程興生 盧擁軍 管保山 王麗偉 翟 文 明 華

（中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院壓裂酸化技術(shù)服務(wù)中心，河北廊坊 065007）

中石油壓裂液技術(shù)現(xiàn)狀與未來發(fā)展

程興生 盧擁軍 管保山 王麗偉 翟 文 明 華

（中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院壓裂酸化技術(shù)服務(wù)中心，河北廊坊 065007）

近年來，隨著壓裂液技術(shù)的發(fā)展與完善，胍爾膠、合成聚合物、表面活性劑等各種壓裂液技術(shù)基本成熟并在特定儲(chǔ)層或工藝需求的情況下得到應(yīng)用。闡述了中石油壓裂液技術(shù)發(fā)展及應(yīng)用現(xiàn)狀，認(rèn)為壓裂液主體技術(shù)多元化、對(duì)高礦度水的適應(yīng)性以及實(shí)現(xiàn)回收再利用是未來一段時(shí)期滿足壓裂液技術(shù)需求和控制成本的決定因素；滿足低傷害、低成本、高效環(huán)保等技術(shù)指標(biāo)仍是未來壓裂液發(fā)展方向，并對(duì)稠化劑速溶及連續(xù)混配的技術(shù)條件提出新見解；對(duì)高溫壓裂液技術(shù)提出新思路；建議盡快建立非常規(guī)儲(chǔ)層壓裂液及其傷害評(píng)價(jià)方法，以規(guī)范和指導(dǎo)壓裂液技術(shù)發(fā)展。

壓裂液技術(shù)；黃原膠；纖維素；速溶；評(píng)價(jià)方法

伴隨著北美頁巖氣革命，儲(chǔ)層改造技術(shù)正在引領(lǐng)全球非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的重大變革，已經(jīng)成為與物探、鉆井并列的三大關(guān)鍵工程技術(shù)。中石油60%～70%新增儲(chǔ)量為低滲特低滲透非常規(guī)油氣資源，低滲特低滲透、深層高溫、非常規(guī)和海洋石油等“難新”領(lǐng)域待開發(fā)利用。改造對(duì)象從常規(guī)儲(chǔ)層到非常規(guī)儲(chǔ)層，儲(chǔ)層物性由高滲透到低滲透、超低滲，甚至為納達(dá)西級(jí)致密儲(chǔ)層；油藏類型由常規(guī)油氣藏到致密氣、致密油、頁巖氣、煤層氣等；并伴有低壓、異常高壓、水敏、高溫等特性，儲(chǔ)層改造對(duì)象異常復(fù)雜。隨著改造井?dāng)?shù)、層數(shù)、段數(shù)越來越多，儲(chǔ)層改造呈現(xiàn)大排量、高泵壓、大規(guī)模、工廠化作業(yè)的特點(diǎn)［1］。上述變化對(duì)壓裂液與儲(chǔ)層、新工藝的適應(yīng)性以及成本投入提出新的要求，有必要對(duì)中石油壓裂液技術(shù)現(xiàn)狀進(jìn)行梳理，對(duì)未來發(fā)展進(jìn)行思考和規(guī)劃。

1 技術(shù)與應(yīng)用現(xiàn)狀

壓裂液的分類和命名目前沒有統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)。按照稠化劑類型進(jìn)行命名，可分為植物膠類壓裂液、合成聚合物壓裂液、表面活性劑壓裂液、纖維素壓裂液等。文中以稠化劑分類為主線，結(jié)合特色壓裂液技術(shù)，介紹中石油壓裂液技術(shù)及應(yīng)用現(xiàn)狀。

