深层高温储层具有地层温度高、埋深大、破裂压力高的特点，实施酸化压裂时井口施工压力高，几乎超过设备施工限压[1]。如塔里木油田乌参1井，井深超过6 000 m，常规压裂液施工时井口压力将达到103 MPa，超过现有压裂设备的工作上限。降低井口施工压力的主要方式有：降低地层破裂压力、减小压裂液摩阻和增加压裂液静液柱压力[2-3]。对于这类储层，前两种方法的效果已经十分有限，通过在压裂液中加入加重材料来增加压裂液的密度可以提高压裂液静液柱压力，从而在施工全过程都能大幅降低井口施工压力。例如，压裂液密度每提高0.1 g/cm3，6 000 m深井井口压力将降低6 MPa。
国内外加重压裂液体系主要有硼酸盐交联体系[3]、羧甲基羟丙基胍胶锆交联体系[4]、黏弹性表面活性剂体系[5]、胍胶有机硼交联体系[6]等。加重剂主要为盐类，形成的压裂液密度最高可达1.70 g/cm3[7-8]，最高耐温可达180 ℃[4]。尽管如此，由于加重材料和应用条件的特殊性，与常规压裂液相比，加重压裂液具有更多技术难题：①盐类的存在将影响稠化剂的溶解[9]和交联[10]，从而影响压裂液稳定性；②加重压裂液的破胶更加困难[2]，加之加重剂可能带来的残渣，可能导致对储层和支撑裂缝的更大伤害；③加重压裂液在密度增加的同时也会增加自身摩阻，这对于施工压力是不利的。针对上述问题，优化形成了能够满足不同加重要求的加重压裂液配方，并对其性能进行了评价，结合现场一口井对加重压裂液密度优化思路进行了详细的阐述。
(1) 压裂液加重能力研究。加重材料一般为密度较大且溶解能力较高的盐类，国内外应用较多的是NaCl和NaBr。室内测定了在压裂液中分别加入NaCl和NaBr时，不同盐含量下的压裂液密度(表 1，常温，采用液体密度计测量)。从表 1可看出，压裂液密度与加入的盐含量几乎成正比；但不同的盐对压裂液的加重能力不同。在相同含量下，加入NaBr的压裂液密度高于加入NaCl的。同时，受溶解度的影响，盐类在压裂液中的添加量有限，从而导致提升压裂液密度的能力也有限。NaCl的加量为35%(w)时，已经有大量的NaCl不能溶解于压裂液中。NaBr加量超过65%(w)后NaBr开始析出，可能是由于溶液的黏度过高，影响了NaBr在溶液中的溶解。若能提高压裂液的温度，还可以进一步加入NaBr，继续提高压裂液的密度。根据实验，得到了不同压裂液体系、不同盐所构成的加重压裂液中盐含量与压裂液密度的关系式，如式(1)：
式中：ρf为压裂液密度，g/cm3；C为盐含量，小数(本实验中，对于NaCl，C≤0.3；对于NaBr，C≤0.65)；a为系数(本实验中，对于NaCl，a=0.595 8；对于NaBr，a=0.643 1)；b为常数，取决于压裂液基液配方(本实验中，b=1.014 6)。
(2) 加重剂对基液黏度的影响。基液黏度是压裂液评价的关键参数，盐类的加入将影响压裂液黏度。以NaCl和NaBr作为加重剂，分别做了其含量对压裂液基液黏度的影响实验。配制胍胶加量为0.57%的水溶液，待其充分溶胀后，分别加入不同比例的加重剂，搅拌均匀，测定溶液黏度并记录时间。
从图 1可知，加入NaCl后，压裂液的黏度并未出现较大变化，在NaCl含量接近饱和溶解度时，压裂液的黏度甚至出现上升。从图 2可见，加入NaBr后压裂液黏度有小幅度下降，在NaBr质量分数为10%时, 黏度降至最低，之后随NaBr质量分数上升黏度逐渐升高。可能是由于随盐含量升高，溶液中超高温胍胶分子周围的离子数越来越多，阻碍超高温胍胶分子链运动的程度越来越大，宏观上表现为黏度升高。此特性有助于提高压裂液的携砂能力、降低压裂液的摩擦阻力，利用这一优点，可以降低稠化剂的加量，降低残渣伤害。
虽然通过选择不同盐类型和加量可以达到压裂施工所要求的压裂液密度，但是盐的加入会影响压裂液流变性能，盲目追求高密度可能大大降低压裂液流变性能。在室内以NaCl为例，测试了不同加量下对压裂液流变特性的影响。分别测试了NaCl质量分数为0、14%和30%，交联剂用量为0.6%和0.7%的压裂液在160 ℃、170 s-1下黏度-时间曲线(如图 3~图 6所示)。
从实验结果可看出，保持其他条件不变，加入质量分数14%的NaCl后，黏度明显降低(下降约80%)，NaCl质量分数从14%提高到30%，2 h后的最终黏度降至80 mPa·s左右。说明随NaCl含量的增加，压裂液黏度有所下降，其高温下冻胶稳定性也会降低。可能是由于加入NaCl后，大量带电荷的离子包围在胍胶分子周围，减少了交联剂与胍胶分子发生交联反应的几率，交联速率大大降低，造成交联不成功的假象。
