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页岩气环保变黏压裂液的研究与应用

文档作者：范宇恒１，周丰２，蒋廷学３，张士诚４，白森５张晓锋２，杨　泉５，余维初１，６文档来源：１长江大学化学与环境工程学院２中国石油长城钻探工程有限公司等		点击数：	更新时间： 2025年09月19日
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收稿日期：２０２２０９２７；改回日期：２０２２１２１１
　　基金项目：国家自然科学基金“基于碳点荧光标记码监测水平井压裂液剖面的应用基础研究”（５２２７４０２９）
　　作者简介：范宇恒（１９９５—），男，２０１６年毕业于长江大学化学专业，现为该校油气田应用化学专业在读博士研究生，从事压裂液研究与实验工作。
　　通讯作者：余维初（１９６５—），男，教授，博士生导师，１９９９年毕业于江汉石油学院环境工程专业，２００６年毕业于中国石油大学（北京）油气井工程专业，获博
士学位，现从事非常规油气压裂与油气田开发方面的教学与研究工作。
ＤＯＩ：１０３９６９／ｊｉｓｓｎ１００６－６５３５２０２３０２０２１
页岩气环保变黏压裂液的研究与应用
范宇恒１，周　丰２，蒋廷学３，张士诚４，白　森５，张晓锋２，杨　泉５，余维初１，６
（１长江大学化学与环境工程学院，湖北　荆州　４３４０２３；２中国石油长城钻探工程有限公司，北京　１００１０１；
３中国石化石油工程技术研究院有限公司，北京　１０２２０６；４中国石油大学（北京），北京　１０２２４９；
５中国石油长城钻探工程有限公司四川页岩气项目部，四川　成都　６１００００；
６油气田清洁生产与污染物控制湖北省工程研究中心，湖北　荆州　４３４０２３）
摘要：为解决深层页岩气开发中常规压裂液储层伤害大、携砂能力差、变黏工序复杂等技术难
题，结合威远区块深层页岩储层特点及施工需求，研发了一种环保变黏压裂液体系，并进行了
室内性能评价与现场应用。研究表明：该环保压裂液体系可以在 ３０ｓ内完全溶解，压裂液可
在黏度为 ２～１５０ｍＰａ·ｓ范围内实时调整；使用返排水配制的低黏压裂液与高黏压裂液减阻
率均大于 ７０％，线性胶压裂液减阻率大于 ６５％；低黏压裂液与高黏压裂液储层损害率均小于
１５００％，线性胶压裂液岩心损害率为 １５４７％；环保变黏压裂液生物毒性均为无毒；环保变黏
压裂液携砂性能良好，较清水携砂性能最大提高 ６５倍。在威远 Ｈ２１－５井的应用表明，环保变
黏压裂液溶解速度快、减阻性能优异、携砂性能优良，可实时改变黏度以满足不同压裂工况，满
足减阻携砂一体化压裂施工的技术需求，具有较好应用前景。
关键词：页岩气；深层；变黏压裂液；环保；减阻；携砂
中图分类号：ＴＥ３７　　文献标识码：Ａ　　文章编号：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
　１　４８ 特 种 油 气 藏 第 ３０卷　
ａｎｃｅ，ａｎｄｉｔｃｏｕｌｄｃｈａｎｇｅｄｔｈｅｖｉｓｃｏｓｉｔｙｉｎｒｅａｌｔｉｍｅｔｏａｄａｐｔｔｏｄｉｆｆｅｒｅｎｔｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓａｎｄｓａｔｉｓｆｙｔｈｅｔｅｃｈｎｉ
ｃａｌｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｏｆｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｉｎｔｅｇｒａｔｅｄｗｉｔｈｄｒａｇｒｅｄｕｃｔｉｏｎａｎｄｐｒｏｐｐａｎｔｃａｒｒｙｉｎｇ，ｗｉｔｈｇｏｏｄａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｐｒｏｓｐｅｃｔ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｓｈａｌｅｇａｓ；ｄｅｅｐ；ｖａｒｉａｂｌｅ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ；ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌｌｙｆｒｉｅｎｄｌｙ；ｄｒａｇｒｅｄｕｃｔｉｏｎ；ｐｒｏｐ
ｐａｎｔｃａｒｒｙｉｎｇ
０　引　言
川渝地区页岩气资源丰富，借鉴北美页岩气开
发模式，以滑溜水压裂液为核心的体积压裂技术已
成为页岩储层的主要改造技术［１－５］。近年来，川渝
页岩气逐步转向深层开发，常用滑溜水压裂液体系
已不能完全满足现场携砂、造缝等要求，具体表现
为：①深层页岩气温度及地层压力系数高，大排量
泵入低黏滑溜水压裂液携砂效果较差；②常规滑溜
水压裂液形成裂缝的缝口较窄，难以满足深层页岩
气造长裂缝的要求；③常规滑溜水压裂液在页岩储
层的滤失量大，易砂堵［６］。因此，在深层页岩气压
裂施工中采用高、低 ２种黏度的压裂液交替注入方
式，提高压裂液携砂能力和裂缝复杂程度是目前的
技术发展方向之一。深层页岩储层结构复杂，要求
压裂液具有实时调整黏度的能力，以应对施工中可
能遇到的复杂问题。但目前使用的高黏压裂液需
要提前配制，无法实现连续混配，也无法实时切换
高低黏压裂液；此外，高黏压裂液存在破胶不彻底、
损害储层及污染地下水系统的等问题，且需用清水
配制，不能实现返排水重复利用，进一步加剧了压
裂用水紧张程度［７－９］。
针对上述难题，结合威远区块深层页岩气减阻
携砂一体化需求，开展可实时变黏，具有良好减阻
性能、携砂性能和储层保护性能，且可利用返排水
配制的压裂液体系研究。具体研究思路为：研发一
种新型减阻剂，仅通过调整减阻剂用量即可实现压
裂液黏度自由切换，并可使用返排水配制压裂液。
对减阻剂和环保变黏压裂液（简称变黏压裂液）性
能进行了评价，并在现场进行了实际应用。
１　实验部分
１１　实验材料与仪器
实验材料：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铵、氯化铵、２，２－偶氮双（２－
甲基丙脒）二盐酸盐，分析纯，国药集团化学试剂
有限公司；人造岩心，江苏博锐思科研仪器有限公
司；７０／１４０目石英砂，工业级，石家庄辰兴实业有
限公司；明亮发光杆菌，北京海富达科技有限公司；
氯化钠、氯化钙，化学纯，国药集团化学试剂有限公
司；去离子水，自制；返排水，矿化度为 １０８５２６８
ｍｇ／Ｌ，长城钻探工程有限公司提供（表 １）。
表 １　返排水离子组成
Ｔａｂｌｅ１　Ｔｈｅｉｏｎｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎｏｆｆｌｏｗｂａｃｋｗａｔｅｒ
组分 含量 ／（ｍｇ·Ｌ－１） Ｃａ２＋ １５６１５
Ｍｇ２＋ ２３９２
Ｎａ＋、Ｋ＋ ２６８６３７
Ｃｌ－ ４５５２１０
ＳＯ４２－ ６６８３６
　　实验仪器：ＪＢＱ－１０机械搅拌器，北京中兴伟业
世纪仪器有限公司；ＪＨＪＺ高温高压动态减阻评价
系统、ＪＨＣＱ岩心动态损害评价装置，荆州市现代
石油科技发展有限公司；ＤＸＹ－３生物毒性评价仪，
中科院南京土壤研究所；六速旋转黏度计，青岛海
通达专用仪器有限公司；ＱＢＺＹ表面张力仪，上海
方瑞仪器有限公司。
１２　减阻剂的制备
准确称取一定量丙烯酰胺、丙烯酸、丙烯酸酯、
