压裂液材料技术现状及进展标准版课件

压裂液材料技术现状及进展压裂液材料技术现状及进展1压裂液材料技术现状及进展

压裂液基础知识压裂液的伤害机理压裂液的优化设计压裂液现场质量控制与评估国外压裂液新型材料研究进展采油院已有压裂液体系应用实例压裂液材料技术现状及进展压裂液基础知识2压裂液的组成压裂液及其性能要求压裂液类型压裂液添加剂压裂液的流变性压裂液滤失的三个过程1压裂液基础知识压裂液的组成1压裂液基础知识3前置液携砂液顶替液（完整的压裂泵注程序中还可以有清孔液、前垫液、预前置液）1.1压裂液的组成前置液1.1压裂液的组成4(1)与地层岩石和地下流体的配伍性；(2)有效地悬浮和输送支撑剂到裂缝深部；(3)滤失少；(4)低摩阻；(5)低残渣、易返排；(6)热稳定性和抗剪切稳定性。1.2对压裂液的性能要求(1)与地层岩石和地下流体的配伍性；1.2对压裂液的性能5水基压裂液油基压裂液乳化压裂液泡沫压裂液液化汽压裂液酸基压裂液1.3压裂液类型水基压裂液1.3压裂液类型6发展活性水压裂液稠化水压裂液水基冻胶压裂液水基冻胶压裂液组成水＋稠化剂（成胶剂）成胶液（基液）水＋交联剂＋添加剂交联液(冻胶)1水基压裂液发展1水基压裂液7植物胶及衍生物

—胍胶Guar(GHPGCMHPG)—田菁Sesbania(THPTHPCMT)纤维素衍生物

—羧甲基纤维素钠盐（CMC）

—羟乙基纤维素（HEC）

—羧甲基羟乙基纤维素（CMHEC）(1)稠化剂植物胶及衍生物(1)稠化剂8工业合成聚合物聚丙烯酰胺(PAM)：有胶体、乳液、粉剂三种部分水解聚丙酰胺（PHPAM）甲叉基聚丙烯酰胺（MPAM）生物聚多糖(黄原胶)工业合成聚合物9

两性金属（非金属）含氧酸盐

硼酸盐、铝酸盐、锑酸盐和钛酸盐等弱酸强碱盐无机盐类两性金属盐

如硫酸铝、氯化铬、硫酸铜、氯化锆等强酸弱碱盐无机酸脂如钛酸脂、锆酸脂醛类

甲醛、乙醛、乙二醛等(2)交联剂两性金属（非金属）含氧酸盐(2)交联剂10生物酶体系适用温度21~54℃，pH值范围pH=3~8，最佳pH=5。氧化破胶剂适用于pH=3~14。普通氧化破胶剂适用温度54~93℃，延迟活化氧化破胶剂适用温度83~116℃。常用氧化破胶剂是过硫酸盐有机弱酸很少用作水基压裂液的破胶剂适用温度大于93。油基压裂液中典型的破胶剂是醋酸盐、氧化钙和/或氨水溶液。(3)破胶剂生物酶体系(3)破胶剂11适应性:水敏性地层、有些气层发展:矿场原油稠化油冻胶油基液:原油、汽油、柴油、煤油、凝析油稠化剂:脂肪酸皂(脂肪酸铝皂、磷酸脂铝盐等)2油基压裂液适应性:水敏性地层、有些气层2油基压裂液12油基压裂液特点：（1）容易引起火灾。（2）易使作业人员,设备及场地受到油污。（3）基油成本高。（4）溶于油中的添加剂选择范围小，成本高，改性效果不如水基液。（5）油的滤失量大。（6）油的粘度高于水，摩阻比水大。（7）油的相对密度小，液柱压力低，有利于低压油层压裂后的液体返排，但需提高泵注压力。（8）油与地层岩石及流体相容性好，基本上不会造成水堵，乳堵和粘土膨胀与迁移而产生的地层渗透率降低。油基压裂液特点：13类型：水外相型油外相型常用：两份油+一份稠化水(聚合物)

油相<50%，压裂液粘度太低

>80%，不稳定或粘度太高适用范围：水敏，低压地层3乳化压裂液类型：水外相型3乳化压裂液14乳化压裂液特点：（1）乳化作用使体系具有一定的粘度，粘度大小因乳化材料和所加入的比例而差异较大。施工中，油水比波动影响砂比的稳定。（2）滤失量低，液体效率高，对地层渗透率伤害小。（3）乳状液摩阻一般高于水和油。（4）乳状液用油两低于油基液，因而成本较油基液低。乳化压裂液特点：15适用范围

K<1mD，粘土含量高的砂岩气藏低压、低渗浅油气层压裂组成液相+气相+添加剂泡沫液液相:清水、盐水、冻胶水、原油或成品油、酸液气相氮气、二氧化碳、空气、天然气等4泡沫压裂液适用范围组成液相+气相+添加剂泡沫液416泡沫质量泡沫质量＝泡沫中气体体积/泡沫总体积特点在压裂时的井底压力和温度下，泡沫质量一般为６０％～８５％随着泡沫质量的增加，泡沫压裂液的粘度增加、摩阻增大、滤失减少、压裂液效率增滤失少（气体本身就是降滤剂）排液较彻底，对地层伤害小悬砂能力强，砂比可高达７０％泡沫质量17适用范围碳酸盐储层种类常规酸稠化酸冻胶酸乳化酸5酸基压裂液适用范围5酸基压裂液18降滤剂防膨剂杀菌剂表面活性剂ｐＨ值调节剂稳定剂1.4压裂液添加剂降滤剂1.4压裂液添加剂191.5压裂液的流变性各类压裂液的流变曲线幂律液的视粘度摩阻计算1.5压裂液的流变性各类压裂液的流变曲线201压裂液的流变曲线牛顿型液体非牛顿型液体假塑性液体宾汉型液体屈服－假塑性液体胀流型液体触变性液体流凝性液体粘弹性液体1压裂液的流变曲线牛顿型液体21(1)牛顿型液体流变模型或称本构方程(1)牛顿型液体流变模型或称本构方程22(2)非牛顿型液体定义凡是流动时剪切应力与剪切速率之间的关系不是线性关系的液体，统称为非牛顿型液体。主要特征粘度随剪切速率的变化而改变，剪切应力与剪切速率之间有多个参数。(2)非牛顿型液体定义23假塑性（幂律）液体假塑性液体的特征：在很小的剪切应力作用下就能流动，并且随着剪切速率的增加，剪切应力的增大速度有所降低。本构方程假塑性（幂律）液体假塑性液体的特征：本构方程24宾汉型液体

在一定的剪切应力作用下才能流动，并且流动以后，随着剪切速率的增大，剪切应力增加的程度逐渐降低，最后接近牛顿液体，剪切应力与剪切速率成线性关系。

本构方程

典型压裂液:泡沫压裂液

宾汉型液体在一定的剪切应力作用下才能流动，并且流25粘弹性液体流体特征：当除掉剪切力时，这种流体会恢复或部分恢复原来受到剪切作用期间所具有的形变。这种具有部分弹性恢复效应，也具有非牛顿性和与时间有关的全部粘性性质的流体称为粘弹性流体。目前使用的水基冻胶压裂液大部分都表现出具有部分或全部粘弹特征粘弹性液体流体特征：262幂律液的视粘度管流地面管线井筒缝流裂缝中流动孔眼2幂律液的视粘度管流27旋转粘度计、小直径管道、盘管式粘度计、摆动式流变仪。RV系列或FANN系列旋转粘度计应用最广泛3流变性测定旋转粘度计、小直径管道、盘管式粘度计、摆动式流变仪。3流变284摩阻计算圆管中压降-------摩阻裂缝中压降-------摩阻孔眼中压降-------摩阻4摩阻计算圆管中压降-------摩阻291.6压裂液滤失的三个过程滤饼区的流动滤饼控制过程侵入区的流动压裂液粘度控制过程地层流体的压缩地层流体粘度及压缩控制过程1.6压裂液滤失的三个过程滤饼区的流动侵入区的流动地层流体30造壁性影响的滤失系数压裂液粘度影响的滤失系数地层流体的粘度和压缩性影响的滤失系数压裂液滤失系数造壁性影响的滤失系数压裂液滤失系数31假设压裂液为牛顿型液体且作线性层流流动；压裂液活塞式侵入，即侵入段地层流体被顶替；压裂液和地层岩石均不可压缩；压差ΔＰv＝Ｐｗ－Ｐｃ为常数。理论基础达西定律计算实际滤失速度

