液的減阻性能均
表 ３　變黏壓裂液減阻性能評價實驗結(jié)果
Ｔａｂｌｅ３?。裕瑁澹簦澹螅簦颍澹螅酰欤簦螅铮妫洌颍幔纾颍澹洌酰悖簦椋铮睿穑澹颍妫铮颍恚幔睿悖?
ｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｖａｒｉａｂｌｅ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ
壓裂液
減阻率 ／％
清水 返排水 鹽水
低黏壓裂液 ７５８ ７４５ ７３６
高黏壓裂液 ７１１ ７０１ ６８９
線性膠壓裂液 ６９１ ６８５ ６６４
隨減阻劑用量增大而下降。其原因為：在一定質(zhì)量
分數(shù)范圍內(nèi)，減阻劑分子線性結(jié)構(gòu)可以充分發(fā)生彈
性形變儲存能量，超過一定質(zhì)量分數(shù)范圍后，減阻
劑分子鏈互相纏繞形成空間聚集體，阻礙流體流
動，黏度增大的同時導致減阻性能下降［１０－１１］。②
減阻劑用量相同時，壓裂液的減阻性能均隨配液水
礦化度增加而降低。其原因為：減阻劑長分子鏈遇
到鹽水會卷曲蜷縮，導致減阻性能出現(xiàn)一定幅度的
下降。通過在減阻劑合成過程中引入耐鹽基團，可
使其具備一定抗鹽性能，返排水配制的低黏壓裂液
和高黏壓裂液減阻率為 ７００％～７５０％，具有良好
減阻效果，可滿足現(xiàn)場應用要求，實現(xiàn)返排水重復
利用。后續(xù)實驗中的配液水均為返排水。
２２２　攜砂性能
支撐劑在壓裂液中沉降速度越慢，越有利于支
撐劑在裂縫中均勻填充，支撐劑沉降速度過快則易
形成砂堵，導致施工失敗。因此，需對變黏壓裂液
的攜砂性能進行考察。利用清水和返排水配制變
黏壓裂液（清水為對比樣），加入 ７０／１４０目石英砂
?。薄。担?特 種 油 氣 藏 第 ３０卷　
（石英砂與變黏壓裂液體積比為 ３∶１０）攪拌均勻，
迅速倒入量筒靜置，記錄石英砂完全沉降時間，結(jié)
果如圖 ２—５所示。由圖 ２—５可知：清水中石英砂
a !"#$ b %'(2s
圖 ２　清水攜砂情況
Ｆｉｇ２?。裕瑁澹穑颍铮穑穑幔睿簦悖幔颍颍椋澹洌椋睿悖欤澹幔颍鳎幔簦澹?
a !"#$
b %'(10s c %'(20s
圖 ３　低黏壓裂液攜砂情況
Ｆｉｇ３?。裕瑁澹穑颍铮穑穑幔睿簦悖幔颍颍椋澹洌椋睿欤铮鳎觯椋螅悖铮螅椋簦妫颍幔悖簦酰颍椋睿纾妫欤酰椋?
a !"#$
b %'(60s c %'(86s
圖 ４　高黏壓裂液攜砂情況
Ｆｉｇ４　Ｔｈｅｐｒｏｐｐａｎｔｃａｒｒｉｅｄｉｎｈｉｇｈ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ
的完全沉降時間為 ２ｓ；低黏壓裂液攜砂性能為清
水攜砂性能的 １０倍，完全沉降時間為 ２０ｓ；高黏壓
裂液攜砂性能為清水攜砂性能的 ４３倍，完全沉降
時間為 ８６ｓ；線性膠壓裂液攜砂性能為清水攜砂性
能的 ６５倍，完全沉降時間為 １３０ｓ?？傮w上壓裂液
攜砂性能與壓裂液黏度呈正相關(guān)關(guān)系。這主要是
因為隨著壓裂液中減阻劑質(zhì)量分數(shù)增加，分子間相
互作用力增大，減阻劑分子鏈互相纏繞形成三維網(wǎng)
狀結(jié)構(gòu)，壓裂液攜砂性能增強［１２－１３］。
a !"#$
b %'(60s c %'(130s
圖 ５　線性膠壓裂液攜砂情況
Ｆｉｇ５?。裕瑁澹穑颍铮穑穑幔睿簦悖幔颍颍椋澹洌椋睿欤椋睿澹幔颍纾澹欤妫颍幔悖簦酰颍椋睿纾妫欤酰椋?