２－丙烯酰胺－２－甲基丙磺酸，溶于适量去离子水中
（单体质量分数为 ２５００％），并置于容量为 ２５０ｍＬ
的三口烧瓶中。向烧瓶中加入适量 １，２－丙二醇、
聚甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和氯化铵溶液，
将三口烧瓶置于恒温水浴中，在室温下通入氮气
３０ｍｉｎ除去溶解氧。将水浴升温至 ４２℃，注入引
发剂 ２，２－偶氮双（２－甲基丙脒）二盐酸盐（引发剂
占单体总质量的 ００３％），将三口烧瓶密封并进行
６ｈ的共聚反应（反应始终处于氮气环境中），反应
结束后得到乳白色液体，即减阻剂 ＪＨＦＲ－２。
２　结果与讨论
２１　减阻剂性能评价
２１１　分散性能
压裂时施工排量较高，泵注的滑溜水压裂液一
　第 ２期 范宇恒等：页岩气环保变黏压裂液的研究与应用 １　４９　
般在几分钟内便会到达井底。因此，压裂施工现场
要求滑溜水压裂液中减阻剂的分散时间短，其分子
链能迅速发生弹性形变吸收能量，降低流体湍流程
度，保证滑溜水压裂液到达目标层位时仍能保持较
大动能，实现对储层的有效压裂。测试不同质量分
数的 ＪＨＦＲ－２的完全分散时间，结果见表 ２。由表
２可知：不同质量分数的 ＪＨＦＲ－２均可以在 ３０ｓ内
完全溶解，且其溶液外观均为澄清透明状。说明
ＪＨＦＲ－２分散性能较强，可满足现场压裂施工即配
即注需要，有利于提高施工效率。
表 ２　ＪＨＦＲ－２分散性能评价实验结果
Ｔａｂｌｅ２　ＴｈｅｔｅｓｔｒｅｓｕｌｔｓｏｆＪＨＦＲ－２ｄｉｓｐｅｒｓｉｏｎｅｖａｌｕａｔｉｏｎ
质量
分数 ／％
完全分散时间 ／ｓ
第 １次测试值 第 ２次测试值 第 ３次测试值 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
压裂液黏度改变是通过调节减阻剂用量来实
现的，因此，有必要测试减阻剂用量对压裂液黏度
的影响。测试条件为常温，剪切速率为 １７０ｓ－１，测
试结果如图 １所示。由图 １可知：当 ＪＨＦＲ－２用 量
图 １　减阻剂用量对压裂液黏度的影响
Ｆｉｇ１　Ｔｈｅｅｆｆｅｃｔｏｆｄｒａｇｒｅｄｕｃｅｒｄｏｓａｇｅｏｎｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｖｉｓｃｏｓｉｔｙ
为 ００５％～００８％（质量分数，下同）时，黏度为 ２～
３ｍＰａ·ｓ，为低黏滑溜水压裂液；ＪＨＦＲ－２用量为
０１２％～０２５％时，黏度为 ６～９ｍＰａ·ｓ，为高黏滑
溜水压裂液；ＪＨＦＲ－２用量为 ０４０％～０５０％时，黏
度为 ２１～３３ｍＰａ·ｓ，为线性胶压裂液；另外，ＪＨＦＲ－
２可与交联剂发生交联反应，交联后黏度可达 １５０
ｍＰａ·ｓ。整体来看，通过控制减阻剂用量，可以得
到不同黏度的压裂液，从而在滑溜水压裂液与线性
胶压裂液之间自由切换，满足现场压裂施工对高低
黏压裂液实时切换的需求。
２２　变黏压裂液性能评价
调整 ＪＨＦＲ－２的用量，得到低黏压裂液（ＪＨＦＲ－２
质量分数为 ００８％）、高黏压裂液（ＪＨＦＲ－２质量分
数为 ０２５％）、线性胶压裂液（ＪＨＦＲ－２质量分数为
０５０％）３种压裂液，对 ３种压裂液的减阻性能、携
砂性能、破胶性能、岩心损害率以及生物毒性进行
对比评价。
２２１　减阻性能
实验流程参照 ＳＹ／Ｔ５１０７—２０１６《水基压裂液
性能评价方法》，实验仪器为 ＪＨＪＺ高温高压动态
减阻评价系统，实验管径为 １０ｍｍ，实验流速为 ５０
Ｌ／ｍｉｎ。分别用清水、返排水、盐水 （质量分数为
３００％氯化钠＋质量分数为 ２００％氯化钙）３种液
体配制压裂液，其减阻性能实验结果见表 ３。由表