1压裂液粘度影响的滤失系数Cv假设理论基础1压裂液粘度影响的滤失系数Cv32最终得到:m2MPamPa.S最终得到:m2MPamPa.S33假设地层流体可压缩，其压缩系数为ＣＲ（等于常数）；ΔＰＣ＝ＰＣ－ＰＲ为常数；渗滤前缘的位置不随时间变化。2地层流体压缩性影响的滤失系数Cc假设2地层流体压缩性影响的滤失系数Cc34地层中的渗流方程为：边界条件：初始条件：地层中的渗流方程为：边界条件：初始条件：35最终解得：MPamPaSm2MPa-1最终解得：MPamPaSm2MPa-136假设滤饼的沉积厚度ΔＬｗ与通过缝壁的滤失量成比例关系，即α＝Ｖｗ／ΔＬｗ，α为累积滤失量与滤饼体积之比；滤饼对压裂液的渗透率Ｋｗ与其厚度的大小无关，亦即Ｋｗ不随时间而变化；滤饼内压裂液的渗滤流动服从达西定律。3造壁性影响的滤失系数Cw假设3造壁性影响的滤失系数Cw37数据处理数据处理38当P试验P真实时当P试验P真实时39PwPvPcPs通常，用P代替PW，PV，PC4综合滤失系数PwPvPcPs通常，用P代替PW，PV，PC4综40压裂液材料技术现状及进展标准版课件41调和平均法：电容串联压力平衡法：非造壁性压裂液造壁性压裂液综合滤失系数计算调和平均法：综合滤失系数计算42胶粉水化的ＰＨ值不适当—用适当的缓冲溶耐温耐剪切性：在50～110℃、170s-1下剪切1～2h，表观黏度≥60mPa·s。P=Pw+PV+PC剩余基液量、交联液量记录。存在氧化剂—加还原剂中和实验表明，如果聚合物地面浓度是4.耐温耐剪切性：在50～110℃、170s-1下剪切1～2h，表观黏度≥60mPa·s。此测试结果是用30-lbm硼酸盐作交联剂，用酶作破胶剂在20/40目支撑剂、38度和1000psi。（1）乳化作用使体系具有一定的粘度，粘度大小因乳化材料和所加入的比例而差异较大。对田菁胶中的残渣直径用库尔特计数器在一定条件下进行测定。精细加工改性瓜胶，俗称超级瓜胶（PEG）；调和平均法胶粉水化的ＰＨ值不适当—用适当的缓冲溶调和平均法43非造壁性压裂液P=PV+PC将CV、CC求出PV、PC

代入压力平衡法非造壁性压裂液压力平衡法44压裂液材料技术现状及进展标准版课件45造壁性压裂液P=Pw+PV+PC造壁性压裂液46通常，计算时可用C＝C3通常，计算时可用C＝C347

例6-2已知油层渗透率k=2.5×10-3μm2，孔隙度φ=0.2，地层流体粘度μr=2mPa.s,综合压缩系数cf=6×10-3MPa-1，压裂液粘度μf=30mPa.s，压裂液造壁性滤失系数cw=1.8×10-3m/，裂缝壁面面内外压差Δp=18MPa。试按调和法计算综合滤失系数c。例6-2已知油层渗透率k=2.5×10-3μm48压裂液材料技术现状及进展标准版课件49压裂液材料技术现状及进展标准版课件502压裂液的伤害机理支撑物的堵塞:压裂时经常忽视压裂液的质量,而实际上因为压裂液的质量产生的裂缝导流能力的影响会严重地影响压裂的效果.稠化压裂液的浓缩、难以破坏的粘稠液、胶体破坏的残余物、破碎的支撑剂其他滤失剂的捕集都会降低裂缝的导流能力。裂缝的闭合:压裂的机理、设计(尤其是在深井中)影响着压裂效果.通过对水力压裂的应力分析研究表明:如果井附近的裂缝内没有支撑物支撑,那么裂缝会闭合,严重影响压裂的效果。2压裂液的伤害机理支撑物的堵塞:压裂时经常忽视压裂液的质量51植物胶压裂液残渣来源目前国内外大量使用水基压裂液，其中的稠化剂多数是天然植物胶聚合物，如国内外不同产地生产的及经过或未经过处理的田菁、羟乙基田菁胶、香豆胶、瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶（HPG），此外还有一些是合成的聚合物，如纤维素（CMC）、聚丙烯酰胺（PAM）等。天然植物胶压裂液中都有一定数量的残渣或残胶。这种残渣或残胶一是来自于稠化剂中水不溶物，二是破胶不完全所致。因此残渣含量与所用的稠化剂类型、压裂液配方（稠化剂、交联剂和破胶剂浓度）、破胶温度及破胶时间有关，残渣含量是以压裂液破胶后残渣重量占成胶重量的百分数来表示。植物胶压裂液残渣来源目前国内外大量使用水基压裂液，其中的稠化52压裂液残渣存在的环境交联冻胶压裂液在压裂过程中，由于滤失作用而在裂缝壁面形成滤饼，在此聚集了大量的残渣或残胶。对田菁胶压裂液体系在压裂液、滤饼及滤液中的残渣含量分析表明，滤饼中的残渣含量占总残渣含量的78%左右；滤液中的残渣约占8.6%（前4min），后来减少到3.4%。随着压裂液中稠化剂浓度的增加，残渣含量有上升的趋势，因此优选使用合理的粉剂浓度是很重要的；从滤液中残渣浓度含量较低，认为进入地层的残渣不多。从这里再次说明滤饼作用的两重性，有利的一面是降低了压裂液滤失，相对减少了对地层的损害，有利于裂缝的延伸。但滤饼的存在也阻碍了油气进入裂缝，这就提出了一个如何在压后使滤饼尽可能消失的问题。压裂液残渣存在的环境交联冻胶压裂液在压裂过程中，由于滤失作用53压裂液残渣的粒径大小对田菁胶中的残渣直径用库尔特计数器在一定条件下进行测定。田菁胶破胶液中粒径小于10μm的颗粒占总残渣量的90%，羟乙基田菁冻胶的情况略高于此数，达到96.5%，最大的粒径为40.3μm；也有研究表明，大庆所用田菁粉的残渣粒径比上述情况大得多，最大粒径为200μm，平均粒径为86.1μm。压裂液残渣的粒径大小对田菁胶中的残渣直径用库尔特计数器在一定54填砂裂缝中的残渣含量由于冻胶破胶水化后的残渣相对于低渗层孔隙半径比较大，因此在压裂过程中，由于滤失作用，大量残渣浓度集于填砂裂缝中。在闭合过程中孔隙体积又进一步缩小，此时缝中聚合物浓度比原有始浓度要增大许多倍。用聚合物浓度修正系数表征压裂液浓缩程度，地面配制时的聚合物浓度乘以此系数即为裂缝中的聚合物浓度：——无量纲，聚合物浓度修正系数；

