压裂液良好的流变性是保证其造缝、携砂，促成 压裂施工顺利进行的基础；压裂液的低伤害性可有 效沟通人工裂缝与地层基质，降低流动阻力，提高单 井产量。这两方面的研究是近些年技术攻关的难点 与热点1。将羟丙基瓜尔胶（HPG)稠化剂部分基 团改为羧甲基，使形成的瓜尔胶压裂液具有了一些 新的性能。在相同温度下，稠化剂使用浓度大幅下 降，水不溶物含量降低（1. 0%〜1. 2% );聚合物网 状结构更好，尽管基液黏度低，但弹性好，携砂能力 强，并且在很低的破胶剂浓度（0. 02% )下可快速破 胶，对裂缝导流能力和基质渗透性伤害小;在通常施 工排量范围内的摩阻系数较小，对深井、大排量施工 井更有利。我们前期评价了该压裂液在中低温条件 下的性能，并在长庆油田进行了试验，效果较好2。 通过调整稠化剂浓度和优化添加剂性能，本文报道 了该压裂液在中高温地层的流变性、低伤害性、摩阻 性等，表明该压裂液完全适应于不同温度、深度的低 渗特低渗油气田的压裂改造。

　　

　　1实验部分I.1实验材料稠化剂主剂为羧甲基羟丙基瓜尔胶（CMHPG), 由中石油昆山物质公司生产，其他羟丙基瓜尔胶分 别由北京宝丰春公司、东营胜利油田提供。实验用 岩心取自长庆长6储层，ZX-)长6. 246 cm, 直径 2.52 cm,孔隙度11. 45%,气测渗透率1.34 x 10 ―3 pm2; ZX-13 长 6. 248 cm,直径 2. 50 cm,孔隙度II.63%,气测渗透率1.47 x10-Vm2。实验用水为 长庆白豹油田长6地层水，水型CaCl2,矿化度23. 7 g/L,离子组成（以 mg/L 计）为：Na++K + 7985、Ca2 + 866、Mg2+210、Cl-14168、HCO3 -487,无 SO42 -。实 验用20〜40目石英砂来自青铜峡长庆昌润公司， 视密度2. 63 g/cm3,体密度1. 57 g/cm3 ;20〜40目 陶粒来自河南渑池方圆公司，视密度3. 29 g/cm3,体 密度1.63 g/cm3。交联剂FACM-37(有机锆与醛复 配）、温度稳定剂FACM-39(醇与醇胺类复配）、防膨 剂FACM-38 (聚胺类阳离子小分子聚合物）、破乳助 排剂FACM-H (非离子含氟表面活性剂），由中石油 廊坊分院压裂酸化中心特制；过硫酸铵破胶剂、pH 调节剂NaOH和NaHC〇3、甲醛均为化学试剂，由北 京昊迪精细化工制品有限公司生产。

　　

　　1.2主要仪器RV20、RV30旋转黏度计和RS75应力流变仪， 德国Haake公司；压裂多功能流变回路装置，美国 CER公司；Baroid压裂液动态滤失与伤害仪，美国STIM-LAB 公司。

　　

　　1.3实验方法按石油天然气行业标准SY/T 5107-2005《水基 压裂液性能评价方法》进行压裂液的基本性能评 价、基液的黏度测定、交联液的耐温耐剪切实验 (170 1/s)、交联液的破胶实验、交联液的残渣实验 和交联液的动态滤失与伤害实验。

　　

　　黏弹性实验用RS75控制应力流变仪进行交 联压裂液的黏弹性实验3 4。在120°C,对交联液施 加正弦波的振荡应力，T = T0sin(«t),通过对时间、 应力或频率的扫描，测量相应的应变值，得到Y =Y0sin ( o>t - 8) = Y0 [ sin()cos( 8) -cos( o>t) sin( 8)]。

　　

　　8=0。时，为黏弹性流体的储能模量G ';8= 90°时， 为黏弹性流体的耗能模量G"。

　　

　　悬砂实验在0.2% CMHPG压裂液基液中按 砂液体积比40:100缓慢加入石英砂或陶粒，不断搅 拌。然后在搅拌下加入交联剂，形成均匀的交联混 砂液，常温23C放置4 h,观察石英砂和陶粒的沉降 分离情况。

　　

　　摩阻实验将稠化剂按一定浓度配制成压裂液 基液，泵入压裂多功能流变回路装置中循环流动，通 过测定不同排量下流经某一管径入口和出口两端的 压力，计算摩阻和摩阻系数。实验温度常温（室内 23C),不加热。

　　

　　2结果与讨论2.1 CMHPG压裂液的基本性能由表1可见，CMHPG压裂液基液呈弱酸性，水 不溶物含量最低，为0. 92%〜1. 06% ,只有北京宝 丰春公司生产的超级HPG与其接近，是特级HPG 的1/6〜1/5、常规HPG的1/10,对储层岩心和人 工支撑裂缝的孔隙孔喉堵塞少、伤害小。颜色、细度 等其他方面与HPG的差别不大。

　　