1.1 胍爾膠壓裂液［2-5］

胍爾膠壓裂液是由胍爾膠原粉或其衍生物與硼或鋯等交聯(lián)形成的凍膠。胍爾膠原粉水不溶物質(zhì)量含量較高（18%～25%），改性后的胍爾膠不溶物質(zhì)量含量2%～12%。原粉1%濃度增黏能力187～351 mPa·s，凍膠破膠后殘?jiān)扛?，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為7%～10%。原粉在大慶油田高滲淺層有應(yīng)用。胍爾膠衍生物包括羥丙基胍爾膠（HPG）、超級(jí)胍爾膠（SHPG）、羧甲基胍爾膠（CMG）、羧甲基羥丙基胍爾膠（CMHPG）等，其中SHPG為高取代度、精制的羥丙基胍爾膠，水不溶物低，形成的壓裂液破膠后殘?jiān)?，由于成本較高，僅在塔里木、華北、大慶、西南等油氣田有少量應(yīng)用。

羥丙基胍爾膠壓裂液：通常溫度小于90 ℃采用HPG-無機(jī)硼交聯(lián)體系，溫度大于90 ℃采用HPG-有機(jī)硼體系，最高耐溫為160 ℃，是中石油應(yīng)用最多的壓裂液體系。通過研制開發(fā)使用新型高效交聯(lián)劑，形成的超低濃度HPG壓裂液，顯著降低了HPG使用濃度，可使0.15%HPG交聯(lián)，突破美國壓裂液0.18%交聯(lián)下限，稠化劑相對(duì)濃度降低35%～45%，殘?jiān)鼫p少38%～53%。2012年在長(zhǎng)慶、大慶、青海、華北、冀東等油田實(shí)施近1 600口井，較常規(guī)體系總計(jì)節(jié)約使用胍爾膠1 000余噸，直接效益近億元。

羧甲基羥丙基胍爾膠（羧甲基胍爾膠）壓裂液：在堿性條件下，CMHPG與有機(jī)鋯形成壓裂液，具有溫度廣譜（50～180 ℃）、低稠化劑用量（比常規(guī)胍爾膠低50%）、低摩阻（比常規(guī)胍爾膠低30%～40%）、殘?jiān)蜌埬z傷害低（比常規(guī)胍爾膠降低55%）、高懸砂能力等優(yōu)點(diǎn)，性能達(dá)到國際先進(jìn)水平。在長(zhǎng)慶、吉林、冀東、大慶等油氣田進(jìn)行應(yīng)用，大幅度提高了增產(chǎn)有效期。酸性壓裂液體系具有適用于堿敏性地層、有效抑制黏土膨脹的特性，且能夠適用于CO2增能和泡沫體系。酸性交聯(lián)CMHPG壓裂液（實(shí)現(xiàn)耐溫150 ℃）在大慶、吉林、新疆、吐哈等油田堿敏性儲(chǔ)層得到應(yīng)用。

低分子可回收壓裂液：胍爾膠降解后分子量降低，為常規(guī)胍爾膠的1/20～1/10，水不溶物、破膠液分子量對(duì)地層傷害均有所降低。低分子胍爾膠與硼交聯(lián)后，形成暫時(shí)的水凝膠網(wǎng)絡(luò)，作業(yè)過程中依靠地層的酸性對(duì)壓裂液進(jìn)行中和降低其pH值而破膠返排?？苫厥諌毫岩涸陂L(zhǎng)慶、四川等油田累計(jì)應(yīng)用365口井，回收利用返排液8 565 m3，應(yīng)用井返排液利用率達(dá)到97%。

濃縮壓裂液：為滿足連續(xù)混配準(zhǔn)確計(jì)量需要，將胍爾膠粉懸浮在柴油或?qū)Νh(huán)境更友好的礦物油中，形成濃縮液體稠化劑。大慶油田和吉林油田通過技術(shù)引進(jìn)，開展了濃縮壓裂液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)。同時(shí)，吉林油田的連續(xù)混配裝置實(shí)現(xiàn)了粉劑的準(zhǔn)確計(jì)量，形成采用粉劑進(jìn)行實(shí)時(shí)混配技術(shù)。

