作者：郑晓敏
目前国内外聚合物压裂液根据交联机理不同大致分为化学交联聚合物压裂液体系和物理交联聚合物压裂液体系。文献[2]中报道了一种采用化学交联形成聚合物压裂液，在180℃、170 S-I条件下，剪切180 min后，黏度为70 mPa -s，尽管该聚合物压裂液耐温能力好，但是需8h才能实现破胶，无法满足现场施工要求；王丽伟等介绍了一种有机锆化
学交联聚合物压裂液体系，其伤害率为24. 75%，对储层的伤害较大。化学交联聚合物压裂液具有较好的耐温性能和携砂性能，但其破胶较为困难，且破胶后残留的聚合物片段对地层和裂缝造成一定程度的堵塞伤害。物理交联聚合物压裂液又称为可逆交联低伤害聚合物压裂液，该压裂液体系通过静电、氢键和疏水缔合等物理作用，形成稳定的三维网状结构，该体系在不采用化学交联技术的情况下，具有耐温、耐盐和耐剪切性能好，滤失量少，破胶后几乎无残渣，压裂液滤液对岩心基质伤害小等优点，国内外学者一直十分关注该领域的研究。笔者针对国内某油田低渗透致密薄互储层控制缝高难、有效支撑难及压后稳产期短等特点，室内评价了SRFP压裂液在100~ 120℃的耐温耐剪切性能、静态滤失性能、破胶性能及压裂液滤液对岩心的伤害性能；测定了破胶液的表面张力及残渣含量；并将SRFP压裂液在该油田低渗透致密薄互储层压裂作业2口井，取得了较好的应用效果。
1 室内实验部分
1.1 主要实验样品
SRFP一1增稠剂，工业品，中国石化石油工程技术研究院生产；SRFC一1交联剂，工业品，中国石化石油工程技术研究院生产；SRCS一1黏土稳定剂，工业品，中国石化石油工程技术研究院生产；SRCU—l助排剂，工业品，中国石化石油工程技术研究院生产；现场配液用水，国内某油田提供；过硫酸铵，工业品，北京化工厂生产。
1.2主要实验仪器
HAAKE MARSⅢ型流变仪，德国Thermo Fisher公司生产；IKA RW20 digital数显型顶置式机械搅拌器，德国艾卡公司生产；Kl00型全自动表面界面张力仪，德国克吕氏公司生产；Ling Li LD25-2型离心机，北京京立离心机有限公司；高温高压酸化滤失仪，江苏华安石油科研仪器有限公司生产。
1.3耐100 ~120℃的SRFP压裂液制备
向一定量的现场配液用水中加入0. 45%的SRFP一1增稠剂，充分搅拌5～10 min，再加入0.3%的SRCS一1黏土稳定剂和0.10_10的SRCU—l助排剂，搅拌1 min，制备SRFP压裂液基液。向上述基液中加入0. 20/0的SRFC一1交联剂，搅拌1 min形成耐100~120。C的SRFP压裂液。
1.4 SRFP压裂液评价实验
1.4.1 耐温耐剪切实验
采用HAAKE MARSⅢ型流变仪评价压裂液的流变性能，流变仪程序设定分以下3步：①25℃稳定5 min；②以3℃/min的升温速率从25℃升温至实验温度；③稳定实验温度直至实验结束。按照石油天然气行业标准SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》进行SRFP压裂液流变性能评价。
1.4.2静态滤失实验
在高温高压酸化滤失仪测试筒中加入一定量的SRFP压裂液，放置2片圆形滤纸，装好滤筒开始实验。实验压力为3.5 MPa，滤液开始流出，同时记录时间，测定时间为36min。
1.4.3破胶及残渣实验
取一定量的SRFP压裂液，置于60~90℃的恒温水浴中，加入一定量的破胶剂（过硫酸胺），做破胶实验。将50 mL压裂液置于120℃干燥箱中，恒温2h，取出后置于离心机中离心作用60 min，离心机转速为3 000 r/min。将上层清液倒出后，留下残渣，将残渣置于105℃干燥箱中干燥2h，称量残渣质量。