　　表1 CMHPG压裂液与HPG压裂液的基本性能比较*瓜尔胶来源粉末颜色细度含水率/%水不溶物/%0.6%干基 黏度/mPa*spH值常规HPG东营胜利油田井下取样淡黄97.65% 过 120 目8.3410. 82116.47. 0常规HPG昆山物质公司淡黄98.14% 过 120 目7. 259. 65112.27. 0特级HPG东营胜利油田井下取样浅黄96.46% 过 120 目6. 535. 79121. 57. 094.52% 过 200 目特级HPG北京宝丰春公司淡黄98.84% 过 120 目8.005. 05116.07. 0优级HPG北京宝丰春公司乳黄100% 过 120 目8.203. 76128.27. 097.26% 过 200 目超级HPG北京宝丰春公司乳白100% 过 120 目7. 491.38130.67. 097.45% 过 200 目CMHPG昆山物质公司淡黄99.73% 过 120 目5.880. 92118.86. 597.76% 过 200 目CMHPG长庆油田井下取样〃淡黄98.22% 过 120 目6. 231.06123.56. 597. 03% 过 200 目-常规HPG、特级HPG和优级HPG的相对分子质量为200〜250万，超级HPG约250万，CMHPG 220〜230万。表中稠化剂形成的交联 液均可完全挑挂，交联状况良好。+ +在长庆油田井下对昆山物质公司产CMHPG取样。

　　

　　是对应温度下HPG的2/3〜1/2,其黏度是HPG的 1/3〜1/4。CMHPG的使用浓度和黏度均较低。并 且常规HPG —般不能用于温度大于160C的地层。

　　

　　2.2 CMHPG压裂液的基液黏度CMHPG在不同地层温度时的使用浓度及对应 的基液黏度见表2。由表可见，CMHPG的使用浓度表2 CMHPG与HPG稠化剂在不同温度和浓度下的基液黏度*温度/CCMHPG常规HPG加量/%基液黏度/mPa*s加量/%基液黏度/mPa*s400.157.50.3026.4600.2012.00.3536. 6900. 2212.50. 4048.61200. 2515.00. 5075.31500. 4541. 50. 70136. 01800. 6088.6CMHPG取自长庆油田井下，常规HPG取自东营胜利油田井下2.3 CMHPG交联液的耐温耐剪切性90、120、150和180°C下，不同浓度CMHPG交 联液的耐温耐剪切情况见图1。温度对CMHPG交 联液流变性的影响显著，这与HPG交联液相似。 90C时的初期黏度较小，但耐剪切性能强，2 h后仍 保持在100 mPa*s;随实验温度增加，稠化剂浓度随 之增大，虽初期黏度较高，但在剪切20 min后，黏度 下降较快，特别是在温度高于150C以后，这种现象 更加明显。为确保交联液的携砂性，特别添加了温 度稳定剂FACM-39,增强了 CMHPG交联液的流变 特性，即使在180C高温下剪切90 min,黏度仍大于 50 mPa*s,满足现场携砂施工的基本要求。

　　

　　2.4 CMHPG交联液的黏弹性由表3可见，随着温度的升高，HPG交联液的 G'降幅较大，表明弹性结构破坏比较严重，直接影响 支撑剂的输送能力；而CMHPG交联液浓度较低，但 其交联结构较强[4，温度升高对弹性结构的破坏程 度低，G'较高，有利于支撑剂的输送。当温度为60 〜100°C时，常规HPG交联液的G"明显降低，而 CMHPG交联液的变化较小。另外，CMHPG交联液 的弹性优于黏性。

　　

　　2.5悬砂性现场用石英砂和陶粒在0. 20% CMHPG交联液 中常温(23°C)静置4 h后，未出现沉降、分离现象， 表明CMHPG交联液悬砂性能良好，满足现场施工 要求。

　　

　　图1不同加量CMHPG交联液的耐温耐剪切实验表3 CMHPG交联液的黏弹性实验瓜尔胶加量/%不同温度（C)下的G'不同温度（C)下的G"60801006080100HPG0. 501.5871.1240. 72650. 90040. 65260. 2877CMHPG0. 253.1042. 7922.4510.41130. 38730. 36582. 6 CMHPG交联液的破胶与残渣由表4、表5可见，当破胶剂过硫酸铵加量为 0. 05%时，不同浓度和温度下的CMHPG交联液均 可彻底破胶，破胶液黏度小于3. 2 mPa*s,低于行业 要求的5. 0 mPa‘s。而常规HPG交联液在相同的温 度下，破胶剂的加量一般为〇。 1%〜〇。 15%。表明 CMHPG交联液在低破胶剂浓度下即可快速破胶水 化，残胶少、伤害小。

　　

　　表4用于120T：地层的CMHPG交联液的破胶实验*温度破胶剂不同时间（h)的破胶液黏度/mPa*s/^加量/%0. 51.02.04. 06. 0900. 01冻胶冻胶上部冻胶底部变稀1.770. 03冻胶变稀1.320. 05上部冻胶底部变稀1.56700. 01冻胶冻胶变稀变稀变稀0. 03冻胶冻胶变稀变稀变稀0. 05冻胶变稀变稀1.82交联液配方：0. 25% CMHPG+ 0.5%防膨剂+0.1% pH调节剂+0.1%甲醛+ 1%破乳助排剂+0.3%交联剂；空格表示测不出黏度。