總體來說，胍爾膠壓裂液應(yīng)用最為廣泛，應(yīng)用份額占90%以上，基本滿足中石油常規(guī)壓裂需求。但不同體系對(duì)配液水中無機(jī)鹽離子存在不同程度的敏感，影響壓裂液性能；另外，胍爾膠壓裂液耐溫很難突破180 ℃。

1.2 香豆膠壓裂液［6-8］

香豆膠為國產(chǎn)稠化劑，是從香豆種子中提取的天然植物膠，其結(jié)構(gòu)為半乳甘露聚糖。1%濃度增黏能力差異較大（156～321 mPa·s），香豆膠原粉水不溶物含量為7%～15%，具有較好的水溶性，摩阻低，形成的壓裂液耐溫170 ℃。2012年香豆膠壓裂液在長(zhǎng)慶油田18個(gè)區(qū)塊完成110口井施工，最大加砂60 m3，平均砂比35%，返排率72.6%。

香豆膠技術(shù)性能與胍爾膠相當(dāng)，但受種子質(zhì)量、加工水平及成本壓力等因素的限制，目前使用的香豆膠壓裂液稠化劑用量較高、耐溫有限，性能沒有達(dá)到業(yè)內(nèi)已經(jīng)形成的技術(shù)水平。

1.3 合成聚合物壓裂液［9］

合成聚合物壓裂液主要包括交聯(lián)型和締合型兩大類。在胍爾膠瘋狂漲價(jià)的大背景下，合成聚合物壓裂液技術(shù)得到長(zhǎng)足發(fā)展，各油田都開展了各類聚合物壓裂液現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。中石油勘探院廊坊分院研制開發(fā)的清潔交聯(lián)壓裂液技術(shù)，最高耐溫達(dá)210 ℃。該技術(shù)在吉林油田應(yīng)用240井506層，各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)基本與胍爾膠壓裂液持平，60 ℃配方成本為265元/m3，較同期胍爾膠壓裂液降低60%；在華北油田進(jìn)行了2口井儲(chǔ)層溫度超過200 ℃高溫應(yīng)用試驗(yàn)。西南石油大學(xué)羅平亞院士開發(fā)的超分子締合壓裂液技術(shù)，已在不同地層進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用385 井次。

聚合物壓裂液基本無殘?jiān)?，與植物膠壓裂液相比固相傷害低，但聚合物壓裂液對(duì)水質(zhì)及破膠劑敏感，存在配液難、支撐劑不易混入和交聯(lián)控制難、施工摩阻高等問題。

1.4 表面活性劑壓裂液［10］

表面活性劑壓裂液具有無殘?jiān)⒁灼颇z、傷害低、彈性大及攜砂性能好的特點(diǎn)，在中石油各油田均有應(yīng)用，終因成本高尚未獲得大范圍推廣。長(zhǎng)慶油田開發(fā)的陰離子表面活性劑壓裂液最高耐溫135 ℃，在致密氣試驗(yàn)區(qū)推廣應(yīng)用65口井，表現(xiàn)出良好的儲(chǔ)層適應(yīng)性。新疆油田使用的彈性表面活性劑壓裂液，適用溫度25～80 ℃，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用150余井次。中石油勘探院廊坊分院開發(fā)的雙生陽離子表面活性劑壓裂液在煤層壓裂中進(jìn)行了多口井實(shí)驗(yàn)性應(yīng)用。

