江汉油田页岩油藏单层厚度薄、低孔低渗、储层物性差，层间非均质性强，储集层上下隔层为盐层，盐层巨厚，油层段异常高压，主要以白云岩、钙芒硝岩与泥质岩为主，开采难度大。但是江汉油田页岩油资源丰富，挖潜潜力大，是油田下一步增产的重要接替区。压裂是该类储层增产的有效方式之一，但是压裂液是压裂改造的重要组成部分和关键环节，其性能优劣决定了压裂施工的顺利与否和效果好坏。目前国内外所用水基压裂液都存在伤害问题，压裂液伤害机理表明，影响裂缝导流能力的因素有很多，但未完全破胶的残胶和残渣是降低压裂效果的主要因素。因此根据页岩油储层特征，低浓度、低伤害压裂液研究及应用具有重要的意义。

1 羧甲基羟丙基胍胶压裂液配方研究 1.1 羧甲基羟丙基胍胶（CMHPG）分子结构对性能的影响分析

胍胶是由草本植物胍尔豆内胚乳制备而成。胍胶水溶性部分主要是以1，4β甙键联结的D-甘露吡喃糖为主链，以1，6α甙键联结的D-半乳吡喃糖为支链组成的长链中性非离子型多位顺式羟基的聚糖，半乳糖与甘露糖之比为1:1.6~1.8。在生产胍胶粉的过程中，并不能将胍胶与其他不溶于水的植物成分完全分解。因此，在胍胶溶液中，仍有6%~10%的不溶物残余物。利用丙烯氧化物可得到胍胶的衍生物，即羟丙基胍胶。在胍胶的分子结构中引入极性亲水基团羟丙基，使生成的羟丙基胍胶的亲水性提高，水不溶物减少。而且改性增加了分子的分支程度，使水溶性速度加快，降低了残渣含量。

根据羟丙基胍胶的改性原理，在碱性条件下进行醚化反应，在胍胶的分子结构中引入亲水基团钠羧甲基和羟丙基，胍胶经羧甲基化和羟丙基化改性，其水不溶物减少，水溶速度加快，水不溶物质量分数为1.5%~4%^[1]，分子结构如图 1所示。

1.2 交联机理研究

常规胍胶压裂液使用硼砂或者有机硼进行交联，该压裂液采用JH-JL交联体系，JH-JL交联发生在羧甲基羟丙基胍胶羧基基团上，室内研究表明水溶液中JH-JL与稠化剂之间的交联反应为共价键交联机理，如图 2所示。CMHPG离子聚合物上的羧基基团和交联剂之间发生反应形成较强的凝胶。

1.3 CMHPG稠化剂浓度优化

降低稠化剂用量是减少残渣含量的有效途径之一，但是降低稠化剂的同时压裂液性能要能满足现场施工要求，这就需要低浓度稠化剂具备较好的分散溶解和增黏能力^[2]。根据页岩油储层温度和地质特征，室内对不同浓度CMHPG稠化剂的分散性和增黏能力进行测定，试验结果表明，0.2%、0.25%和0.3%CMHPG稠化剂配制的水溶液放置10 min后可完全溶胀，在30 ℃，170 r/s的条件下，剪切5 min黏度保持在22~25 mPa · s，比一般的羟丙基胍胶溶解时间缩短一半以上，且该基液在加入相应的交联剂后，能达到很好的交联效果，充分证明羧甲基羟丙基胍胶具有很好的分散溶解性和增黏能力。

1.4 交联促进剂浓度优化

室内试验结果表明，当水溶液的pH值高于某一值时，会使水溶液的黏度骤降，用六速旋转黏度计测得基液黏度为6~8 mPa · s。交联促进剂对JH-CM基液黏度的影响原因可能是：交联促进剂中的某一组分会使JH-CM分子上—COO—中的电荷受到溶液中大量Na⁺的屏蔽作用，使分子链的伸展受到限制；同时交联促进剂的加入也使JH-CM水溶胶液的pH发生变化，—COONa的离解受到限制，—COO—之间的静电斥力减弱，分子链不能充分舒展，使得表观黏度降低^[3]。因此，室内对加入质量分数为0.2%、0.3%和0.4%交联促进剂的压裂液性能进行评价，试验结果表明，加入0.2%交联促进剂后，基液黏度为21 mPa · s，与单剂稠化剂溶胀完全后测定的黏度相当，加入其他质量分数的交联促进剂后，基液黏度都有不同程度的降低，试验结果如表 1所示，因此选择0.2%为最佳使用浓度，另外加入该浓度的交联促进剂后有利于控制好交联比，可使压裂液具有较好的耐温抗剪切性能，延迟交联时间，能满足不同井的压裂施工要求。

基于以上研究，形成羧甲基羟丙基胍胶（CMHPG）压裂液体系，并在室内进行了基本性能评价。

2 羧甲基羟丙基胍胶（CMHPG）压裂液性能评价

压裂液伤害机理表明，影响裂缝导流能力的因素很多，但是压裂液残渣和未完全破胶的残胶是主要影响因素。减少残渣含量的途径之一是降低稠化剂的浓度，以储层保护为核心，室内研制羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系，该压裂液稠化剂的使用浓度仅为羟丙基胍胶压裂液稠化剂的1/2，并且能够在水中快速分散溶解起黏，达到压裂施工要求的黏度，同时具有低残渣、低伤害、低表界面张力、易破胶及强悬砂性能等特点。