　　

　　表5用于150T：地层的CMHPG交联液的破胶实验*温度/^破胶剂加量/%不同时间（h)的破胶液黏度/mPa*s0. 51.02. 03. 04. 01200. 005冻胶上部冻胶底部变稀变稀1.850. 010冻胶变稀1.220. 030上部冻胶底部变稀1.34900. 005冻胶冻胶上部冻胶底部变稀变稀11.450. 010冻胶冻胶变稀变稀变稀0. 030冻胶变稀变稀3. 16交联液配方：0.45% CMHPG + 0. 5%防膨剂+0.12% pH调节剂+0.1%甲醛+ 1%破乳助排剂+0.6%交联剂+2%温度稳定剂。

　　

　　由表6所示的残渣量可见，在CMHPG交联液 225 mg/L,不到HPG的1/2,远低于现场常用瓜尔 与HPG交联液流变性和携砂性相近、满足现场施工胶的量（约350 mg/L)和行业基本要求（低于500要求的前提下，CMHPG破胶液的残渣含量为194〜mg/L)。

　　

　　表6瓜尔胶交联液的残渣实验*(破胶4 h)

　　

　　瓜尔胶质量分数/%来源交联剂/%温度稳定剂 /%破胶剂/%破胶温度/^残渣/mg L"CMHPG0. 30昆山物质公司0.4000. 0190162CMHPG0. 45昆山物质公司0. 6020. 02120194CMHPG0. 45长庆油田现场0. 6020. 02120225特级HPG0. 70宝丰春公司0. 5000. 10120478特级HPG0. 70长庆油田现场0. 5000. 20120513交联液配方中的其他添加剂包括防膨剂、pH调节剂、杀菌剂和破乳助排剂。

　　

　　2.7 CMHPG交联液动态滤失与伤害水敏性强的地层，现场应用前需通过储层岩心伤害由表7可见，CMHPG交联液的滤失系数约1 x实验进_步评价。

　　

　　10 -3m/min1/2,约是常规HPG的2倍，相对容易伤害表7 CMHPG交联液在不同温度和稠化剂浓度下的岩心滤失实验CMHPG温度交联剂滤失系数初滤失量滤失速率/%/^/%/10-4m.min-1/2/10-1 m3.m-2/10-4m*min-10. 251200. 39.843. 131.840. 301400. 410. 025. 541.970. 451600. 611.718. 572. 36表8数据表明，CMHPG交联液和HPG交联液率为39. 8%,小于后者(52. 3%)

　　

　　均对储层岩心存在_定程度的伤害，但前者的伤害表8瓜尔胶交联液的动态伤害实验*瓜尔胶质量分数/%交联剂/%岩心号残渣/mgL-1空气渗透率/10-3 ^m2伤害率/%CMHPG0. 450. 6ZX-91941.22439. 8HPG0. 700. 5ZX-434781.20552. 3交联液配方中的其他添加剂包括防膨剂、pH调节剂、杀菌剂、破乳助排剂和温度稳定剂2.8摩阻特性0. 30%常规HPG、。 30%超级HPG压裂液基液 和0. 30%45% CMHPG压裂液基液的摩阻实验 结果见图2。由图可见，稠化剂浓度相同时，CMHPG 压裂液基液的摩阻系数最小;在排量大于0. 22 m3/ min后，超级HPG的摩阻系数最大，常规HPG的其 次，而CMHPG的要小得多。在排量为1〜2 m3/ min时，摩阻系数从大到小依次为0. 3%超级HPG、 0.45% CMHPG、。 3%常规HPG,后二者十分接近。 在排量为2〜6 m3/min时，摩阻系数从大到小依次图中曲线1〜4分别为0. 45% CMHPG、0. 30%超级HPG、0. 3%常 规HPG和0. 3% CMHPG压裂液基液，对应的表观黏度分别为39. 0、 22. 5、7. 0 和 19. 5 mPa.s为 0.3% 超级 HPG、0.3% 常规 HPG、0.45% CMHPG,后二者十分接近。0.45% CMHPG用于高 温深井，而0. 3%常规HPG用于中温浅井。高稠化 剂浓度和高排量下，CMHPG压裂液基液的特低摩 阻特性对于高温深井、致密地层、大排量施工井、长 井段作业井等特殊井的作业有重要的现实意义。

　　

　　3结论室内实验表明与常用羟丙基瓜尔胶压裂液相 比，羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液具有高弹性、高悬砂 性及低稠化剂使用浓度、低基液黏度、低伤害、低摩 阻系数的“二高四低”特性。其优势在于低伤害和 高弹性，但常规过硫酸铵破胶剂的使用浓度较低，现 场施工中应注意加量的优化与压力变化，预防砂堵。