1.5 油基壓裂液

油基壓裂液主要用于水基壓裂液易造成傷害的強(qiáng)水敏儲(chǔ)層。與水基壓裂液相比，油基壓裂液成本高、使用難，而且易燃，施工存在安全風(fēng)險(xiǎn)，現(xiàn)場(chǎng)僅新疆油田有少量應(yīng)用。采用石西輕質(zhì)原油、磷酸酯及鋁酸鹽形成油基壓裂液凍膠，適用溫度25～90 ℃，170 s-1下剪切1～2 h，保留黏度≥50 mPa·s，閃點(diǎn)≥ 60 ℃，降阻率40%～60%。在莫北油田應(yīng)用最大井深3 500 m，平均砂比18%，最高砂比30%。另外，采用稠油與稀油按比例混合加入減阻劑，形成的油基壓裂液降阻率40%～60%，閃點(diǎn)≥60 ℃。該體系在新疆油田烏36井區(qū)及288斷塊強(qiáng)水敏儲(chǔ)層施工60余口井，改造效果明顯。

1.6 特色壓裂液技術(shù)

乳化壓裂液。乳化壓裂液是介于水基和油基壓裂液之間的一種壓裂液體系，由30%～40%的液態(tài)烴和60%～70%的聚合物水溶液組成的一種水包油或油包水的壓裂液。與水基壓裂液相比，減少了入地水量，具有低濾失、低殘?jiān)?、高黏度的特點(diǎn)［11］。該體系在大慶海塔、青海、吉林、吐哈、新疆等油田強(qiáng)水敏的特殊儲(chǔ)層使用并取得較好效果。

泡沫壓裂液。泡沫壓裂液是在常規(guī)壓裂液基礎(chǔ)上混拌高濃度的液態(tài)N2或CO2等組成的以氣相為內(nèi)相、液相為外相的低傷害壓裂液［12］。氣體泡沫質(zhì)量多為40%～60%，泡沫質(zhì)量小于52%時(shí)為增能體系。泡沫壓裂液黏度大、攜砂能力強(qiáng)、濾失低、殘液返排率高，特別適合低溫、低壓、水敏或水鎖等敏感性強(qiáng)的儲(chǔ)層。泡沫壓裂液實(shí)際應(yīng)用并不普遍，主要原因是施工設(shè)備復(fù)雜昂貴，成本高。中石油目前使用泡沫壓裂液多為增能助排。

加重壓裂液。提高壓裂液密度是降低井口施工壓力的有效方法，考慮成本問題采用KCl或NaNO3對(duì)HPG-有機(jī)硼壓裂液體系進(jìn)行加重，前者最大密度1.15 g/cm3，后者最大密度1.32 g/cm3［13］。中石油勘探院廊坊分院研制開發(fā)并獲得專利權(quán)的加重壓裂液體系為耐溫160 ℃的0.45%HPG-有機(jī)硼交聯(lián)體系，在塔里木油田近7 000 m的多口超深井進(jìn)行成功應(yīng)用，并取得良好效果。在新疆、玉門、華北等油田異常高壓井也進(jìn)行了推廣應(yīng)用。

熱化學(xué)壓裂液。將生熱化學(xué)反應(yīng)引入水基壓裂液中，形成自生熱類泡沫壓裂液，用于中淺層稠油及低壓低滲透油氣藏儲(chǔ)層壓裂改造［14］。新疆油田將生熱化學(xué)反應(yīng)用于聚合物和清潔壓裂液中；大慶油田在低溫低壓井累計(jì)應(yīng)用136口井，壓后平均返排率53.4%，平均增油強(qiáng)度0.64 t/（d·m）。

減阻水（滑溜水）。使用減阻劑及表面活性劑、阻垢劑、黏土穩(wěn)定劑、殺菌劑、破膠劑、防膨劑等形成的低黏低摩阻壓裂液［15］。目前使用的減阻劑為能夠?qū)崿F(xiàn)連續(xù)混配的合成高分子乳液。中石油勘探院廊坊分院形成的典型配方為：水+（0.04%～0.08%）FA30減阻劑+（0.05%～0.15%）FA-6助排劑+適量殺菌劑，具有速溶增黏、剪切穩(wěn)定性好、低摩阻（現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)降阻率82%）、無殘?jiān)?、低表面張力、易返排（自噴返排率達(dá)40.73%）等特點(diǎn)。川慶鉆探公司研制開發(fā)的減阻水壓裂液與此性能接近。