３可知：①配液水相同时，３种压裂液的减阻性能均
表 ３　变黏压裂液减阻性能评价实验结果
Ｔａｂｌｅ３　Ｔｈｅｔｅｓｔｒｅｓｕｌｔｓｏｆｄｒａｇｒｅｄｕｃｔｉｏｎｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ
ｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｖａｒｉａｂｌｅ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ
压裂液
减阻率 ／％
清水 返排水 盐水
低黏压裂液 ７５８ ７４５ ７３６
高黏压裂液 ７１１ ７０１ ６８９
线性胶压裂液 ６９１ ６８５ ６６４
随减阻剂用量增大而下降。其原因为：在一定质量
分数范围内，减阻剂分子线性结构可以充分发生弹
性形变储存能量，超过一定质量分数范围后，减阻
剂分子链互相缠绕形成空间聚集体，阻碍流体流
动，黏度增大的同时导致减阻性能下降［１０－１１］。②
减阻剂用量相同时，压裂液的减阻性能均随配液水
矿化度增加而降低。其原因为：减阻剂长分子链遇
到盐水会卷曲蜷缩，导致减阻性能出现一定幅度的
下降。通过在减阻剂合成过程中引入耐盐基团，可
使其具备一定抗盐性能，返排水配制的低黏压裂液
和高黏压裂液减阻率为 ７００％～７５０％，具有良好
减阻效果，可满足现场应用要求，实现返排水重复
利用。后续实验中的配液水均为返排水。
２２２　携砂性能
支撑剂在压裂液中沉降速度越慢，越有利于支
撑剂在裂缝中均匀填充，支撑剂沉降速度过快则易
形成砂堵，导致施工失败。因此，需对变黏压裂液
的携砂性能进行考察。利用清水和返排水配制变
黏压裂液（清水为对比样），加入 ７０／１４０目石英砂
　１　５０ 特 种 油 气 藏 第 ３０卷　
（石英砂与变黏压裂液体积比为 ３∶１０）搅拌均匀，
迅速倒入量筒静置，记录石英砂完全沉降时间，结
果如图 ２—５所示。由图 ２—５可知：清水中石英砂
a !"#$ b %'(2s
图 ２　清水携砂情况
Ｆｉｇ２　Ｔｈｅｐｒｏｐｐａｎｔｃａｒｒｉｅｄｉｎｃｌｅａｒｗａｔｅｒ
a !"#$
b %'(10s c %'(20s
图 ３　低黏压裂液携砂情况
Ｆｉｇ３　Ｔｈｅｐｒｏｐｐａｎｔｃａｒｒｉｅｄｉｎｌｏｗ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ
a !"#$
b %'(60s c %'(86s
图 ４　高黏压裂液携砂情况
Ｆｉｇ４　Ｔｈｅｐｒｏｐｐａｎｔｃａｒｒｉｅｄｉｎｈｉｇｈ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ
的完全沉降时间为 ２ｓ；低黏压裂液携砂性能为清
水携砂性能的 １０倍，完全沉降时间为 ２０ｓ；高黏压
裂液携砂性能为清水携砂性能的 ４３倍，完全沉降
时间为 ８６ｓ；线性胶压裂液携砂性能为清水携砂性
能的 ６５倍，完全沉降时间为 １３０ｓ。总体上压裂液
携砂性能与压裂液黏度呈正相关关系。这主要是
因为随着压裂液中减阻剂质量分数增加，分子间相
互作用力增大，减阻剂分子链互相缠绕形成三维网
状结构，压裂液携砂性能增强［１２－１３］。
a !"#$
b %'(60s c %'(130s
图 ５　线性胶压裂液携砂情况
Ｆｉｇ５　Ｔｈｅｐｒｏｐｐａｎｔｃａｒｒｉｅｄｉｎｌｉｎｅａｒ－ｇｅｌｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ
２２３　破胶性能
压裂后返排时，若压裂液破胶不彻底会造成破
胶液黏度增加从而滞留地层，进一步堵塞裂缝造成
储层损害［１４］。因此，有必要对压裂液破胶性能进
