对油气储层进行压裂时需采用一种黏弹性液体携砂，其中65%以上采用胍胶压裂液，其成本占整个压裂成本的40%以上，且压裂后残渣留在储层内，对地层渗透率产生不可恢复的伤害^[1]，降低裂缝导流能力^[2]。为此，国内外一方面优化压裂液，减少胍胶压裂液的残渣，采用清洁压裂液；另一方面降低支撑剂密度^[3-5]，采用超低密度支撑剂，达到降低压裂液黏度和黏弹性的目的，但是超低密度支撑剂的相对密度仍然大于1.0。目前国内外对自悬浮支撑剂的研究相对较少^[6]，而且多局限于室内研究，还未有现场试验的相关报道^[7-8]。笔者以覆膜石英砂为支撑剂核心、膨胀性树脂为悬浮性材料制备了自悬浮支撑剂，并对其进行了性能评价,结果表明，其理化性能与常规支撑剂相当，有些性能指标优于常规支撑剂，能满足压裂施工的需求，并在6口井进行10井次应用，应用效果良好。

自悬浮支撑剂由支撑剂核心(普通支撑剂)和悬浮性材料2部分组成，悬浮性材料覆盖于普通支撑剂表面。支撑剂核心选用优质石英砂，然后对其进行覆膜处理以增加其抗压强度。利用混砂器分别将胍胶、纤维素、乙烯醇、膨胀性树脂等高分子材料和覆膜石英砂混合均匀，通过测定其在水中的悬浮能力选择悬浮性材料，最终选择膨胀性树脂作为悬浮性材料。

悬浮性材料是一种可水化的高分子材料，遇水快速溶胀，在支撑剂核心周围形成稳固的水化层(如图 1所示)。水化层不但增大了支撑剂的浮力，而且提高了支撑剂之间的润滑性。同时，支撑剂表面悬浮性材料的少量分子伸展于水中，提高了水的黏度。两者协同作用，使自悬浮支撑剂不借助增稠剂就能在清水中长时间悬浮，从而减小稠化剂用量，减小配液时的工作量。

图1 自悬浮支撑剂的悬浮机理 Fig.1 Mechanism of self-suspending proppant

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按照支撑剂测试标准^[9]对20/40目和30/50目自悬浮支撑剂进行了检测，并与同粒径的陶粒进行了对比，结果见图 2和表 1。

图2 4种支撑剂的粒径分布 Fig.2 Particle size distribution of four proppants

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由图 2、表 1可知，自悬浮支撑剂的物理、化学基础性能与陶粒相当，在密度、破碎率等方面均优于陶粒。

采用裂缝导流能力测试仪，模拟地层温度90 ℃，测试相同抗压等级的20/40目普通覆膜砂、陶粒和自悬浮支撑剂在不同闭合压力下的导流能力，结果见图 3。

图3 3种支撑剂的导流能力 Fig.3 Flow conductivity of three proppants

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由图 2可知： 3种支撑剂的导流能力随闭合压力升高而降低，自悬浮支撑剂的导流能力略高于普通覆膜砂，略低于陶粒。

自悬浮支撑剂表面的悬浮性材料水化后达到悬浮状态需要一定时间(简称悬浮形成时间)。将自悬浮支撑剂加入到水中，放到恒温水浴锅中搅拌，测定自悬浮支撑剂的悬浮形成时间，结果见图 4。

图4 悬浮形成时间与砂比的关系 Fig.4 Relationship of suspension forming time vs.proppant concentration

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从图 4可以看出：在砂比为10%时，在20 ℃自来水中的悬浮形成时间为140 s，比常规压裂支撑剂从地面进入压裂目的层的时间短；随着砂比提高，悬浮形成时间不断缩短，这是由于随着砂比提高，在相同体积水中可水化的悬浮性材料越多；随着温度升高，悬浮形成时间也在不断缩短，这是因为随着温度升高，支撑剂水化部分溶胀速度越快。可见，自悬浮支撑剂的悬浮形成时间很短，能满足现场压裂施工的需求。