2 需求分析

隨著儲(chǔ)層改造對(duì)象由以常規(guī)油氣藏為主向非常規(guī)油氣藏拓展，致使動(dòng)用儲(chǔ)量物性下限越來越低，滲透率小于0.1 mD的致密油氣以及納達(dá)西級(jí)的頁巖氣儲(chǔ)層都依賴儲(chǔ)層改造進(jìn)行經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。面臨的儲(chǔ)層條件越來越復(fù)雜，儲(chǔ)層深度更深，深井壓裂超過7 000 m；地層溫度更高，超過200 ℃；高應(yīng)力儲(chǔ)層更普遍，如塔里木某井壓裂施工，壓裂液加重的情況下，井口施工壓力仍超過135 MPa。同時(shí)，改造模式由籠統(tǒng)改造逐步向體積改造和精細(xì)改造轉(zhuǎn)變。儲(chǔ)層改造呈現(xiàn)大排量、高泵壓、大規(guī)模、工廠化作業(yè)的特點(diǎn)。 因此，滿足儲(chǔ)層特點(diǎn)及工藝技術(shù)需求的壓裂液應(yīng)具備低傷害、低成本、高效環(huán)保的特性。

受國際市場(chǎng)需求等多種因素影響，2011年下半年以來，胍爾膠價(jià)格一路飆升，2011年年初的2.46萬元/t升高至2012年4月份最高的15.8萬元/t，2012年10月價(jià)格有所回落，達(dá)到6.33萬元/ t，但仍是2011年同期價(jià)格的174%，導(dǎo)致每立方米壓裂液價(jià)格增加2～3倍以上。2013年中石油預(yù)計(jì)需要胍爾膠2×104t左右，預(yù)計(jì)成本增加近7億元。

隨著儲(chǔ)層改造規(guī)模不斷擴(kuò)大，所需淡水量不斷增大，供應(yīng)不能及時(shí)到位和成本上漲問題日益凸顯。如陜北油氣區(qū)儲(chǔ)層改造用水價(jià)達(dá)到100～200元/m3；塔里木油田塔中作業(yè)區(qū)配液用水是從300 km外的輪南鎮(zhèn)拉水，僅運(yùn)費(fèi)就達(dá)150元/m3以上，再運(yùn)往沙漠腹地，需要專用沙漠車，成本會(huì)進(jìn)一步大幅增加。同時(shí)，備水周期長(zhǎng)，相應(yīng)增加了試油成本［16］。所以，水在壓裂液成本中所占比重不容忽視。同時(shí)，大量的、成份復(fù)雜的壓裂返排液排放處理難度大，直接排放會(huì)造成環(huán)境污染。因此，實(shí)現(xiàn)壓裂液回收再利用，減少環(huán)境污染和水資源浪費(fèi)勢(shì)在必行，也是解決用水及降低壓裂液成本的重要途徑。

盡管超高溫壓裂液室內(nèi)研究獲得重大突破，但由于稠化劑濃度較高，造成現(xiàn)場(chǎng)配液困難，交聯(lián)時(shí)間難以有效控制，交聯(lián)快導(dǎo)致液體摩阻高，而高溫壓裂液通常都在深井超深井中應(yīng)用，高摩阻制約實(shí)際使用。因此，超高溫壓裂液應(yīng)用中配液和高摩阻等制約實(shí)際應(yīng)用的問題有待深入攻關(guān)解決。

大規(guī)模、工廠化作業(yè)對(duì)壓裂液的快速配制的要求以及大量殘液如何高效返排降低傷害等，都將影響壓裂新工藝的實(shí)施和壓后效果的取得。為保障新工藝的有效實(shí)施，這些問題都亟待攻關(guān)解決。