行测试。实验流程参照 ＳＹ／Ｔ５１０７—２０１６《水基压
裂液性能评价方法》，向变黏压裂液中加入质量分
数为 ００２％的（ＮＨ４）２Ｓ２Ｏ８，用保鲜膜密封，置于 ９０
℃水浴锅水浴破胶，２ｈ后取出压裂液，冷却后测
定压裂液黏度及表面张力，结果见表 ４。由表 ４可知：
表 ４　变黏压裂液破胶性能评价实验结果
Ｔａｂｌｅ４　Ｔｈｅｔｅｓｔｒｅｓｕｌｔｓｏｆｇｅｌｂｒｅａｋｉｎｇｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ
ｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｖａｒｉａｂｌｅ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ
压裂液
破胶后黏度 ／
（ｍＰａ·ｓ）
表面张力 ／
（ｍＮ·ｍ－１）
低黏压裂液 ２５ ２７４２
高黏压裂液 ２７ ２７１６
线性胶压裂液 ３１ ２７５８
变黏压裂液破胶后的黏度均低于 ５ｍＰａ·ｓ，表面
张力均低于 ２８００ｍＮ／ｍ，符合压裂返排液行业标
准，说明变黏压裂液在破胶后易返排，不会堵塞岩
石孔隙及填砂裂缝。
２２４　储层损害率
压裂液与储层中的黏土接触，会引起黏土矿物
　第 ２期 范宇恒等：页岩气环保变黏压裂液的研究与应用 １　５１　
的膨胀或运移，造成储层渗透率降低。因此，需对
压裂液的储层损害率进行评价。实验流程参照
ＳＹ／Ｔ５１０７—２０１６《水基压裂液性能评价方法》，将
３种压裂液经过前文所述破胶处理后进行储层损
害率评价实验，结果如表 ５所示。由表 ５可知：３
种压裂液的渗透率损害率由大到小为线性胶压裂
液、高黏压裂液、低黏压裂液，且均低于 １６００％，
满足 ＳＹ／Ｔ６３７６—２００８《压裂液通用技术条件》中
对水基压裂液岩心损害率低于 ３０００％的要求，具
有较好的储层保护性能。
表 ５　变黏压裂液储层损害率评价实验结果
Ｔａｂｌｅ５　Ｔｈｅｔｅｓｔｒｅｓｕｌｔｓｏｆｒｅｓｅｒｖｏｉｒｄａｍａｇｅｒａｔｅ
ｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｖａｒｉａｂｌｅ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ
压裂液
岩心损害前
渗透率 ／ｍＤ
岩心损害后
渗透率 ／ｍＤ
渗透率损
害率 ／％
低黏压裂液 １３５８３ １２２５７ ９７６
高黏压裂液 １５１４２ １３１９８ １２８４
线性胶压裂液 １４６７５ １２４０５ １５４７
２２５　生物毒性评价
油气开发过程中使用的各种化学药剂会随着
流体进入储层，存在污染地层水的风险。因此，需
对进入储层的化学药剂进行生物毒性检测，避免水
资源污染。实验流程参照 Ｑ／ＳＹ１１１—２００７《油田
化学剂、钻井液生物毒性分级及检测方法发光细菌
法》和 ＳＹ／Ｔ６７８８—２０１０《水溶性油田化学剂环境
保护技术评价方法》，测试结果见表 ６（ＥＣ５０为发光细
表 ６　变黏压裂液生物毒性评价实验结果
Ｔａｂｌｅ６　Ｔｈｅｔｅｓｔｒｅｓｕｌｔｓｏｆｂｉｏｌｏｇｉｃａｌｔｏｘｉｃｉｔｙｅｖａｌｕａｔｉｏｎ
ｏｆｖａｒｉａｂｌｅ－ｖｉｓｃｏｓｉｔｙｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ
压裂液 ＥＣ５０／（１０６ｍｇ·Ｌ－１） 毒性等级
低黏压裂液 １８６ 无毒
高黏压裂液 １５２ 无毒
线性胶压裂液 １２４ 无毒
菌的发光能力降至 １／２时样品的质量浓度）。由
表 ６可知：变黏压裂液的 ＥＣ５０值均较高，对应生物