PS——支撑剂密度，kg/m3；

CS——在液体中的支撑剂浓度，kg/m3;φ——裂缝中填砂的孔隙度，百分数。

填砂裂缝中的残渣含量由于冻胶破胶水化后的残渣相对于低渗层孔隙55压裂液的浓缩作用压裂液的浓缩作用56压裂液浓缩与岩心渗透率图1是聚合物浓缩因子在孔隙度情况下与不同砂浓度的关系曲线。实验表明，如果聚合物地面浓度是4.8kg/m3（40lb/kgal），支撑剂浓度是360kg/m3，填砂孔隙度是33.5%，此时修正系数约为15，闭合后裂缝中聚物浓度应为72kg/m3。由于聚合物在闭合后的缝中高度浓缩，对裂缝渗透率将产生巨大的影响。硼交联的瓜尔胶及HPG在71℃条件下进行的填砂渗透率实验表明，聚合物浓度为26.4kg/m3，能保留27%的渗透率；当浓度增加至52.8kg/m3时渗透率的88%被损害。压裂液浓缩与岩心渗透率图1是聚合物浓缩因子在孔隙度情况下与不57不同交联压裂液的影响使用3.6～4.8kg/m3的HPG，硼交联压裂液，铺砂浓度4.9kg/m2，破胶剂是过硫酸铵，在37.8℃条件下进行实验，结果是对20/40目砂在闭合压力为13.8MPa时的最高渗透率为240μm2。使用这两种HPG对裂缝渗透率的损害仅为5%～12%。使用4.8kg的HPG，但用钛交联压裂液，其渗透率为46μm2，硼交联冻裂缝渗透率约为钛交联的5倍，其原因是钛交联不易破胶，形成的滤饼嵌入到砂堤中，钛交联中的滤饼厚度每个层面上约为0.5mm，若铺砂浓度为9.8kg/m2，滤饼反侵入深度可达砂堤厚度（闭合缝宽）的40%～50%，铺砂堤厚度越低，滤饼反侵入的影响愈大。从而可以看出对填砂裂缝的损害，除了稠化剂浓度外，与使用何种类型的交联剂也有密切关系，在较低的储层温度内，使用硼交联压裂液是恰当的。不同交联压裂液的影响使用3.6～4.8kg/m3的HPG，58降低压裂液对导流能力损害的方法破胶剂浓度对填砂裂缝渗透率的影响胶囊破胶剂的应用有机酸缩合产品降滤与破胶利用双液系统改善高温地层的导流能力有机硼交联剂提高裂缝内支撑剂的浓度浓缩压裂液可以降低稠化剂浓度无聚合物清洁压裂液降低压裂液对导流能力损害的方法破胶剂浓度对填砂裂缝渗透率的影59温度和破胶剂浓度的影响温度和破胶剂浓度的影响603压裂液的优化设计压裂施工过程中，除了要着重考虑压裂液粘度性质外，压裂液在泵送时还应具有最低的沿程摩阻，能很好地控制液体滤失，能破胶，施工结束后能迅速返排干净，而且在经济上切实可行。为了获得一套优化的压裂液体系，必须在深化认识储层特征和掌握工艺要求的基础上，进行添加剂的优选和配方体系的性能优化。3压裂液的优化设计压裂施工过程中，除了要着重考虑压裂液粘度61压裂液的优化设计设计目的进行压裂液优化设计的根本目的是获得最佳和最经济的压裂液体系，以完成给定的压裂施工任务。设计原则从储层特征入手，在满足压裂工艺要求的前提下，应首选品质上乘、性能优良、经剂有效的各种添加剂，经室内试验达标而成的压裂液体系及其配方。必须认真对待压裂液对储层造成的伤害，及其减缓措施。下图是油井或选择压裂液的区别压裂液的优化设计设计目的62油井水敏性很强？否是水敏？否低压？参照气井原油或乳化压裂液低压？是否是否是用胶凝油压裂胶凝油加氮气95℃小于95℃大于95℃95℃小于95℃大于95℃低PH值的交联压裂液加25%CO2120℃小于120℃大于120℃泡沫压裂液泡沫质量70-75%钛或锆交联的压裂液加25%N2油井水敏性很强？否是水敏？否低压？参照气井原油或乳化压裂液低63气井110℃小于110℃大于110℃低压（或者水敏）65℃非钛或锆交联胍胶胍胶有机硼是否要求长缝？不用交联剂低压（或者水敏）是非是小于65℃大于65℃非是150℃小于150℃大于150℃120℃小于120℃大于120℃泡沫压裂液泡沫质量70-75%或低PH值的交联压裂液加25%CO2低PH值的交联压裂液加25%CO2钛或锆交联的压裂液加25%N2钛或锆交联HPG气井110℃小于110℃大于110℃低压65℃非钛或锆交联胍64压裂液优化方法根据储层基本资料初步选取压裂液基本类型预计的裂缝几何形状及压裂液用量施工过程中裂缝中的温度场和流场根据裂缝中温度场对压裂液进行分段优化压裂液流变性研究现场实施方法与可操作性计算压裂液添加剂及配方数据库用户报告现场实施数据资料收集压裂液数据库缺省流变性压裂液对地层的伤害研究压裂液根据储层基本资料初步选取压裂液基本类型预计的裂缝几何形65材料优化模式研究-压裂液材料优化模式研究-压裂液66优选压裂液所应具备的基本特性在评价优选压裂液的过程中，应考察压裂液：与工程条件的匹配对储层的伤害程度配制时的可操作性优选压裂液所应具备的基本特性在评价优选压裂液的过程中，应考察67压裂液与压裂工程条件的匹配为了高速传递液体压力，克服储层的破裂压力，起到压开裂缝作用。压裂液应具备：较高的压裂液效率；较低的粘度降落;较小的压缩系数;较低的管路摩阻压降。为了携带支撑剂进入人工水力裂缝，完成在缝中铺置支撑剂的任务,压裂液应具有：较高的粘弹性能足以携带高浓度的支撑剂；较好的耐温、耐剪切能力。压裂液与压裂工程条件的匹配为了高速传递液体压力，克服储层的破68降低压裂液对储层的伤害储层物性和粘土矿物组分对压裂液的性能要求：对储层基质渗透率的伤害低；造壁滤失能力低；残渣少、残胶低、减缓对储层孔隙喉道的堵塞；表面张力低、接触角大，以克服高手管压力造成的压裂液水锁；粘土稳定能力好，以避免粘土的运移、膨胀造成储层渗透率的下降；压裂液的类型和性质不应改变储层岩石性的转变。储层流体的物化性质对压裂液的性能要求：所用压裂液与储层流体不产生油水乳化现象；所用压裂液与储层流体不产生沉淀。降低压裂液对储层的伤害储层物性和粘土矿物组分对压裂液的性能要69用途：在水基液适用的地层条件，普遍用于油井增产、水井增注的中深井压裂作业。主要特点：低摩阻加重压裂液体系是在常规压裂液基础上，添加加重剂，增大压裂液密度，从而增加静液柱压力，降低施工泵压，同时采用延迟交联技术，有效降低施工摩阻。(1)与地层岩石和地下流体的配伍性；剪切稳定性和热稳定性及耐温性实验报告岩芯基质渗透率损害率≤25%；破胶性能可通过返排液的试验分析获得。1g/cm3的KCL，建议采用10%HCL为基础酸液体系。投产时间，产量和油水分析的跟踪记录。施工中，油水比波动影响砂比的稳定。粘度随剪切速率的变化而改变，剪切应力与剪切速率之间有多个参数。基液:原油、汽油、柴油、煤油、凝析油6压裂液滤失的三个过程储层类别（油或气层）、井深、储层的温度、压力系数等。6m井段反应后残酸，以1%NaOH溶液进行滴定：当PH达到7之前，残酸无明显变化，溶液澄清透明。破胶性能可通过返排液的试验分析获得。静态滤失性：滤失系数≤1.田菁胶破胶液中粒径小于10μm的颗粒占总残渣量的90%，羟乙基田菁冻胶的情况略高于此数，达到96.压裂液配制的可操作性现场配制要求：配制简单，易于操作，配液时间短，劳动强度低，工作时效高；性能可控，便于现场及时调整。经济因素要求：成本低，经济易行；货源广，易于准备。用途：在水基液适用的地层条件，普遍用于油井增产、水井70优选压裂液所应必备的储层和

