羟丙基瓜尔胶(HPG)于上世纪70年代用于水 力压裂，硼交联低聚合物浓度羟丙基瓜尔胶压裂液(BXHPG)由于 对裂缝导流伤害比较小，现已成为水基压裂液的主 流。1993年Harris详细研究了 BXHPG的化学和 流变特性，总结了 BXHPG现场配制指南。该指南 建议的HPG最低用量为0.36%,温度越髙则HPG 用量越大(图1)[1]。HPG用量越大，对支撑剂导流 的伤害也越严重[2]，在保证携砂能力的前提下降低 压裂液中HPG用量，对提高压裂施工效果的意义显 而易见。1996年以来，国外在降低压裂液中瓜尔胶 用量方面做了大量工作，已开发了三种体系。自 2002年以来，针对中原油田相对较髙的地层温度， 在90~140t：中髙温低浓度压裂液方面进行了有益 的探索，开发了中髙温低浓度压裂液。
图1 BXHPG压裂液现场配制指南[1]1国外低浓度压裂液技术进展国外发展了三种低浓度压裂液体系，介绍如下。
1.1 pH缓冲体系[3]BXHPG的性能取决于压裂液中瓜尔胶和硼酸 根离子浓度。砸酸根离子浓度过低时交联困难，硼 酸根离子浓度过高时，剪切一段时间后会产生过度 交联。以上两种情况均使压裂液携砂能力下降。压 裂液中砸酸根浓度是硼的总量和pH值的函数，pH 越髙，离解的硼酸根比例越大。用烧碱调节pH值 的压裂液，温度升髙时pH值急剧下降(图2),交联 性能变差。为避免压裂液交联不足，一般要提高 HPG的用量，以保证携砂所需的足够黏度。
1996年Nimerick等人开发了 一种pH值缓冲 体系[3]，加人该缓冲体系的压裂液,pH值受温度影 响较弱，可保证在地面和地层温度下硼酸根浓度变 化不大(图2)，从而可优化HPG用量，在100X：以下 地层将HPG用量降低到0.2% ~0.3%。在美国怀 俄明西南致密砂岩气藏(0.01 x 1(T3 ~0.1 x 1〇_3 fxm2)的应用表明，在加砂量相近、其他添加剂用量 相同的条件下，使用该体系降低瓜尔胶用量25%， 压后30天平均产量较常规压裂液提高18.4%，压 裂液返排率由63%提髙到72%。在加拿大阿尔伯 特(Albert)砂岩油藏(50 x 1(T3~ 150 x 1〇_3 pn2) 使用低浓度压裂液压裂后，增产倍数由2.6提髙到 4.6,压裂液返排时间由数天缩短到1~2天。
1.2锆交联羧甲基瓜尔胶压裂液体系Dawson对瓜尔胶分子进行了羧甲基化改性[4] 得到羧甲基瓜尔胶CMG。CMG的聚糖分子链上随 机排列的阴离子基团之间的静电斥力，使卷曲的聚 糖分子链刚性化，在溶液中分子链伸直并接近平行 排列，因而髙分子间临界接触浓度大幅度降低，较少 量的CMG就可以形成有效的交联,只需使用普通 HPG —半量的CMG就可获得理想的黏度[6]。 2001年所有CMG施工井符合严格对比条件的共 万方数据 12 口，与符合对比条件的22 口普通压裂液施工井 相比,90天平均累计增产幅度提髙15% ,180天平 均累计增产幅度提高22%。
1.3 PEG压裂液体系2003年中期，BJ公司在瓜尔胶加工过程采取特 殊制粉工艺防止高温和机械剪切对髙分子的破坏， 加工成功更髙分子量的瓜尔胶粉，称之为PEG[5], 可以用较少量的粉剂达到理想的增稠效果。由于瓜 尔胶用量减少，破胶残渣量减少，返排速度提髙。该 体系推出后仅12个月就在美国和墨西哥推广应用 达1000多井次，包括怀俄明Wind River盆地砂岩 气田,Powder River盆地砂岩油田，科罗拉多和新墨 西哥的煤层气井等。