2.1 耐温抗剪切性能评价

在压裂施工过程中，压裂液从地面施工管线到炮眼以及地层推进过程中，都要经历高速剪切，压裂液抗剪切性能的好坏决定了压裂液性能的好坏，也决定了整个压裂施工的成败。因此，室内在60~120 ℃、170 r/s条件下，分别对0.2%、0.25%和0.3%的CMHPG的流变性能进行检测，试验结果表明充分剪切2 h后黏度仍然大于50 mPa · s，能够满足现场施工要求。并且羧甲基羟丙基胍胶（CMHPG）压裂液与羟丙基胍胶（HPG）压裂液相比，在相同温度下，羧甲基羟丙基胍胶压裂液所需稠化剂浓度为羟丙基胍胶的一半左右（表 2）。

2.2 黏弹性和携砂性能评价

羧甲基羟丙基胍胶压裂液是以弹性为主的交联网状结构。压裂液的黏弹性是通过弹性模量（G'）和黏性模量（G"）来量度，弹性模量G'反映压裂液体系的弹性情况，黏性模量G"反映胍胶的黏性情况。室内根据页岩油储层特征，对不同温度下羧甲基羟丙基胍胶的黏弹性进行测试，实验结果如图 3所示。

实验结果表明：在较低温度下，弹性模量明显大于黏性模量（G' > G"），随着温度的升高，流体弹性模量G'逐渐降低，而黏性模量G"逐渐增加; 当温度大于60 ℃，流体黏性大于弹性，但弹性模量G'变化较小，仍保持较高的弹性模量，具有较强的携砂能力。

2.3 破胶性能评价

页岩油储层低孔低渗，储层物性差，大量压裂液进入储层后，滞留井底会对储层造成伤害，为减少储层伤害，压裂后需快速返排，要求压裂液具备易破胶、破胶彻底的特点。为满足快速返排、彻底破胶要求，室内优选过硫酸铵为破胶剂，并优化破胶剂质量浓度为400 mg/L，2 h后压裂液可完全水化破胶，破胶液黏度为1~2 mPa · s，与常规胍胶（HPG）压裂液体系相比，羧甲基羟丙基胍胶（CMHPG）压裂液具有易破胶、破胶彻底、表界面张力低和残渣含量小的优点（表 3和表 4）。

2.4 无机盐离子对压裂液性能影响

调研资料表明：羧甲基羟丙基胍胶的水溶液对无机盐离子很敏感，对其流变性能影响较大^[4]。开展室内试验，测定不同浓度的无机盐离子对其水溶液的影响，在羧甲基羟丙基胍胶的水溶液中分别加入不同浓度的KCl、CaCl₂、MgCl₂和FeCl₃，测定不同放置时间下的基液黏度，试验结果如图 4。

试验结果表明：分别加入不同浓度的无机盐后测得基液黏度保持在20~22 mPa · s，无机盐离子对羧甲基羟丙基胍胶的水溶液表观黏度存在极微小的影响，不会导致基液黏度急剧下降，可以忽略不计。

2.5 储层伤害评价

为了能够深入研究该压裂夜体系与储层的配伍性及伤害性程度，利用现有实验设备岩心基质渗透仪，按照《SY/T 5107—2005水基压裂液性能评价方法》中的操作方法进行了常规压裂液和羧甲基羟丙基胍胶压裂液对低渗透岩心的基质伤害试验，结果如表 5所示。

由表 5实验结果可以看出，常规压裂液对新下1岩心的伤害率为35.76%，羧甲基羟丙基胍胶压裂液对新下₁岩心的伤害率为10.31%；常规压裂液对新下₂岩心的伤害率为33.59%，羧甲基羟丙基胍胶压裂液对新下₂岩心的伤害率为5.6%，无论是新下₁还是新下₂，羧甲基羟丙基胍胶压裂液都体现出低伤害性，表明羧甲基羟丙基胍胶压裂液与天然岩心配伍性良好。

3 羧甲基羟丙基压裂液现场应用

潜页X井是位于江汉盆地潜江凹陷钟潭断裂带的一口水平井。该井低孔低渗，储层物性差，纵向上岩性复杂多变，上下两段黏土矿物含量高，中段云质含量高。从黏土矿物成分来看，敏感性矿物含量较少。针对潜页X井储层特征，使用羧甲基羟丙基胍胶压裂液进行压裂施工改造。

主要施工参数为：总液量为2 056.14 m³，支撑剂135 m³，排量9~10 m³/min，施工压力22~29 MPa，平均砂比14.2%，施工过程如图 5所示。

压裂施工曲线表明，整个施工过程中，加砂平稳，按设计要求完成加砂量，最高砂比达到30%。该井压裂后返排液黏度为4.5 mPa·s，返排液黏度较低，有利于返排，返排率达到了97%。

4 结论

（1）室内研究一种羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系，室内评价证明具有低残渣、低表界面张力、快速破胶、迅速返排和对储层伤害小的特点。

（2）无机盐离子对该羧甲基羟丙基胍胶的基液黏度影响极小，可满足高矿化度地层的需要。

（3）在潜X井大规模压裂施工中应用成功，压裂施工曲线表明，加砂平稳，液体性能稳定，施工后破胶彻底，返排率高，现场应用证明该体系适用于页岩油储层的压裂改造。