3 壓裂液技術(shù)未來發(fā)展的思考

3.1 推動(dòng)壓裂液主體體系多元化發(fā)展，實(shí)現(xiàn)壓裂液成本可控

導(dǎo)致中石油壓裂液成本飆升和無法控制的原因，是壓裂液主體技術(shù)單一且胍爾膠供應(yīng)受制于人。為此，應(yīng)從源頭上形成合理供需關(guān)系，打破稠化劑依賴進(jìn)口的局面，避免對(duì)胍爾膠的過度依賴。

20世紀(jì)80年代香豆膠就開始了室內(nèi)研究與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)并獲得成功，但受種植規(guī)模、加工水平、市場(chǎng)需求及其價(jià)格的影響，沒有形成良好的產(chǎn)業(yè)鏈，影響了產(chǎn)業(yè)發(fā)展。借助植物膠加工和香豆膠綜合開發(fā)利用技術(shù)的進(jìn)步，聯(lián)動(dòng)種植、加工、科研、應(yīng)用等形成產(chǎn)業(yè)鏈，可以提升香豆膠壓裂液性能和規(guī)?；瘧?yīng)用水平。性能和應(yīng)用情況表明香豆膠是一種很有發(fā)展前途的植物膠，而且我國許多省份擁有適宜香豆子的耕種土地和種植經(jīng)驗(yàn)，可作為胍爾膠的替代產(chǎn)品之一。從長(zhǎng)遠(yuǎn)考慮，中石油可組織就香豆種植、香豆膠加工以及改性進(jìn)行技術(shù)攻關(guān)，在價(jià)格和使用上進(jìn)行適度保護(hù)，扶持國產(chǎn)香豆膠技術(shù)發(fā)展及產(chǎn)業(yè)化。

纖維素壓裂液在大港油田和玉門油田早有應(yīng)用，因纖維素溶解緩慢、難交聯(lián)成足夠黏度凍膠、耐鹽性差、增稠能力有限、殘留物對(duì)地層傷害大等缺點(diǎn)，纖維素作為壓裂液的研究和應(yīng)用就此中斷［17］。中石油勘探院廊坊分院開發(fā)一種酸性纖維素壓裂液，有效解決了早期纖維素壓裂液存在的問題，易配制、破膠徹底無殘?jiān)?、可滿足溫度低于130 ℃儲(chǔ)層壓裂需求。中石油儲(chǔ)層大多集中在60～120 ℃溫度范圍內(nèi)，盡管該體系也存在對(duì)含鹽度大的水質(zhì)較為敏感的缺陷，但形成的纖維素壓裂液可在較大范圍內(nèi)在一定條件下代替胍爾膠壓裂液。國內(nèi)纖維素資源豐富，應(yīng)加快纖維素壓裂液開發(fā)及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，充分利用本國資源，逐步擺脫對(duì)國外產(chǎn)品依賴的局面。

3.2 提高壓裂液對(duì)高礦化度水的適應(yīng)性，保障大規(guī)模及工廠化作業(yè)的實(shí)施

水平井工廠化作業(yè)目的是要提高施工效率、縮短施工周期、降低作業(yè)成本。壓裂快速備水是實(shí)現(xiàn)工廠化作業(yè)關(guān)鍵環(huán)節(jié)之一。中石油油氣田集中分布在我國缺水的華北、東北和西北，這與大規(guī)模作業(yè)、大量用水形成深刻矛盾，而且現(xiàn)行壓裂液體系大多對(duì)水質(zhì)敏感，高礦化度水對(duì)稠化劑溶解分散、交聯(lián)pH環(huán)境的形成產(chǎn)生影響，限制了非淡水的使用。過去一直是水質(zhì)指標(biāo)滿足壓裂液要求來發(fā)展壓裂液技術(shù)，現(xiàn)場(chǎng)也是尋找合適水源滿足配液需求，或?qū)Ω叩V化度水中離子進(jìn)行螯合屏蔽處理，但成本高且效果有限。因成本和需求原因，先前的理念很難滿足大規(guī)模及工廠化作業(yè)的需求。提高壓裂液對(duì)高礦化度水的適應(yīng)性，如高礦化度地層水、油層采出污水、海水等的使用，實(shí)現(xiàn)就地取材擴(kuò)大適用水源，降低用水成本、縮短備水周期，保障大規(guī)模及工廠化作業(yè)的實(shí)施。此外，壓后殘液溶解了地層中的可溶鹽或摻進(jìn)地層水導(dǎo)致返排液礦化度增加，使得壓裂液對(duì)高礦化度水的適應(yīng)性成為實(shí)現(xiàn)壓裂液回收再利用的前提條件之一。