1.4.4压裂液滤液对岩心基质伤害实验
选取直径为2.5 cm、长度为3.75 cm的天然岩心，利用高温高压酸化滤失仪，按照SY/T 5107-2005中6. 10所述的评价方法，测定压裂液滤液对岩心基质伤害率：
式中：nd为岩心基质伤害率，%；K．为岩心挤压裂液滤液前的基质渗透率，um2；K2为岩心挤压裂液滤液后的基质渗透率，um2。
2 结果与讨论
2.1耐温耐剪切性能
压裂液耐温耐剪切性能是评价压裂液是否能进入现场最主要的性能指标之一。笔者对配制的SRFP压裂液开展100~120℃的耐温耐剪切实验，结果如图1、图2所示。由图l、图2可知，当温度为100 cC，170 S-l，剪切2h后的黏度平均值为71.4 mPa -s；当温度为120℃，170 s-1，剪切2h后的黏度平均值为53.1 mPa．s，符合行业标准要求。结果表明，该体系配方达到现场入井条件。
2.2静态滤失性能
压裂液的滤失受自身黏度，在地层中流体的黏弹性以及地层流体的造壁性能及配伍性影响。理想的压裂液应具有较低的滤失量，才能在地层中形成延伸的裂缝。对配制SRFP压裂液进行静态滤失实验，结果如表1所示。由表1可知，SRFP压裂液初滤失量为3. 29×10'2 m3/m2，滤失系数为1. 71×10-4m/min0'5，滤失速率为6. 53×10-4m/min，上述数据符合行业标准SY/T 6376-2008要求，结果表明，该体系配方能有效降低滤失。
2.3破胶性能及残渣分析
在60~900C破胶温度条件下，按照质量分数0. 005%、0.008%、0.01%、0.02%、0.03 010和0.04%加入破胶剂（过硫酸铵），对配制的SRFP压裂液进行破胶实验，破胶时间为2h，考察破胶液的表观黏度随过硫酸铵质量分数的变化规律，结果如表2所示；采用Kl00型全自动表面界面张力仪测定破胶液的表面张力，结果如图3所示。
由表2和图3可知，随着破胶剂质量分数的增加，破胶液黏度呈现下降趋势。当破胶温度为60℃，破胶剂质量分数增加到0.04%时，才能实现破胶，破胶液的表面张力为27.2 mN/m;当破胶温度为70℃，破胶剂质量分数为0.01%即可实现破胶，破胶液的表面张力为26.7 mN/m；当破胶温度为80~ 90℃，破胶剂质量分数为0.005%即可实现破胶，破胶液的表面张力分别为26.1 mN/m和23.2 mN/m。因此，压裂液中破胶剂质量分数越大，压裂液破胶就越彻底，破胶液黏度就越小；破胶剂质量分数越小，破胶程度越差，破胶液黏度越高，不利于压裂液返排。上述数据均符合行业标准SY/T6376-2008要求。由于SRFP破胶液的表面张力较低，有利于克服水锁及贾敏效应，降低毛细管阻力，增加破胶液的返排能力。将破胶液高速离心60 min，烘干后称量离心管上的残渣质量浓度，60~90℃破胶液的残渣质量浓度分别为92、87、69 mg/L和54 mg/L，小于100 mg/L的行业标准。
2.4岩心基质伤害实验
压裂液滤液对岩心基质的伤害以岩心渗透率的变化来表征，影响因素主要有岩心的矿物组成、岩心渗透率大小和压裂液破胶程度等。利用高温高压酸化滤失仪测定压裂液滤液对岩心基质的渗透率，从而计算伤害率。岩心基质伤害实验如表3所示。由表3可知，SRFP压裂液滤液对岩心基质伤害前的渗透率为8.9×10-ym2，伤害后渗透率为7.6×10-3，代人1.4.4计算公式中，计算伤害率为14. 6%，符合行业标准SY/T 6376-2008要求。文献[3]中报道的化学交联聚合物压裂液伤害率为24. 75%。由此可见，对于储层伤害而言，物理交联聚合物压裂液小于化学交联聚合物压裂液。