工艺设计参数优选压裂液必须采集准确可靠的有关参数：储层特征工艺要求现场施工条件优选压裂液所应必备的储层和

工艺设计参数优选压裂71与储层特征有关的参数储层基本参数；储层类别（油或气层）、井深、储层的温度、压力系数等。储层岩心物性：渗透率、孔隙度、含油饱和度、孔隙结构、胶结状况与粘土矿物组分和五敏试验结果等。储层流体特性：原油的基本物化性能：粘度、组分和密度等；地层水的性能：组分、矿化度、水型和束缚水饱和度等；天然气的组分、压缩系数等参数。与储层特征有关的参数储层基本参数；储层类别（油或气层）、井深72与工程有关的参数与工艺要求有关的参数施工规模：施工用液量、施工时间、排量、加砂量、平均砂液比和最大砂液比；施工压力：估算施工时的破裂压力、工作压力、延伸压力和瞬间停泵压力等：施工的泵注方式；施工的管柱结构；压裂设备情况：上水能力、交联剂及其它添加剂的加入方式和能力。现场施工条件现场的配液方式及设备：压裂液出配液站配制或现场配制；配液及压裂施工时的环境温度；配液罐的容积和应考虑的附加量；现场取样方式。与工程有关的参数与工艺要求有关的参数73确定压裂液配方（1）确定压裂液类型确定压裂液类型时，必须综合考虑储层特征和工艺要求。根据储层岩心的敏感性试验结果。如强水敏油层，应考虑采用油基压裂液、酸化压裂液或泡沫压裂液等不含水相或水相较少的。根据储层压力系数。如压力系数过低，应考虑采用泡沫压裂液或水基增能压裂液。根据储层流体性质。如施工目的层为气层，必须考虑水相和油相进入储层对气相透率的影响程度。根据储层埋深。目前在深井（＞3000m）或超深井（＞5000m）的压裂施工中主要使用的还是水基冻胶压裂液。根据储层温度。目前在温度高于120℃的储层压裂改造中使用的主要是水基冻胶压裂液。施工规模。施工预测泵压。确定压裂液配方（1）确定压裂液类型74确定压裂液配方（2）确定添加剂类型现以水基冻胶压裂液为例，简述确定添加剂时应考虑的问题。确定基本的添加剂类型：稠化剂、交联剂、破胶剂、助排剂、PH调节剂、杀菌剂和粘土稳定剂是水基冻胶压裂液体体系中必须的添加剂。针对不同储层特征选择添加剂低温储层应考虑使用低温破胶活化剂；高温储层应考虑使用温度稳定剂；储层原油如易与压裂液的破胶液发生乳化，则应考虑加入破乳剂；高滤失储层应考虑使用降滤剂；储层流体如含有Ca2+、Mg2+等易结垢的离子，应考虑使用阻垢剂。确定压裂液配方（2）确定添加剂类型75确定压裂液配方（3）确定添加剂类型根据工艺特点考虑的添加剂：采用N2或CO2助排时，应考虑加入起泡剂；使用烃类（柴油）降滤剂时可以考虑添加分散剂，使烃类降滤剂均匀分散在压裂液中，以获得更好的降滤效果。确定添加剂用量根据储层温度和施工时间确定稠化剂、交联剂、PH调节剂和破胶剂用量；根据储层流体性质、油藏、气藏、选择助排剂的类别；根据地层粘土矿物含量与类型选择粘土稳定剂的类型和用量；根据耐温耐剪切性能和破胶性能确定交联剂和破胶剂加入程序；根据压裂液性能、经济优化的原则选择其它添加剂用量。确定压裂液配方（3）确定添加剂类型76压裂液配方性能评价按压裂液性能及评价方法和标准对确定的压裂液进行性能评价。根据评价标准和压裂工艺要求，调整压裂液配方，使之达到设计要求。最终确定出施工中将要使用的压裂液配方、用量及现场质量控制的性能指标。压裂液配方性能评价按压裂液性能及评价方法和标准对确定的压裂液774压裂液现场质量控制与评估4压裂液现场质量控制与评估78根据压裂液优化设计的结果稠化剂交联剂破乳助排剂检查各种添加剂助排剂：按照SY/T5755-1995标准评价粘土稳定剂：执行SY/T5762-1995标准瓜胶：按SY/T5764-1995标准评价香豆子：按SY/T5766-1995标准评价杀菌剂：按SY/T5890-1993标准评价交联剂：按SY/T6216-1996标准评价降滤失剂：按SY/T6215-1996标准评价表观粘度、稠度系数、流态指数等实验结果剪切稳定性和热稳定性及耐温性实验报告初滤失、滤失系数及有关防滤剂的实验报告压裂液对基质的伤害实验报告压裂液破胶实验报告压裂液的摩阻、破乳、残渣等实验报告压裂液质量控制模式（1）热稳定剂防膨剂PH值调节剂配液用水的质量是配制高质量压裂液的关键。水分析可以检测出影响压裂液质量的组分。压裂用水必须进行质量检测。水分析可以检测出可能改变压裂液性能的成分：污染物的浓度、温度、污染物和液体的接触时间、体系的pH值等以下指标是基本要求。细菌（<105/ml）；铁离子（＜20ppm）磷酸盐（＜5ppm）；温度（5～35℃）PH值（6～8）；硬度和密度；固相

施工期间：计量交联泵的排量，交联比是否合适；观察延迟交联时间和粘弹性能；计量破胶剂加入量，及时调整追加的破胶剂量。施工以后：确定各种添加剂的实际使用量；确定每罐中基液实际使用量；强制闭合或裂缝闭合时，检查压裂液的放喷情况；确定排出的压裂液是否破胶；确定压裂液的排出量，计算压裂液的返排效率；测定返排液的PH值、粘度等。根据压裂液优化设计的结果稠化剂交联剂破乳助排剂检查各种添加剂79压裂液质量控制模式（2）配液准备：分析水中溶解和悬浮的成分；确定基液粘度和PH、温度的关系；确定交联时间控制的方法；做破胶试验，确定破胶剂用量；检查各种添加剂的数量、种类和性能；配液工作：清洗储液罐；在储液罐中加入杀菌剂；测量储液罐中的实际水量；确定每罐配液所需添加剂量；按优化设计要求配制基液；必要时调节PH值和基液粘度；配制交联液；做小型试验，验证交联性能；交联剂：延迟时间与PH的关系、交联比、挑挂性、耐温耐剪切性能稠化剂：粘度、增粘时间破胶剂：破胶时间与用量的关系仪器：混调器、水浴锅、粘度计未有粘度形成：未加稠化剂—加适当浓度的稠化剂胶粉水化的ＰＨ值不适当—用适当的缓冲溶液调整水的ＰＨ值过高——用HCl调ＰＨ水温太低——长时间老化或加热液体已形成粘度，但粘度偏低未加够稠化剂——补加够稠化剂配液用水超量——减少用水量或增加稠化剂形成“鱼眼”或“团块”——补加稠化剂