2研究思路中原油田井温较高，本研究采用两种方式降低 HPG粉剂用量:压裂液浓度优化和变浓度设计。研 究思路如下。
根据图1,地层温度越高，要求压裂液中HPG 浓度越髙。随着压裂液的注人，压裂液波及区温度 大幅下降。较皁注入的压裂液经受的温度较高，随 后注入的经受的温度较低，据此可采用变浓度设计, 使压裂液浓度前髙后低按线性变化。考虑施工操作 的可行性，采用分段降黏的办法。从压裂液功能上 分，较早注入的前置液黏度应较高，以减少滤失；随 后注入的携砂液则弹性应较好以利于携砂,黏度越 低越好，以降低摩阻，控制缝高;据此可进行变黏度 设计。以上两点都要求施工中压裂液中HPG浓度 前期高、后期低。
压裂液在使用过程中沿储罐，混砂车，高低压管 汇，压裂管柱经炮眼或缝口进人裂缝。不同阶段黏 度要求不同。从储罐到炮眼或缝口，黏度要尽可能 低,以减少流动摩擦阻力，节省泵注功率;进入裂缝 后则要求具有适当的黏度以控制滤失，具有适当的 弹性以利于携砂。缓交联技术可满足这一要求[6]。 缓速交联剂释放出的硼量是时间和温度的函数，压 裂液泵入井筒后经历的温度和时间单调上升，硼释 放浓度持续上升。根据图2,温度升高时压裂液pH 值降低，部分抵消了释放出的硼量。除此之外，为补 偿温度对pH值的影响，压裂液pH值提髙到11以 上可维持有效硼量的基本平衡。
HPG浓度优化的依据是黏度低限。压裂液的 携砂能力虽然主要与弹性有关，但通常仍以黏度表图00本压裂液性能。关于压裂液最低携砂黏度，依据现 场经验选定在地层温度下90 min、170 1/s连续剪切 后，前置液黏度不低于150 mIVs，携砂液黏度不低 于100 mIVs。低浓度压裂液黏度相对较低，为控 制滤失，采用粉陶降滤。
3低浓度压裂液主要性能测试采用RT20高温髙压流变仪(德国Haake公司） 评价压裂液的稳定性;用FCES100裂缝导流能力 评价系统(美国Stimlab公司)评价压裂液对裂缝的 导流伤害。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》配制压裂液。主要 配液材料如下:羟丙基瓜尔胶(HPG),河南濮阳凯 利化工厂;有机硼交联剂TCB4,北京宝丰春石油技 术有限公司;胶囊破胶剂，河南辉县远征化工厂。
3.1低浓度压裂液导流伤害为了考査压裂液浓度对导流能力的伤害，分别 配制0.4%和0,5%HPG压裂液，加相同浓度的其 他添加剂，经交联、破胶后，取山西垣曲县刚玉陶粒 砂厂(M5~0.90 mm 陶粒支撑剂 65 g(37.5 cm3) 分别与250 mL破胶残液在导流槽中充分混合，常 温下测试导流能力到稳定，结果见图3。
相当于15%砂比的混砂液15 h后的导流能力 分别稳定在 38.8 pm2 ? cm 和 34.4 /xm2 ? cm。HPG 浓度由0.5%降低到0.4%,导流能力提髙11.3%。 压裂液中HPG浓度降低，则压裂液中残渣含量减 少，对导流能力的伤害程度也降低。因此，降低 HPG使用浓度是提髙填砂裂缝导流能力的有效措 施。
3.2浓度优选及黏温测试调整压裂液中HPG、交联剂的比例和pH值，用 RT20流变仪测不同温度的黏时曲线。测试时先在 剪切速率500 1/s髙速剪切3 min，后转为170 1/s 至实验结束。HPG形成有效交联有一个浓度低限, 即高分子的重叠浓度，实验用的HPG重叠浓度约为 0.15%。压裂液中的HPG要经受髙速流动剪切降 解和地层温度的热降解，实际使用浓度要髙于重叠 浓度。在不加破胶剂的情况下，优化配方压裂液的 黏时曲线示于图4,压裂液组成列于表1。图4曲线 说明降低HPG用量使交联压裂液黏度大幅度降低， 剪切30 min后黏度随时间的变化趋于平稳，经90 min剪切后最终黏度可维持100 mPa_s以上。