3现场试验
3.1概述
SRFP压裂液室内性能测试符合压裂施工技术指标要求。选择国内某油田两口井进行现场试验。A井和B井压裂目的层厚度薄、上下隔层应力遮挡弱、地层破裂压力高、构造比较复杂，属于典型的低渗透致密薄互储层，A井储层温度为120℃，地层压力系数为1. 47，储层压力为37.5 MPa;B井储层温度为100 0C，地层压力系数为1.0，储层压力为25.1 MPa。
3.2现场配制SRFP压裂液
首先缓慢匀速加入0. 45%的SRFP一1增稠剂，禁止突然提高加料速度或一次加入，这样会形成大量“鱼眼”，加完后循环3—5 min，然后缓慢匀速加入0. 3%的SRCS一1黏土稳定剂和0.1%的SRCU一1助排剂，循环1 min，配制成SRFP压裂液基液备用。施工过程中再加入0. 2%的SRFC一1交联剂。
3.3压裂施工曲线
A井和B井压裂施工曲线如图4和图5所示。
由图4和图5可知，A井最高施工压力为48 MPa，最高施工排量为2.5 1113／min，加入聚合物压裂液340 m3，加砂30.87 m3，砂比为20%，平均砂比为9. 1%；B井最高施工压力为60 MPa，最高施工排量为3.5m3／min，加入聚合物压裂液120 m 3，加砂20.3m3，砂比为25%，平均砂比为16. 9%。压裂施工后关井测压力，60 min后立即开井排液，破胶液黏度小于5 mPa -s，2口井返排后期产液量分别为9 m3/d和11 m3/d，最高产油量分别为5.2 m3/d和9.7 m3/d．远高于该区块单井的平均产油量。实践表明：SRFP压裂液在该区块取得了良好增产效果和经济效益。
4结语
(1) SRFP压裂液在100 cC和120℃、170 s。1、剪切2h后的黏度平均值分别为71.4 mPa．s和53.1 mPa．s，表现出良好的流变性能。
(2)在60~ 90C温度条件下，破胶剂质量分数为0. 0050/0~0.04%时，破胶时间为2h，破胶液表观黏度分别为4. 52、4.56、3.71mPa．s和4.05 mPa -s,破胶液表面张力分别为27.2、26.7、26.1 mN/m和23.2 mN/m，残渣质量浓度分别为92、87、69 mg/L和54 mg/L。
(3) SRFP压裂液成功应用于2口低渗透致密薄互储层压裂作业，两口井的砂比分别为20010和25%，产油量分别为5.2 m3/d和9.7 m3/d，压裂增产效果及经济效益显著。
5摘要：
以SRFP一1增稠剂、SRFC—1交联剂、SRCS一1黏土稳定剂和SRCU一1助排剂工业品为研究对象，以现场配液用水配制SRFP压裂液。评价了SRFP压裂液的耐温耐剪切性能、静态滤失性能、破胶性能及压裂液滤液对岩心的伤害性能；测定了破胶液的表面张力及残渣含量。结果表明：SRFP压裂液在100℃和120℃条件下具有良好的流变性能；初滤失量为3.29×10 -2 m3/m2，滤失系数为1. 71×10-4m/min0 5，滤失速率为6. 53×10-4m/min；压裂液滤液对岩心基质伤害率为14.6%；在60~90℃，破胶剂质量分数为0.005~0.04%条件下，2h即可破胶，破胶液黏度小于5 mPa-s，破胶液表面张力小于28 mN/m，破胶液残渣小于100 mg/L;最后将SRFP压裂液成功应用于2口低渗透致密薄互储层压裂作业，最高产油量分别为5.2 m3/d和9.7 m3／d。