PH值太高——降低PH值，增加搅拌时间已形成设计粘度，放置明显降低存在氧化剂—加还原剂中和ＰＨ值小于４—提高ＰＨ细菌—先提pH到10以上并保持４小时交联太快：体系的PH值不适当—调整PH值交联剂浓度太高—降低交联剂用量体系的延迟剂浓度太低—增加延迟剂用量体系的促进剂浓度太高—降低促进剂用量温度较高—交联时间取决于开始温度、搅拌强度添加剂的相互干扰—不用或更换添加剂压裂液质量控制模式（2）配液准备：交联剂：延迟时间与PH的关80体系的PH值不适当—调整PH值交联剂浓度太低—增加交联剂用量体系的延迟剂浓度太高—降低延迟剂用量体系的促进剂浓度太低—增加促进剂用量添加剂的相互干扰—不用或更换添加剂溶液粘度较低—使胶粉完全水化或补加稠化剂增加粘度含有磷酸盐—增加交联剂用量含有铁离子—提高PH值压裂液质量控制模式（3）破胶太快破胶剂浓度高——调整浓度交联剂浓度低——调整浓度冻胶稳定剂用量低——调整浓度体系的PH值不适当——调整PH值溶液粘度低——使胶粉完全水化或补加稠化剂增加粘度细菌——加入杀菌剂添加剂不配伍——不用或更换添加剂破胶剂浓度低——调整浓度交联剂浓度高——调整浓度冻胶稳定剂用量高——调整浓度体系的PH值不适当——调整PH值添加剂不配伍——不用或更换添加剂交联太慢破胶太慢现场常见问题及其解决方法的建议体系的PH值不适当—调整PH值压裂液质量控制模式（3）破胶太81压裂液压后评价（1）（1）采集并整理必须的现场资料压前压裂液的准备记录备水、备料量。添加剂的实际加入顺序。压裂液的基本性能：基液的表观粘度、PH值和交联性能。施工中压裂液的连续记录施工泵压、排量、用液量、施工时间、各阶段详细记录。施工曲线和监测曲线。破胶剂追加量（如有必要）。交联剂添加记录。取样及其性能记录。剩余基液量、交联液量记录。压后压裂液的管理记录压后关井时间及井口压力记录。不同返排时间压裂液破胶液性能（粘度和pH值）、相应井口压力和总返排量记录。投产时间，产量和油水分析的跟踪记录。压裂液压后评价（1）（1）采集并整理必须的现场资料82压裂液压后评价（2）（2）采集现场样品添加剂样品。配液水样。配制好的基液和交联液样品。返排液样品。（3）现场资料的分析评价。摩阻性能可通过对施工的压力曲线分析获得。压力液效率可由压后压力监测曲线分析得到。破胶性能可通过返排液的试验分析获得。返排能力则可跟据压后的返排液总量与泵入地层液体的总量计算出的返排率进行评价。（4）现场样品的再评价添加剂的性能检测入井压裂液配方评价返排液样品评价压裂液压后评价（2）（2）采集现场样品83超低浓度压裂液（羧甲基体系）PEG超级瓜胶压裂液低分子压裂液（可重复使用）清洁压裂液(清洁泡沫压裂液）VES-CO2压裂液UTTA-超薄粘沾剂压裂用微乳剂超低密度支撑剂提高树脂和纤维支撑剂5国外压裂液新型材料研究进展超低浓度压裂液（羧甲基体系）5国外压裂液新型材料研究进展84新型超低浓度压裂液体系2000年，国外BJ公司研发提出了HY-CMG胍胶体系；它由聚合物、缓冲剂、交联剂和破胶剂组成。聚合物是一种高屈服应力的羧甲基瓜尔胶（high-yieldCMG）；聚合物用量仅约为常规聚合物用量1/2，一般使用浓度为0.18～0.30%；适用地层温度：93～121℃；目前国外已有超过500口井的使用。新型超低浓度压裂液体系2000年，国外BJ公司研发提出了HY85超级瓜胶压裂液体系低稠化剂浓度＋低残渣精细加工改性瓜胶，俗称超级瓜胶（PEG）；0.22－0.30％降低残渣伤害，提高导流能力18%降低压裂液成本（20～30%）较低的粘度，有利控制裂缝缝高改善压裂效果，提高返排率0.3％的PEG是同等浓度常规压裂液粘度的2倍0.23％的PEG与0.3%常规压裂液粘度相当2003年第一次应用，迄今在所有施工井有95％采用该体系井温65℃～115℃PEG:0.22～0.26％Ke:0.01md超级瓜胶压裂液体系低稠化剂浓度＋低残渣精细加工改性瓜胶，俗称86低分子胍胶压裂液体系R.Hanes等人研制了新型低分子瓜胶（LMW）分子设计技术，形成粘弹性压裂液体系（HPF）——LMWLMW链长只有常规瓜胶的1/25，排列密度高、低分子量分子量17-30万，比常规压裂液分子量小约210万粘度稳定，耐剪切性好液体滤失控制好滤饼，对裂缝表面损害较小不使用破胶剂，返排率高重复使用对裂缝导流能力没有损害液体回收，重复利用减少环境污染、节约成本。低分子胍胶压裂液体系R.Hanes等人研制了新型低分子瓜胶（87清洁压裂液体系无聚合物压裂液无残渣滞留堵塞裂缝。20/40目支撑剂、38度和1000psi常规聚合物压裂液滞留残渣将破坏裂缝和堵塞支撑剂。此测试结果是用30-lbm硼酸盐作交联剂，用酶作破胶剂在20/40目支撑剂、38度和1000psi。瓜胶用甲基蓝染色清洁压裂液无残渣，对裂缝渗透率保持高，主要缺点是成本高，国外现场施工超过20000井次，仅2002年就超过6000井次清洁压裂液体系无聚合物压裂液无残渣滞留堵塞裂缝。20/4088CO2与VES混合后，粘度低，缝高控制好，可得长缝；CO2可形成弱酸性环境，抑制粘土；CO2与VES混合后的产量效果好于瓜胶和CMHPG与CO2混合。VES-CO2压裂液CO2与VES混合后，粘度低，缝高控制好，可得长缝；VES-89UTTA-超薄粘着剂用于稳定颗粒运移UTTA-超薄粘着剂用于稳定颗粒运移90Barnett页岩气藏用微乳剂提高压裂液返排率和裂缝作用面积压裂用微乳剂Barnett页岩气藏用微乳剂提高压裂液返排率和裂缝作用面91对压裂液粘度要求低；可提高砂比，实现高导；对施工排量要求低；沉降速度低，有利于控制缝高而增加支撑缝长。低密度支撑剂＋低粘压裂液＋低排量四大优点：视密度仅1.25g/cm3，在56MPa闭合应力下渗透率可达40达西以上视密度1.25的高强超低密度支撑剂对压裂液粘度要求低；低密度支撑剂＋低粘压裂液＋低排量四大优点92树脂包裹支撑剂——控制支撑剂回流过去不能满足压后快速返排需要，目前新的树脂包裹支撑剂，固结时间短，形成的固结强度满足快速返排需要。在SouthTexas油田高温超深井中应用并取得了好的效果室内试验高闭合应力下导流能力超过高密度支撑剂新型纤维

（PropNET

）FiberFRAC纤维基压裂液固结支撑剂剖面，控制回流提高压裂液的支撑剂输送能力有助于支撑剂悬浮直到裂缝闭合，避免支撑剂快速沉降

树脂和纤维支撑剂树脂包裹支撑剂——控制支撑剂回流新型纤维（PropNET93羟丙基胍胶压裂液体系羧甲基胍胶压裂液体系聚合物压裂液体系疏水缔合物压裂液体系油基压裂液体系乳化压裂液体系黏弹性表面活性剂压裂液体系自清洁低伤害压裂液体系增能生热压裂液体系低摩阻加重压裂液体系6采油院已有压裂液体系羟丙基胍胶压裂液体系6采油院已有压裂液体系94羟丙基胍胶压裂液体系

用途：在水基液适用的地层条件，普遍用于油井增产、水井增注的中深井、深井压裂作业。特别可完成高砂比，大砂量、宽造缝、深穿透的高难度压裂。主要特点：羟丙基胍胶压裂液体系具有粘度高，造缝性能好，悬带支撑剂能力强，粘度的可调和可控性好。滤失系数低，液体效率高，高流动时摩阻低于清水。应用情况：羟丙基胍胶压裂液体系是目前最为成熟的压裂液体系，广泛应用于储层压裂改造中，收到了良好的增产效果，已成为新疆油田压裂增产措施中最主要的压裂液体系。

