春节前夕，中原石油工程井下技术人员攻关240摄氏度以上的温控交联高温压裂液难题。董 鑫 摄

    黄莹莹  董 鑫

    近日，中原石油工程公司井下特种作业公司成功研发出240摄氏度温控交联压裂液体系，在200摄氏度压裂液的基础上又进一步突破。此技术前期在西北油田顺南蓬1井和顺北4井应用后取得良好效果，填补了集团公司低摩阻高温压裂液技术的空白，标志着集团公司在高温深井开发又添新利器，为国内深层油气的勘探突破和高效开发提供了有效技术支撑。

    随着油气勘探向深层发展，具有高温高压特点的压裂储层日益增多。其中，西北油田塔里木盆地顺托、顺南、顺北区块储层具有“三高一深”特点，属于典型的超深超高温高压油气藏，对压裂设备、管柱及工艺技术都带来了极高的挑战性。

    “新的技术挑战，要求压裂液具有更优异的耐温耐剪切性能，以满足高温储层的要求。要能在高温下延迟交联，满足长井段、大排量施工，还要有较低的基液黏度，满足地面泵送并降低摩阻。”该公司技术人员郭粉娟说。

    层层严苛的技术要求并没有成为科研创新路上的拦路虎。为解决压裂液耐温能力不足、交联时间快、基液黏度高、摩阻高导致压裂液泵送难、施工压力高等一系列“卡脖子”难题，中原井下成立高温压裂液体系研究及应用科研攻关小组，先后前往8家国内外知名企业及石油高校调研，通过上百次实验研究并多次与西北油田工程院汇报交流，历时4年，成功研发出240摄氏度温控交联压裂液体系。

    国内压裂液普遍存在交联时间快导致泵注困难和管柱摩阻高的问题。常规的压裂液在注入地层时就开始交联，但是对超高深井来说，压裂液一旦开始交联会随着深度加深、地层压力、管柱摩阻增大而增加设备风险。

    该体系中的一剂独特配方——温控交联剂，可满足压裂液在进入地层一定深度（地层温度40~120摄氏度）交联。而该体系的技术性突破就是施工过程中，随着储层温度的变化，通过调节温控交联剂加量，控制压裂液的交联温度，从而发挥降低管柱阻摩的作用。

    此外，以往这种超深高温高压井每立方米压裂液大概花费2000元的费用，使用该压裂液后，每立方米的压裂液可降低成本300至500元，打破了国外的压裂技术长期垄断的局面。

    截至目前，该体系在西北油田顺南蓬1井和顺北4井应用后取得良好效果。其中，顺南蓬1井是西北油田分公司部署的一口重点勘探井，酸化压裂目的层埋深6630~6660米，地层加深一米压力就升高0.02兆帕，储层温度最高达到192.4摄氏度。应用该体系后通过专业软件模拟计算，顺南蓬1井在高温压裂液排量在6立方米/分钟时管柱阻摩为52兆帕，比常规压裂液体系降低了12兆帕，降阻率为62%。