２２３　破膠性能
壓裂后返排時，若壓裂液破膠不徹底會造成破
膠液黏度增加從而滯留地層，進一步堵塞裂縫造成
儲層損害［１４］。因此，有必要對壓裂液破膠性能進
行測試。實驗流程參照 ＳＹ／Ｔ５１０７—２０１６《水基壓
裂液性能評價方法》，向變黏壓裂液中加入質(zhì)量分
數(shù)為 ００２％的（ＮＨ４）２Ｓ２Ｏ８，用保鮮膜密封，置于 ９０
℃水浴鍋水浴破膠，２ｈ后取出壓裂液，冷卻后測
定壓裂液黏度及表面張力，結(jié)果見表 ４。由表 ４可知：
表 ４　變黏壓裂液破膠性能評價實驗結(jié)果
Ｔａｂｌｅ４?。裕瑁澹簦澹螅簦颍澹螅酰欤簦螅铮妫纾澹欤猓颍澹幔耄椋睿纾穑澹颍妫铮颍恚幔睿悖?
ｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｖａｒｉａｂｌｅ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ
壓裂液
破膠后黏度 ／
（ｍＰａ·ｓ）
表面張力 ／
（ｍＮ·ｍ－１）
低黏壓裂液 ２５ ２７４２
高黏壓裂液 ２７ ２７１６
線性膠壓裂液 ３１ ２７５８
變黏壓裂液破膠后的黏度均低于 ５ｍＰａ·ｓ，表面
張力均低于 ２８００ｍＮ／ｍ，符合壓裂返排液行業(yè)標
準，說明變黏壓裂液在破膠后易返排，不會堵塞巖
石孔隙及填砂裂縫。
２２４　儲層損害率
壓裂液與儲層中的黏土接觸，會引起黏土礦物
　第 ２期 范宇恒等：頁巖氣環(huán)保變黏壓裂液的研究與應用 １?。担薄?
的膨脹或運移，造成儲層滲透率降低。因此，需對
壓裂液的儲層損害率進行評價。實驗流程參照
ＳＹ／Ｔ５１０７—２０１６《水基壓裂液性能評價方法》，將
３種壓裂液經(jīng)過前文所述破膠處理后進行儲層損
害率評價實驗，結(jié)果如表 ５所示。由表 ５可知：３
種壓裂液的滲透率損害率由大到小為線性膠壓裂
液、高黏壓裂液、低黏壓裂液，且均低于 １６００％，
滿足 ＳＹ／Ｔ６３７６—２００８《壓裂液通用技術(shù)條件》中
對水基壓裂液巖心損害率低于 ３０００％的要求，具
有較好的儲層保護性能。
表 ５　變黏壓裂液儲層損害率評價實驗結(jié)果
Ｔａｂｌｅ５?。裕瑁澹簦澹螅簦颍澹螅酰欤簦螅铮妫颍澹螅澹颍觯铮椋颍洌幔恚幔纾澹颍幔簦?
ｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｖａｒｉａｂｌｅ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ
壓裂液
巖心損害前
滲透率 ／ｍＤ
巖心損害后
滲透率 ／ｍＤ
滲透率損
害率 ／％
低黏壓裂液 １３５８３ １２２５７ ９７６
高黏壓裂液 １５１４２ １３１９８ １２８４
線性膠壓裂液 １４６７５ １２４０５ １５４７
２２５　生物毒性評價
油氣開發(fā)過程中使用的各種化學藥劑會隨著
流體進入儲層，存在污染地層水的風險。因此，需
對進入儲層的化學藥劑進行生物毒性檢測，避免水
資源污染。實驗流程參照 Ｑ／ＳＹ１１１—２００７《油田
化學劑、鉆井液生物毒性分級及檢測方法發(fā)光細菌
法》和 ＳＹ／Ｔ６７８８—２０１０《水溶性油田化學劑環(huán)境
保護技術(shù)評價方法》，測試結(jié)果見表 ６（ＥＣ５０為發(fā)光細
表 ６　變黏壓裂液生物毒性評價實驗結(jié)果
Ｔａｂｌｅ６　Ｔｈｅｔｅｓｔｒｅｓｕｌｔｓｏｆｂｉｏｌｏｇｉｃａｌｔｏｘｉｃｉｔｙｅｖａｌｕａｔｉｏｎ
ｏｆｖａｒｉａｂｌｅ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ
壓裂液 ＥＣ５０／（１０６ｍｇ·Ｌ－１） 毒性等級
低黏壓裂液 １８６ 無毒
高黏壓裂液 １５２ 無毒
線性膠壓裂液 １２４ 無毒
菌的發(fā)光能力降至 １／２時樣品的質(zhì)量濃度）。由
表 ６可知：變黏壓裂液的 ＥＣ５０值均較高，對應生物
毒性等級均為無毒。表明變黏壓裂液體系不具備
生物毒性，具有保護環(huán)境的性能。