羟丙基胍胶压裂液体系用途：在水基液适用的地层条件，95性能指标：交联时间：10s～300s；耐温耐剪切性：在20～140℃、170s-1下剪切1～3h，表观黏度≥60mPa·s。破胶性能：破胶液粘度≤5mPa·s，破胶时间≤720min，破胶液表面张力≤28.0mN/m；黏弹性：储能模量≥1.5Pa，耗能模量≥0.3Pa；静态滤失性：滤失系数≤1.0×10-3；动太滤失性：滤失系数≤9.0×10-3；岩芯基质渗透率损害率≤30%；动态滤失渗透率损害率≤60%残渣含量≤600mg/L；降阻率≥50%。性能指标：96羧甲基胍胶压裂液体系用途：该压裂体系普遍用于油井增产、水井增注的中深井、深井压裂作业，可解决碱性敏感油水层压裂问题，同时还可完成高砂比，大砂量、宽造缝、深穿透的高难度压裂。主要特点：羧甲基胍胶压裂液体系包含酸性碱性两种冻胶压裂液体系，对油层的适应性比较强，具有用量低，悬带支撑剂能力强，粘度的可调和可控性好；滤失系数低，液体效率高等特点。应用情况：该羧甲基胍胶压裂液体系已在准噶尔盆地压裂施工中应用，累计施工10井次，增产效果明显。

羧甲基胍胶压裂液体系用途：该压裂体系普遍用于油井增97性能指标：交联时间：10s～180s；耐温耐剪切能力：在35～120℃、170s-1下剪切1～2h，表观黏度≥60mPa·s。破胶性能：破胶液粘度≤5mPa·s，破胶时间＞3h，破胶液表面张力≤30.0mN/m；粘弹性：储能模量≥1.0Pa，耗能模量≥0.4Pa；静态滤失性：滤失系数≤1.0×10-3；动太滤失性：滤失系数≤9.0×10-3；岩芯基质渗透率损害率≤30%；动态滤失渗透率损害率≤50%残渣含量≤150mg/L；降阻率≥40%。

性能指标：98聚合物压裂液体系

用途：在水基液适用的地层条件，普遍用于油井增产、水井增注的中深井压裂作业。主要特点：聚合物压裂液体系具有破胶彻底、摩阻低、耐温能力强、较羟丙基胍胶压裂液体系残渣少，其残渣含量为常规羟丙基胍胶压裂液的1/10。应用情况：该聚合物压裂液体系在石西油田、陆梁油田、采油二厂等进行广泛应用，目前已施工200余井次，取得了良好的增产效果。聚合物压裂液体系用途：在水基液适用的地层条件，普遍99性能指标：交联时间：20s～180s；耐温耐剪切能力：在20～120℃、170s-1下剪切1～2h，表观黏度≥60mPa·s。破胶性能：破胶液粘度＜5mPa·s，破胶时间＜720min，破胶液表面张力≤28.0mN/m；粘弹性：储能模量≥1.0Pa，耗能模量≥0.3Pa；静态滤失性：滤失系数≤1.0×10-3；动态滤失性：滤失系数≤9.0×10-3；岩芯基质渗透率损害率≤25%；动态滤失渗透率损害率≤60%;残渣含量≤75mg/L；降阻率≥30%。性能指标：100疏水缔合物压裂液体系

用途：疏水缔合物压裂液体系在水基液适用的地层条件，主要运用于强水敏性地层，特殊油藏的压裂改造作业。主要特点：该压裂液原液晶莹透亮，使用粘度低、具有良好的耐温、抗盐、耐剪切性能、携砂性能好、易破胶返排、对地层伤害小等优点。应用情况：疏水缔合物压裂液体系在股份公司预探井中成功施工6井次，应用效果较好。

疏水缔合物压裂液体系用途：疏水缔合物压裂液体系在水101性能指标：交联时间：5s～240s；耐温耐剪切性：在50～110℃、170s-1下剪切1～2h，表观黏度≥60mPa·s。破胶性能：破胶液粘度≤5mPa·s，破胶时间≤720min，破胶液表面张力≤28.0mN/m；静态滤失性：滤失系数≤1.0×10-3；动态滤失性：滤失系数≤9.0×10-3；岩芯基质渗透率损害率≤30%；动态滤失渗透率损害率≤60%残渣含量≤100mg/L；降阻率≥50%。

性能指标：102油基压裂液体系

用途：油基压裂液适用于低压、偏油润湿、强水敏地层。主要特点：属于易燃物，易燃烧，成本高，摩阻比水大，滤失量大，油的相对密度小，液柱压力低，有利于低压油层压裂后的液体返排，油与地层岩石及流体相溶性好，基本上不造成水堵，乳堵和粘土膨胀与迁移而产生的地层渗透率降低。应用情况：该油基压裂液体系在石西作业区、吐哈油田成功施工200多井次，增产效果显著。

油基压裂液体系用途：油基压裂液适用于低压、偏油润湿103性能指标：交联时间：15s～300s；开口闪点≥60℃；耐温耐剪切能力：在50～100℃、170s-1下剪切1～2h，表观黏度≥50mPa·s。破胶性能：破胶液粘度＜5mP·s，破胶时间＜720min；粘弹性：储能模量≥1.0Pa，耗能模量≥0.3Pa；静态滤失性：滤失系数≤6.0×10-3；动态滤失性：滤失系数≤5.0×10-2；岩芯基质渗透率损害率≤25%；动态滤失渗透率损害率≤55%。降阻率≥35%。

性能指标：104乳化压裂液体系

用途：乳化压裂液体系用于水敏、低压地层。主要特点：施工中，油水比波动影响砂比的稳定，滤失量低，液体效率高，对地层渗透滤伤害小，摩阻高于水或油，成本较低。应用情况：乳化压裂液体系目前在准噶尔盆地彩南整体开发压裂、采油二厂、百口泉、陆量等油田共施工300多井次，压裂生产效果显著。

乳化压裂液体系用途：乳化压裂液体系用于水敏、低压地105性能指标：交联时间：15s～300s；耐温耐剪切能力：在40～90℃、170s-1下剪切1～2h，表观黏度≥50mPa·s。破胶性能：破胶液粘度≤5mP·s，破胶时间≤720min；粘弹性：储能模量≥1.0Pa，耗能模量≥0.3Pa；静态滤失性：滤失系数≤6.0×10-4；动态滤失性：滤失系数≤9.0×10-4；岩芯基质渗透率损害率≤30%；动态滤失渗透率损害率≤60%。降阻率≥35%。性能指标：106黏弹性表面活性剂压裂液体系

用途：黏弹性表面活性剂压裂液适用于强水敏储层的压裂改造。主要特点：黏弹性表面活性剂压裂液体系是无聚合物的粘弹性液体。是在一定量盐溶液介质条件下，添加表面活性剂而形成蚯蚓状或棒状缠绕的网状胶束，此时流体表现出复杂的流变特性，形成粘弹性流体。具有剪切稳定性，零伤害性，自动破胶及低滤失等特点。应用情况：黏弹性表面活性剂压裂液体系目前施工100余井次，在石南4井区、漠北油田、石南21井区等强水敏性储层的压裂改造中取得了良好的增产效果。

黏弹性表面活性剂压裂液体系用途：黏弹性表面活性剂压107性能指标：稠化时间：15s～300s；耐温耐剪切能力：表观粘度≥20mPa·s；粘弹性：储能模量≥2.0Pa，耗能模量≥0.3Pa；岩芯基质渗透率损害率≤20%；动态滤失渗透率损害率≤40%。破胶性能：破胶时间≤720min，破胶液表观粘度≤5mPa·s；残渣含量≤100mg/L；降阻率≥50%。性能指标：108自清洁低伤害压裂液体系