毒性等级均为无毒。表明变黏压裂液体系不具备
生物毒性，具有保护环境的性能。
３　现场应用
威 ２０４Ｈ２１－５井位于四川省内江市威远县龙
会镇窑湾村 ３组和 １２组，构造位置为四川盆地威
远中奥顶构造南翼。该井完钻井深为 ５５５０ｍ，完
钻层位为龙马溪组，采用 Φ １３９７ｍｍ套管完井，
水平段长度为 １６００ｍ。计划通过长段多簇、控液
提砂、簇间暂堵等措施提高储层动用程度。该井设
计压裂 ２０段，压裂施工井段为 ３７１０～５５５０ｍ，压
裂段长度为 １５６１ｍ，压力系数为 ２０～２２，地层温
度为 １１９℃，第 １１段至第 １８段采用变黏压裂液体
系，主要施工参数设计见表 ７。
威 ２０４Ｈ２１－５井于 ２０２２年 ８月 ４日至 ８月 ２６日
进行了第 １１段至第 １８段压裂施工，８段压裂施工总
计注入低黏压裂液 ８３１０５ｍ３，高黏压裂液 ５６３３０
ｍ３，线性胶压裂液 １４７３３ｍ３；加入支撑剂 １７００１９ｔ，
其中，７０／１００目石英砂为 １１３３４５ｔ，４０／７０目陶粒为
５６６７４ｔ；平均单段注入液体 １９２７１ｍ３，平均单段
加砂 ２１２５２ｔ，施 工 过 程 井 口 压 力 最 低 为 ６８５
ＭＰａ。该井使用常规滑溜水压裂液的压裂段（第 １
段至第 １０段）平均单段注入液体 １８７５１ｍ３，平均
单段加砂 ２０５４６ｔ，均低于变黏压裂液体系，减阻
剂用量约为变黏压裂液的 ２倍，施工过程井口压力
最低为 ７５７ＭＰａ，比变黏压裂液体系高出 １０５％。
在应用变黏压裂液体系过程中，施工排量、施工压
力、加砂强度、注入地层液量等压裂施工参数基本
达到压裂设计工艺要求，同时，可实时改变黏度，高
低黏压裂液切换过程对压裂施工泵压影响较小，既
提高了加砂强度又能兼顾较好的减阻效果，保证了
施工顺利进行。
表 ７　威 ２０４Ｈ２１－５井关键施工参数
Ｔａｂｌｅ７　ＴｈｅｋｅｙｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆＷｅｌｌＷｅｉ２０４Ｈ２１－５
施工参数 施工设计
射孔参数
主体井段单段射孔簇数为 ８簇，簇间距为 ７～１０ｍ，单段射孔数为 ４８孔，单孔流量
大于 ０２５ｍ３／ｍｉｎ，孔径为 １０５ｍｍ，相位为 ６０°
施工排量 主体井段排量为 １４～１７ｍ３／ｍｉｎ，天然裂缝发育段排量为 １４～１６ｍ３／ｍｉｎ
压裂规模 单段压裂液量为 ２２００～２５００ｍ３，单段砂量为 １４５～１７０ｍ３
变黏压裂液体系
低黏压裂液：减阻剂质量分数为 ００８％～０１５％，黏度为 ２～３ｍＰａ·ｓ；
高黏压裂液：减阻剂质量分数为 ０１２％～０２５％，黏度为 ６～９ｍＰａ·ｓ；
线性胶压裂液：减阻剂质量分数为 ０４０％～０６０％，黏度为 ２１～３３ｍＰａ·ｓ
酸化液 １５００％ＨＣｌ＋２００％缓蚀剂＋１５０％助排剂＋１００％黏土稳定剂＋１５０％铁离子稳定剂
支撑剂 ７０／１４０目石英砂＋４０／７０目陶粒组合
　１　５２ 特 种 油 气 藏 第 ３０卷　
４　结　论
（１）环保变黏压裂液溶解速度快、减阻性能优
异、携砂性能优良，具有保护储层及保护环境功能，
能实时变黏以满足不同施工要求，可实现返排水重
复利用，有利于降本增效。
（２）威 ２０４Ｈ２１－５井的施工情况表明，环保变
黏压裂液施工过程中，施工排量大，施工压力平稳，
加砂强度高，注入地层液量大，高低黏压裂液切换
过程对压裂施工影响较小，满足减阻携砂一体化压
裂施工设计技术需求，保证了施工顺利进行。该技
术既能有效降低摩阻保证加砂强度，又能保护储层
及保护环境，应用前景广泛。
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