３　現(xiàn)場應用
威 ２０４Ｈ２１－５井位于四川省內(nèi)江市威遠縣龍
會鎮(zhèn)窯灣村 ３組和 １２組，構(gòu)造位置為四川盆地威
遠中奧頂構(gòu)造南翼。該井完鉆井深為 ５５５０ｍ，完
鉆層位為龍馬溪組，采用 Φ １３９７ｍｍ套管完井，
水平段長度為 １６００ｍ。計劃通過長段多簇、控液
提砂、簇間暫堵等措施提高儲層動用程度。該井設(shè)
計壓裂 ２０段，壓裂施工井段為 ３７１０～５５５０ｍ，壓
裂段長度為 １５６１ｍ，壓力系數(shù)為 ２０～２２，地層溫
度為 １１９℃，第 １１段至第 １８段采用變黏壓裂液體
系，主要施工參數(shù)設(shè)計見表 ７。
威 ２０４Ｈ２１－５井于 ２０２２年 ８月 ４日至 ８月 ２６日
進行了第 １１段至第 １８段壓裂施工，８段壓裂施工總
計注入低黏壓裂液 ８３１０５ｍ３，高黏壓裂液 ５６３３０
ｍ３，線性膠壓裂液 １４７３３ｍ３；加入支撐劑 １７００１９ｔ，
其中，７０／１００目石英砂為 １１３３４５ｔ，４０／７０目陶粒為
５６６７４ｔ；平均單段注入液體 １９２７１ｍ３，平均單段
加砂 ２１２５２ｔ，施 工 過 程 井 口 壓 力 最 低 為 ６８５
ＭＰａ。該井使用常規(guī)滑溜水壓裂液的壓裂段（第 １
段至第 １０段）平均單段注入液體 １８７５１ｍ３，平均
單段加砂 ２０５４６ｔ，均低于變黏壓裂液體系，減阻
劑用量約為變黏壓裂液的 ２倍，施工過程井口壓力
最低為 ７５７ＭＰａ，比變黏壓裂液體系高出 １０５％。
在應用變黏壓裂液體系過程中，施工排量、施工壓
力、加砂強度、注入地層液量等壓裂施工參數(shù)基本
達到壓裂設(shè)計工藝要求，同時，可實時改變黏度，高
低黏壓裂液切換過程對壓裂施工泵壓影響較小，既
提高了加砂強度又能兼顧較好的減阻效果，保證了
施工順利進行。
表 ７　威 ２０４Ｈ２１－５井關(guān)鍵施工參數(shù)
Ｔａｂｌｅ７?。裕瑁澹耄澹悖铮睿螅簦颍酰悖簦椋铮睿穑幔颍幔恚澹簦澹颍螅铮妫祝澹欤欤祝澹椋玻埃矗龋玻保?
施工參數(shù) 施工設(shè)計
射孔參數(shù)
主體井段單段射孔簇數(shù)為 ８簇，簇間距為 ７～１０ｍ，單段射孔數(shù)為 ４８孔，單孔流量
大于 ０２５ｍ３／ｍｉｎ，孔徑為 １０５ｍｍ，相位為 ６０°
施工排量 主體井段排量為 １４～１７ｍ３／ｍｉｎ，天然裂縫發(fā)育段排量為 １４～１６ｍ３／ｍｉｎ
壓裂規(guī)模 單段壓裂液量為 ２２００～２５００ｍ３，單段砂量為 １４５～１７０ｍ３
變黏壓裂液體系
低黏壓裂液：減阻劑質(zhì)量分數(shù)為 ００８％～０１５％，黏度為 ２～３ｍＰａ·ｓ；
高黏壓裂液：減阻劑質(zhì)量分數(shù)為 ０１２％～０２５％，黏度為 ６～９ｍＰａ·ｓ；
線性膠壓裂液：減阻劑質(zhì)量分數(shù)為 ０４０％～０６０％，黏度為 ２１～３３ｍＰａ·ｓ
酸化液 １５００％ＨＣｌ＋２００％緩蝕劑＋１５０％助排劑＋１００％黏土穩(wěn)定劑＋１５０％鐵離子穩(wěn)定劑
支撐劑 ７０／１４０目石英砂＋４０／７０目陶粒組合
?。薄。担?特 種 油 氣 藏 第 ３０卷　
４　結(jié)　論
（１）環(huán)保變黏壓裂液溶解速度快、減阻性能優(yōu)
異、攜砂性能優(yōu)良，具有保護儲層及保護環(huán)境功能，
能實時變黏以滿足不同施工要求，可實現(xiàn)返排水重
復利用，有利于降本增效。
（２）威 ２０４Ｈ２１－５井的施工情況表明，環(huán)保變
黏壓裂液施工過程中，施工排量大，施工壓力平穩(wěn)，
加砂強度高，注入地層液量大，高低黏壓裂液切換
過程對壓裂施工影響較小，滿足減阻攜砂一體化壓
裂施工設(shè)計技術(shù)需求，保證了施工順利進行。該技
術(shù)既能有效降低摩阻保證加砂強度，又能保護儲層
及保護環(huán)境，應用前景廣泛。
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