用途：用于水基液适用的地层条件。主要特点：该压裂液为硼交联的植物胶压裂液体系，通过选用特殊改性的低伤害胍胶，降低稠化剂用量；同时。该压裂液具有粘度高、携砂能力强、性能稳定、低残渣、低伤害、配置方便。应用情况：该自清洁低残渣压裂液体系已在准噶尔盆地砂岩油藏压裂施工中广泛应用，累计施工20余井次，收到了良好的增产效果，已成为压裂增产措施中主要的压裂液体系。自清洁低伤害压裂液体系用途：用于水基液适用的地层条109性能指标：交联时间：10s～400s；粘温性：20～130℃，剪切性：在170s-1下剪切1～5h，冻胶粘度由1000mPa·s以上降至20mPa·s；破胶性能：破胶液粘度≤5mP·s，破胶时间≤720min，破胶液表面张力≤28.0mN/m；粘弹性：储能模量≥1.5Pa，耗能模量≥0.3Pa；静态滤失性：滤失系数≤1.0×10-4；动太滤失性：滤失系数≤8.0×10-4；岩芯基质渗透率损害率≤20%；动态滤失渗透率损害率≤30%；残渣含量≤200mg/L；降阻率≥40%。性能指标：110增能生热压裂液体系

用途：增能生热压裂液体系在水基液适用的地层条件，主要运用于储层能量低，返排困难的压裂改造作业。主要特点：增能生热压裂液体系是在常规压裂液基础上，添加一定量的生热剂，在一定的条件下反应释放出大量热量，加热压裂液及油藏近井地带，使压裂液在进入裂缝后不会对油层造成“冷伤害”，达到提高裂缝渗流能力，增加油井产能的目的；生热剂反应释放出热量，产生一定量的惰性气体，它们均匀分散在已交联的压裂液中，形成类似泡沫压裂液，大大降低滤失性，同时可以达到保持地温，加热地层，降低井筒回压，提高压裂返排速率的作用，而实现对低压渗透储层的低伤害。应用情况：增能生热压裂液体系目前施工10余井次，在准东地区储层压裂改造中取得了良好的增产效果。

增能生热压裂液体系用途：增能生热压裂液体系在水基液111性能指标：交联时间：10s～300s；粘温性：20～140℃，剪切性：在170s-1下剪切1～5h，冻胶粘度由1000mPa·s以上降至20mPa·s；破胶性能：破胶液粘度≤5mP·s，破胶时间≤720min，破胶液表面张力≤28.0mN/m；粘弹性：储能模量≥1.5Pa，耗能模量≥0.3Pa；静态滤失性：滤失系数≤1.0×10-3；动太滤失性：滤失系数≤8.0×10-3；岩芯基质渗透率损害率≤30%；动态滤失渗透率损害率≤50%；残渣含量≤500mg/L；降阻率≥50%。

性能指标：112低摩阻加重压裂液体系

用途：低摩阻加重压裂液体系在水基液适用的地层条件，主要运用于储藏深，地层破裂压力大的中深井、深井的压裂施工作业。主要特点：低摩阻加重压裂液体系是在常规压裂液基础上，添加加重剂，增大压裂液密度，从而增加静液柱压力，降低施工泵压，同时采用延迟交联技术，有效降低施工摩阻。应用情况：低摩阻加重压裂液体系目前在新疆油田公司重点预探井及风城作业区成功施工10余井次，应用效果良好。

低摩阻加重压裂液体系用途：低摩阻加重压裂液体系在水113性能指标：压裂液密度介于1.15g/cm3～1.50g/cm3；交联时间：100s～500s；粘温性：80～140℃，剪切性：在170s-1下剪切1～5h，冻胶粘度由1000mP·s以上降至20mP·s；破胶性能：破胶液表观粘度≤5mPa·s，破胶时间≤720min，破胶液表面张力≤28.0mN/m；粘弹性：储能模量≥1.5Pa，耗能模量≥0.3Pa；静态滤失性：滤失系数≤1.0×10-3；动态滤失性：滤失系数≤6.0×10-3；岩芯基质渗透率损害率≤30%；动态滤失渗透率损害率≤50%；残渣含量≤500mg/L；降阻率≥40%。

性能指标：1147应用实例井号：西湖1井井别：预探井地理位置：位于新疆维吾尔自治区乌苏市西南部约4.50km处，距西3井东南0.761km、距西5井西南0.864km、距西参2井西偏北3.750km处。

构造位置：位于准噶尔盆地南缘山前冲断带四棵树凹陷西湖背斜。

钻探目的：查明四棵树凹陷西湖背斜含油气性；录取资料，为该区的中、下组合进一步勘探研究提供基础资料。

完井方式：套管射孔完井射孔弹：POWERJET3406

射孔孔眼数：393射孔孔眼直径：9.4mm

完钻日期：2010年11月8日完井日期：2010年11月日

完钻层位：侏罗系西山窑组完钻井深:

6268.00m

目的层温度:140.0℃地层压力:116-120MPa

目前人工井底：6185.7m目的层位钻井泥浆密度：2.01-2.03g/cm2

措施目的层段（m）：J3q：6139.0-6160.0m

射孔厚度21m，跨度21m。

7应用实例井号：西湖1井井别：预探井地理位115压裂改造技术难点①储层物性差、埋藏深、杨氏模量和泊松比偏高导致地层破裂压力高，压开地层的难度很大，对压裂设备和管柱的承压要求很高；②压裂材料的性能要求很高；支撑剂必须保证在高闭合应力提供足够的导流能力；压裂液必须满足高温下能顺利携砂；同时具备低的摩阻；③施工方式受限制，受到套管承压的限制，一般采用封隔器来保护套管。选择油管施工，因直径较小增加了管路摩阻；④施工参数受限，由于压裂液在泵注过程中沿程摩阻受施工排量的影响极大，提高施工排量，沿程摩阻就会成倍增加，所以施工排量很难提高。施工排量提不高，必然导致水力压裂裂缝宽度受到影响，所以在低排量压裂的条件下很难压开宽裂缝。即便压开裂缝，因为排量低，在施工过程中难以提高砂液比，加大施工规模，也很难形成高导流能力的宽缝，且很容易造成砂堵，导致施工失败。⑤特低渗储层一般需要造长缝，采用大液量、大砂量、施工时间长,增加了施工的风险；⑥提高施工成功率难度大；（1）受高压作业条件的限制，压裂设备及井下管柱、工具出现故障的机率增加；（2）受施工排量的影响，压开裂缝的宽度受到限制；（3）由于井筒容积增大，导致加砂程序的控制与井下出现异常的时间差增大，给设计和施工的安全可靠性增加了难度。压裂改造技术难点①储层物性差、埋藏深、杨氏模量和泊松比偏高导116压裂液施工管柱施工工艺常规延迟交联压裂液支撑剂高密度延迟交联压裂液常规20-40目支撑剂高强度30-50目或40-70目支撑剂4″油管+31/2″油管+27/8″油管4″油管+27/8″油管或5″套管+27/8″油管高砂比、大台阶低砂比、小台阶、多步、控制最高砂液比近井筒处理酸化预处理难点解决思路压裂液施工管柱施工工艺常规延迟交联压裂液支撑剂高密度延迟交联117技套339.7mm×3950m技套244.5mm×5400m油套177.8mm×5200m油套139.7mm×(5200-6100)m101.6mm×17.87m+114.3mm×5100.9m+88.9mm×28.5m+73mm×978.98m6139.0-6160.0mRTTS封隔器（约6082.31）落鱼：26.7m人工井底：6185.7m压裂施工管柱结构示意图

技套339.7mm×3950m技套244.5mm×5400m118

内容

项目泵注排量m3/min液柱压力MPa破裂压力MPa摩阻损失MPa井口泵压MPa

3.073.71400.04+5.6+2.2+0.2+10.885.143.573.71400.07+6.7+2.6+0.3+13.789.674.073.71400.09+7.8+3+0.3+1794.494.573.71400.1+9.1+3.5+0.3+20.599.85.073.71400.14+10.5+4+0.3+25106.24摩阻系数按清水25％计算

施工井口压力计算表

压裂液密度1.20g/cm3，破裂压力梯度0.0228MPa/m，在考虑井口及设备承压允许范围，为了最大限度提高人工裂缝宽度，施工主压裂建议采用4.0-4.5m3/min排量。