对于加重剂NaCl加量为14%的压裂液，将交联剂的用量由0.6%提高到0.7%后，压裂液在160 ℃下黏度基本保持稳定，剪切2 h后黏度还能保持在150 mPa·s，能够满足压裂施工的需要，对于加量为30%的压裂液，亦得到类似结论。可见，在加入NaCl等加重盐类后，需要提高交联剂的用量以维持压裂液在高温下的稳定性。
下面选择适用性较广的体系(图 4中所使用体系)进行降阻性能、破胶性能和伤害性能评价。
深层高温储层物性较差、储层致密，加重压裂必须快速破胶以免造成储层堵塞，严重降低压裂效果。为了研究加重压裂液破胶性能，测定不同温度、不同破胶剂用量下，压裂液冻胶的破胶时间。以过硫酸铵作为破胶剂，压裂液黏度小于5 mPa·s时，视其为完全破胶；若120 min后，破胶液黏度仍大于5 mPa·s，则视其未完全破胶。实验结果见表 2。
实验表明，温度升高和增加破胶剂用量，都可以减少压裂液破胶的时间。对深层高温储层而言，较高的储层温度有利于加重压裂液的快速破胶，在高温深井使用加重压裂液完全可行。同时为避免破胶后的压裂液在表面张力的作用下产生“水锁”效应，堵塞通道、阻碍储层油气的运移，在室内测试了破胶液的表面张力，该高温加重压裂液破胶后的表面张力仅为28 mN/m，有利于压裂液的顺利返排。
加重压裂液在密度增加的同时摩阻也会增加，为了尽量减少密度带来的摩阻增加，选择使用延迟交联技术，使得压裂液到达射孔孔眼附近时才发生交联。实验测得延迟交联时间可达5~6 min，完全满足深井施工条件。因此，可以采用摩阻环路装置来测试加重压裂液基液摩阻。
根据不同温度、不同管径条件的摩阻试验数据，计算出高温加重压裂液相对于清水的降阻率(图 7)。在4.0 m3/min排量下，80 ℃时压裂液相对于清水的降阻率可以达到39.92%，表明该加重压裂液具有很好的降阻性能，能够较好地缓解深井高温施工压力的问题。
将高温加重压裂液与目前使用较广的两种未加重的普通高温压裂液进行了伤害性能对比, 实验结果见图 8。高温加重压裂液对支撑裂缝导流能力的伤害率为7%~21%，对支撑裂缝导流能力伤害较小，能够满足深层致密油气藏改造要求。
M井是塔河油田部署在沙雅隆起阿克库勒凸起西南斜坡带上托甫台区块的一口开发井，改造层位为奥陶系一间房组，井段6 672~6 690 m。储层发育较致密，邻井地层破裂压力梯度为0.017 6 MPa/m，区块酸压施工存在井口压力高、地层难以压开的风险。
正确预测破裂压力是加重压裂液密度优化和加重材料选取的基础，但高温深井储层与常规储层破裂压力有较大差异，综合考虑地应力、井眼压力和渗流作用等因素，根据应力叠加准则，推导了高温深井地层射孔井垂直裂缝破裂压力计算公式，如式(2)：
式中：σh为最小水平主应力，MPa；σH为最大水平主应力，MPa；σv为垂向应力，MPa；μ为岩石泊松比，无因次；δ为渗透性系数，地层可渗透时δ=1, 不可渗透时δ=0；α为有效应力系数，无因次；ϕ为地层岩石的孔隙度；Pp为地层孔隙压力，MPa；St为地层抗拉强度，MPa。
根据式(2)和表 3中破裂压力计算所需参数，计算得到M井井底破裂压力为117.1 MPa。
根据井口压力与液柱压力的关系式，可得到满足施工条件的加重压裂液密度，如式(3)：
式中：Pf为根据式(2)计算的井底破裂压力，MPa；Pm为摩阻，MPa；Ps为设备及管柱能够达到的最高井口压力，MPa；H为压裂目的层深度，m。
根据排量5 m3/min、1/3″油管注入，计算本井施工管路摩阻为44.9 MPa。施工要求井口施工压力不超过95 MPa，为了降低施工风险，取最高井口压力为90 MPa进行计算。根据式(3)，计算本井所需压裂液密度为1.098 g/cm3。结合式(1)，计算得到本井施工选取NaCl为加重材料即可，且NaCl加量为14%。
共注入加重压裂液240 m3，酸液280 m3，最高施工排量5.8 m3/min。地层破裂时井口施工泵压为83.4 MPa，最高施工泵压为85.2 MPa，施工进展顺利，有效沟通了油气储集体。根据井口破裂压力反算求得地层破裂压力为106.8 MPa，与预测的地层破裂压力(117.1 MPa)差异较小。
(1) 使用NaCl、NaBr等盐类可提高压裂液密度，提高幅度与盐的加量呈线性关系。
(2) 压裂液密度提高到1.40 g/cm3左右，每千米井口压力可降低4 MPa。
(3) 加入盐会小幅降低高温胍胶压裂液体系的稳定性，但加大交联剂的用量可以保证压裂液体系加重后仍然具有良好的高温稳定性能。
(4) 该高温加重压裂液体系具有较好的溶胀性能、摩阻较低、能够快速破胶和返排，支撑裂缝导流能力伤害率稍高于常规压裂液，能够满足高温深井施工要求。
2013, Vol. 42 Issue (2): 168-172
2013, Vol. 42 Issue (2): 168-172