黃原膠是各行業(yè)中最典型和最重要的抗鹽增稠劑［18］。依靠分子間力形成結(jié)構(gòu)流體，黃原膠非交聯(lián)基液彈性與胍爾膠交聯(lián)凍膠相近，在一定溫度范圍（120 ℃）內(nèi)，非交聯(lián)的黃原膠基液具有較好的攜砂性能。非交聯(lián)黃原膠與其他交聯(lián)體系相比配方單一、影響性能因素少，此特點(diǎn)是實(shí)現(xiàn)壓裂液回收再利用的重要優(yōu)勢(shì)。黃原膠不交聯(lián)作為壓裂液使用濾失較大；溫度低于80 ℃時(shí)降解困難，會(huì)對(duì)地層帶來較大傷害。為此，中石油勘探院廊坊分院正在開展低溫破膠和應(yīng)用技術(shù)攻關(guān)研究。

3.3 減少添加劑相互影響，實(shí)現(xiàn)在線連續(xù)混配

針對(duì)連續(xù)混配的需要，已經(jīng)提出濃縮或速溶干粉壓裂液研制開發(fā)的需求［19］。分析認(rèn)為稠化劑溶脹快慢可能會(huì)影響液體注入的摩阻和形成的凍膠流變性能。對(duì)于滑溜水壓裂液稠化劑快速釋放增黏，有利于降低摩阻；而對(duì)于線性膠或交聯(lián)凍膠，稠化劑用量較大，充分溶脹后基液黏度較高，可能導(dǎo)致注入摩阻增加。圖1是目前廣泛使用的普通羥丙基胍爾膠、相同配方、基液放置不同時(shí)間的2個(gè)凍膠流變性能測(cè)試結(jié)果，曲線1為基液經(jīng)4 h充分溶脹交聯(lián)的凍膠流變性能，曲線2為基液配制3 min后立即交聯(lián)形成的凍膠流變性能。從結(jié)果看，基液未充分溶脹對(duì)施工期間壓裂液整體性能影響較小，而且有利于后期黏度的保持。實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)目前業(yè)已形成的技術(shù)條件下研發(fā)速溶干粉壓裂液必要性提出質(zhì)疑。

圖1 基液放置不同時(shí)間凍膠流變性能比較

目前常用的胍爾膠凍膠壓裂液體系添加劑種類繁多、組成復(fù)雜，而且添加劑之間相互影響，比如pH調(diào)節(jié)劑提供必要的堿性交聯(lián)環(huán)境，不利于胍爾膠的溶脹，在配制過程中就存在添加劑添加的先后順序問題，而連續(xù)混配是快速在線配制，沒有足夠的時(shí)間來區(qū)分添加的順序。因此，簡(jiǎn)化壓裂液配方、減少添加劑間的相互影響，對(duì)于實(shí)現(xiàn)大規(guī)模在線連續(xù)混配尤為重要。