内容泵注排量液柱压力破裂压力摩阻损失井口泵压

3.073.119岩屑膨胀高度

具一定潜在的水敏性，KCL对储层防膨性针对性不强。岩屑膨胀高度具一定潜在的水敏性，KCL对储层防膨性针120西湖1井岩粉酸蚀实验结果序号酸液井段反应前岩粉重量反应后岩粉重量酸蚀率（%）110%HCL6011.65.074.668.09%210%HCL+1%HF6011.65.013.8922.36%310%HCL60695.084.5710.04%410%HCL+1%HF60695.063.922.92%510%HCL61075.034.588.95%610%HCL+1%HF61074.993.627.86%710%HCL6145.55.074.5610.06%西湖1井岩粉酸蚀实验结果序号酸液井段反应前岩粉重量反应1211、实验反应平静，无特别反应。仅6145.5井段样品加入酸液后即有大量气泡产生，但酸蚀率并不高。10%HCL溶液对岩粉的酸蚀率在10%左右。2、从实验结果看，4段井段的岩粉成分区别不大，无明显区别。3、取6011.6m井段反应后残酸，以1%NaOH溶液进行滴定：当PH达到7之前，残酸无明显变化，溶液澄清透明。当PH大于7后，产生大量沉淀。该现象在盐酸和土酸的残酸溶液中均出现。4、井内射孔液为密度1.1g/cm3的KCL，建议采用10%HCL为基础酸液体系。

5、本井酸蚀实验过程中，残酸滴定沉淀现象明显。如果采取先少量酸浸泡近井地层降低破裂压力，后续直接采用胍胶压裂液加砂，酸液二次沉淀的污染不可避免，（相比加砂压裂规模来说，酸液的量较少10-20方，地层温度较高，酸液作用范围极其有限，对总的渗流能力应该影响不大）。1、实验反应平静，无特别反应。仅6145.5井段样品加入酸液122酸液主要性能表项目酸液性能指标密度（常温），g/cm31.05-1.07腐蚀速度（130℃，静态，4h），g/m2.h17.8缓速率（90℃，静态，4h），%≥70表面张力（常温），mN/m≤28稳定铁离子能力（常温），mg/L≥800与原油破乳率（90℃，1h），%≥951、施工采用预前置酸处理，降低地层破裂压力，本井属高温深井，因此要求酸液具有良好的缓蚀和缓速性能，以降低酸液对油套管的腐蚀合提高酸液作用距离，选用含10%盐酸的高温缓速酸体系进行本次施工。配方组成：10%HCL+0.2%降阻剂+0.5%活性剂+4%缓蚀剂+4%缓蚀增效剂+1%破乳剂+1%铁稳剂+2%粘土稳定剂+1%互溶剂。

施工液体选择酸液主要性能表项目酸液性能指标密度（常温），g/cm31.01232、本次施工设计采用密度1.20g/cm3的防膨水基胍胶压裂液.。这类压裂液是目前油田应用最成熟的压裂液，具有耐温性好，摩阻低，破胶彻底，携砂性能好的特点。根据解释地层破裂压力高（140MPa），施工井口油压高，针对加砂压裂井口油压高，采用压裂液加重，增加液柱压力，从而达到降低井口施工压力的目的。压裂液流变曲线2、本次施工设计采用密度1.20g/cm3的防膨水基胍胶压裂124压裂液材料技术现状及进展标准版课件125压裂液材料技术现状及进展压裂液材料技术现状及进展126压裂液材料技术现状及进展

压裂液基础知识压裂液的伤害机理压裂液的优化设计压裂液现场质量控制与评估国外压裂液新型材料研究进展采油院已有压裂液体系应用实例压裂液材料技术现状及进展压裂液基础知识127压裂液的组成压裂液及其性能要求压裂液类型压裂液添加剂压裂液的流变性压裂液滤失的三个过程1压裂液基础知识压裂液的组成1压裂液基础知识128前置液携砂液顶替液（完整的压裂泵注程序中还可以有清孔液、前垫液、预前置液）1.1压裂液的组成前置液1.1压裂液的组成129(1)与地层岩石和地下流体的配伍性；(2)有效地悬浮和输送支撑剂到裂缝深部；(3)滤失少；(4)低摩阻；(5)低残渣、易返排；(6)热稳定性和抗剪切稳定性。1.2对压裂液的性能要求(1)与地层岩石和地下流体的配伍性；1.2对压裂液的性能130水基压裂液油基压裂液乳化压裂液泡沫压裂液液化汽压裂液酸基压裂液1.3压裂液类型水基压裂液1.3压裂液类型131发展活性水压裂液稠化水压裂液水基冻胶压裂液水基冻胶压裂液组成水＋稠化剂（成胶剂）成胶液（基液）水＋交联剂＋添加剂交联液(冻胶)1水基压裂液发展1水基压裂液132植物胶及衍生物

—胍胶Guar(GHPGCMHPG)—田菁Sesbania(THPTHPCMT)纤维素衍生物

—羧甲基纤维素钠盐（CMC）

—羟乙基纤维素（HEC）

—羧甲基羟乙基纤维素（CMHEC）(1)稠化剂植物胶及衍生物(1)稠化剂133工业合成聚合物聚丙烯酰胺(PAM)：有胶体、乳液、粉剂三种部分水解聚丙酰胺（PHPAM）甲叉基聚丙烯酰胺（MPAM）生物聚多糖(黄原胶)工业合成聚合物134

两性金属（非金属）含氧酸盐

硼酸盐、铝酸盐、锑酸盐和钛酸盐等弱酸强碱盐无机盐类两性金属盐

如硫酸铝、氯化铬、硫酸铜、氯化锆等强酸弱碱盐无机酸脂如钛酸脂、锆酸脂醛类

甲醛、乙醛、乙二醛等(2)交联剂两性金属（非金属）含氧酸盐(2)交联剂135生物酶体系适用温度21~54℃，pH值范围pH=3~8，最佳pH=5。氧化破胶剂适用于pH=3~14。普通氧化破胶剂适用温度54~93℃，延迟活化氧化破胶剂适用温度83~116℃。常用氧化破胶剂是过硫酸盐有机弱酸很少用作水基压裂液的破胶剂适用温度大于93。油基压裂液中典型的破胶剂是醋酸盐、氧化钙和/或氨水溶液。(3)破胶剂生物酶体系(3)破胶剂136适应性:水敏性地层、有些气层发展:矿场原油稠化油冻胶油基液:原油、汽油、柴油、煤油、凝析油稠化剂:脂肪酸皂(脂肪酸铝皂、磷酸脂铝盐等)2油基压裂液适应性:水敏性地层、有些气层2油基压裂液137油基压裂液特点：（1）容易引起火灾。（2）易使作业人员,设备及场地受到油污。（3）基油成本高。（4）溶于油中的添加剂选择范围小，成本高，改性效果不如水基液。（5）油的滤失量大。（6）油的粘度高于水，摩阻比水大。（7）油的相对密度小，液柱压力低，有利于低压油层压裂后的液体返排，但需提高泵注压力。（8）油与地层岩石及流体相容性好，基本上不会造成水堵，乳堵和粘土膨胀与迁移而产生的地层渗透率降低。油基压裂液特点：138类型：水外相型油外相型常用：两份油+一份稠化水(聚合物)

油相<50%，压裂液粘度太低

>80%，不稳定或粘度太高适用范围：水敏，低压地层3乳化压裂液类型：水外相型3乳化压裂液139乳化压裂液特点：（1）乳化作用使体系具有一定的粘度，粘度大小因乳化材料和所加入的比例而差异较大。施工中，油水比波动影响砂比的稳定。（2）滤失量低，液体效率高，对地层渗透率伤害小。（3）乳状液摩阻一般高于水和油。（4）乳状液用油两低于油基液，因而成本较油基液低。乳化压裂液特点：140适用范围

K<1mD，粘土含量高的砂岩气藏低压、低渗浅油气层压裂组成液相+气相+添加剂泡沫液液相:清水、盐水、冻胶水、原油或成品油、酸液气相氮气、二氧化碳、空气、天然气等4泡沫压裂液适用范围组成