表1低浓度压裂液推荐配方地层温度/T推荐压裂液添加剂用量90-120前置液0.35%HPG+0.35%TCB-1 +0.08% 烧碱+其他携砂液0.25% ?0? 30% HPG + 0.30%TCB4 + 0.08%烧碱+其他120-140前置液0.40%HPG+0.45%TCB-1 +0.10% 烧碱+其他携砂液0,30% ?0,35%HPG + 0,35%TCB4 + 0.10%烧碱+其他加入0.02%胶囊破胶剂后的流变曲线示于图 5。胶囊破胶剂缓慢释放破胶剂的特性有助于压裂 液性能维持较长时间，经90 min剪切后所选体系仍 可基本满足施工要求。根据图4、5,确定低浓度压450 400 350裂液体系在90~1401C范围内按表1配制,在施工 时胶囊破胶剂通过混砂车加入，加量0.01% ~ 0.03%,前低后高。过硫酸铵仅在加砂末期尾追。
4典型井例(1)桥 21-17 井施工井段 2467.1~2533. 6 m,地层温度92t：,图6是该井现场作业中所用压裂 液流变曲线。携砂液配方为0.30% GRJ-TJ + 0.25 %交联剂+其他，前置液配方为0.35 % GRJ-TJ + 0.35%交联剂+其他。该井施工规模为前置液 170 m3,携砂液110 m3,加人粉陶/中陶广陶量分 别为12/35/3 m3,共计50 m3,施工最高砂比63%， 平均砂比45. 4%。桥21-17井压裂前日产油1 t, 不含水。于2002年8月22日压裂施工，压裂后初 期日产油14.8 t,截止2004年底累计增油6000 t以 上，并仍处于增产有效期。
10 20 30 405060 7080 90时间/min图6桥21-17井压裂液黏时曲线(2)刘32井该井为试油井，施工井段3736.8 ~3795.6m,油层温度134.8X：。前置液中HPG浓 度0.40%，携砂液中HPG浓度0.35%。施工中注 入前置液210 m3,携砂液102. 3 m3,加人15 m3粉 陶、35 m3中陶和4 m3粗陶，平均砂比38.1%。最 髙砂比63%。该井差3 m3完成顶替时发生砂堵。 压裂前产油13.8 t，产水0.4 t,压裂后产油31.5 t, 产水2.1 t,试采半个月共计产油294 t。尽管没有 完成顶替，压裂效果仍然良好。
5总体应用情况在国外低浓度压裂液成功应用的基础上，通过 提髙压裂液体系的pH值和浓度优选，并采用变浓 度设计，将90~140t：压裂液中HPG的浓度降低到 了 0.25% ~0. 4%，较传统压裂液设计用量降低 20 % ~ 30 %。自2002年到2005年，现场应用40多 井次，仅4口井未完成顶替。压裂后初期平均单井 日增油9.5 t,高于同区同期平均水平(约8 〇。
该技术的研究和应用带动了中原油田压裂液中 HPG粉剂用量的整体下调。2000年以前，压裂液 中HPG用量一般为0.5%?0.6%甚至更高，近年 来基本降到了 0.5%以下。HPG用量降低不仅可降 低配液费用，更能减少压裂液中水不溶物含量，减轻 对裂缝导流能力的伤害。
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