3.4 用工藝技術(shù)彌補(bǔ)液體性能的不足

現(xiàn)場(chǎng)配液難、交聯(lián)反應(yīng)快、摩阻高的問題，制約著超高溫壓裂液的實(shí)際有效應(yīng)用。耐高溫與稠化劑高用量、快交聯(lián)與高摩阻等內(nèi)在的矛盾相互制約，短期內(nèi)很難根本解決。因此，建議液體技術(shù)與工藝相結(jié)合，用工藝彌補(bǔ)液體性能的不足。比如可以考慮減阻水?dāng)y帶耐高溫纖維，代替超高溫壓裂液進(jìn)行應(yīng)用。減阻水摩阻低，可以實(shí)現(xiàn)大排量，通過大排量彌補(bǔ)液體濾失和纖維暫堵降低濾失實(shí)現(xiàn)造縫；利用纖維強(qiáng)懸浮性實(shí)現(xiàn)地層高溫下攜砂功能。這一想法僅是拋磚引玉，以拓寬壓裂液技術(shù)攻關(guān)思路。

3.5 建立非常規(guī)儲(chǔ)層壓裂液及其傷害評(píng)價(jià)方法，以

規(guī)范和指導(dǎo)壓裂液技術(shù)發(fā)展

與常規(guī)儲(chǔ)層壓裂相比，非常規(guī)儲(chǔ)層改造對(duì)象、改造目標(biāo)、設(shè)計(jì)理念發(fā)生變化，儲(chǔ)層和工藝技術(shù)對(duì)液體性能的要求也發(fā)生了相應(yīng)變化。隨著非常規(guī)儲(chǔ)層壓裂改造大規(guī)模的應(yīng)用，應(yīng)盡快建立非常規(guī)儲(chǔ)層壓裂液及其傷害評(píng)價(jià)方法，以規(guī)范和指導(dǎo)壓裂液技術(shù)發(fā)展。

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（修改稿收到日期 2013-12-26）

〔編輯 薛改珍〕

Current situation and future development of CNPC fracturing fluid technology

CHENG Xingsheng,LU Yongjun,GUAN Baoshan,WANG Liwei,ZHAI Wen,MING Hua
（Fracturing and Acidizing Technology Service Center,Langfang Branch of Research Institute of Petroleum Exploration and Development,CNPC,Langfang065007,China）

In recent years,with the development and improvement of fracturing fluid technology,the technology of fracturing fluid technologies,such as guar gum,Synthetic polymer,and surfactant are basically sophisticated and applied in special reservoir bed or conditions in which the process requires.This paper elaborates the technical development and application of CNPC fracturing fluid and believes that the main technologies diversification of fracturing fluid,their adaptability to highly mineralized water and recycling are determinants to meet needs for fracturing fluid technology and control costs over a period of time.The technical indicators of low damage,low-cost,high efficiency and environmental protection are future development direction of the fracturing fluid.It gives insights about the technical conditions of fast dissolution and continuous mixing of thickening agent,and the new ideas about the technology of high temperature fracturing fluid.It also appeals to establish the unconventional reservoir fracturing fluid and its damage evaluation methods as soon as possible to standardize and guide the development of fracturing fluid technology.

fracturing fluid technology;xanthan gum;cellulose;fast dissolution;evaluation methods

程興生，盧擁軍，管保山，等.中石油壓裂液技術(shù)現(xiàn)狀與未來發(fā)展思考［J］.石油鉆采工藝，2014，36（1）：1-5.

TE357.12

：A

1000-7393（2014）01-0001-05

10.13639/j.odpt.2014.01.001

中國石油天然氣股份有限公司課題“特低、超低滲油藏高效改造關(guān)鍵技術(shù)”（編號(hào)：2011B-1202）；國家科技重大專項(xiàng)“低滲特低滲油氣儲(chǔ)層高效改造技術(shù)”（編號(hào)：2011ZX05013-003）。

程興生，1968年生。1990年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，現(xiàn)從事壓裂酸化液體技術(shù)研究與現(xiàn)場(chǎng)服務(wù)工作，高級(jí)工程師。電話：13603263173。E-mail：cxs3783@sohu.com。