利用自悬浮支撑剂配制不同砂比的试验浆体，放入密闭试管后置于烘箱中加热，测定其在不同温度下的悬浮稳定时间，结果见表 2。

由表 2可知，砂比为30%的试验浆体在110 ℃下静置120 min后，支撑剂依然处于悬浮状态，说明自悬浮支撑剂的静态悬浮性能好，抗温能达到110 ℃。

自悬浮支撑剂主要是通过表面的悬浮性材料水化膨胀使其悬浮，无法用流变仪测试自悬浮支撑剂压裂液的黏度。为此，采用实验室常用的搅拌装置

搅拌不同时间后，观察自悬浮支撑剂压裂液的稳定情况，以评价其动态悬浮性能，结果见表 3。

由表 3可知：在170 s^-1剪切速率下，剪切20 min后，自悬浮支撑剂压裂液基本处于稳定状态，稳定性较好；在540 s^-1剪切速率下，剪切10 min后，出现轻微分层现象，稳定时间为27 min。总体来看，自悬浮支撑剂压裂液的动态悬浮性能较好。

在70 ℃下，在砂比35%的自悬浮支撑剂压裂液中加入0.1%过硫酸铵，30 min后其黏度为4 mPa·s，表面张力为25.2 mN/m，说明压裂液已破胶。当温度低于40 ℃时，可将过硫酸铵的加量提高到0.2%，并追加酶破胶剂，以确保压裂液的破胶性能达到施工要求。

1) 压裂流体的配制。按照压裂施工要求，准备活性水、前置液。活性水配方为0.4%助排剂+0.2%防膨剂，配制活性水的水质需达到注水井注入要求^[10]，不需要用混配车配制；根据储层特点选择前置液。

2) 自悬浮支撑剂泵注工艺。自悬浮支撑剂泵注工艺与常规支撑剂泵注工艺一样，在前置液泵注结束后，停止添加交联剂，将胍胶压裂液切换至活性水，泵注自悬浮支撑剂时砂比需控制在10%以上。

3) 破胶剂添加方式。应用自悬浮支撑剂压裂液压裂时，加砂全过程都要添加破胶剂，添加方式为楔形添加。破胶剂为胶囊破胶剂与过硫酸铵粉剂的组合。

4) 压裂液返排。压裂施工完成后，根据地层温度确定关井时间：地层温度低于75 ℃时，关井时间为3 h；地层温度高于75 ℃时，关井时间为2 h。关井结束后，需根据井口压力，采用不同直径的油嘴控制防喷：井口压力为25～35 MPa时，采用2.0 mm油嘴；井口压力为15～25 MPa时，采用3.0 mm油嘴；井口压力为5～15 MPa时，采用4.0 mm油嘴；井口压力为1～5 MPa时，采用5.0 mm油嘴；井口压力为0～1 MPa时，敞喷。

新型自悬浮支撑剂在6口井的清水压裂中进行了现场应用，既包括常规砂岩油气藏压裂，也包括碳酸盐岩油气藏压裂，井深750.00～3 750.00 m，井底温度30～130 ℃，初始砂比10%，平均砂比18%，施工成功率100%。6口井压裂后有5口井见油，1口井见气，达到预期目的。

陈101井是苏北盆地溱潼凹陷陈家舍构造的一口定向探井，井深2 350.00 m，储层温度84 ℃，拟压裂地层下部11.20 m处有一水层。由于拟压裂地层与水层间的隔层薄，若采用常规冻胶压裂易压穿水层，造成压裂后产水不产油^[11-12]。为此，该井设计采用以胍胶压裂液为前置液造缝、以活性水携自悬浮支撑剂加砂支撑裂缝的压裂方案。胍胶压裂液的配方为0.22%胍胶+0.20%交联剂。压裂施工时，首先泵注前置液造缝，然后采用活性水携自悬浮支撑剂加砂支撑裂缝，施工排量1.8～2.6 m³/min，实际加砂19.88 m³，主加砂段砂比18%～30%，最高砂比40%，压裂后返排率35%，达到了国内常规冻胶压裂液加砂压裂的技术指标。该井压裂后日产油量8.33 t，综合含水率21%，产油量是该区块常规冻胶压裂井的2倍。

1) 新型自悬浮支撑剂的导流能力与常规覆膜石英砂相当，由于不需要用胍胶压裂液携带，不会发生残渣伤害储层的问题。

2) 现场应用结果表明，新型自悬浮支撑剂能够满足目前常规油气藏中—高温井压裂施工需求，且可以减小胍胶用量，缩短压裂液配制时间。

3) 为满足高温井压裂的要求，新型自悬浮支撑剂的抗温能力还需进一步提高。