新型压裂液概述

王栋中原油田采油工程技术研究院低渗油藏研究所f新型压裂液概述电话箱：zyofwd@163.com一、压裂及压裂液基础知识二、中原油田压裂发展史三、压裂液研究进展四、新型压裂液体系目录一、压裂及压裂液基础知识压裂的定义

压裂就是利用地面高压泵车(组)，以高于储层吸入能力的速度，向井下注入高粘度压裂液，使井筒内压力增高，一直达到克服地层的压缩应力和岩石的张力强度，岩石出现破裂，形成对称于井眼的裂缝的过程。压裂的作用与目的

在注入压裂液时携带一定粒径的固体支撑物（粒径0.4～1.0mm的天然石英砂或人造高强度陶粒），使其按需要模式停留在裂缝里，使支撑裂缝保持一定的张开程度。在压裂液破胶返排后，这些裂缝为地层中的油气提供了高导流能力的通道，从而提高了油气井的产量。压裂工艺压后管理压裂液压裂液压裂工艺

压后管理低伤害压裂工艺储层特征气价?压裂的内涵与发展方向压裂液及其作用

压裂液是压裂改造油气层过程中的全部工作液。它起着传递压力、形成地层裂缝和沿着张开的裂缝输送支撑剂的作用。压裂液是个总称，注入井内的压裂液在不同的阶段有各自的任务。1.滤失量低;2.悬浮性能好;3.摩阻损失小;4.对地层渗透率损害小（配伍性好、低残渣、易返排）;5.性能稳定（热稳定性、剪切稳定性）；6.成本低。对压裂液的性能要求对地层降温冷却和预处理，以减少后续主工作液对地层的伤害。一般为活性水。传递压力，使地层破裂，产生裂缝以备后面的携砂液进入。在温度较高的地层，它还可以进一步起到降温作用。一般为高粘冻胶。将支撑剂带入裂缝中并将砂子分布在预定的位置上。同时可使裂缝延伸和继续冷却地层。它在压裂液中的份量最大。一般为交联冻胶。将携砂液送到预定的位置。一般为活性水。压裂液预前置液前置液携砂液顶替液对压裂液的性能要求常见压裂液类型及特性压裂液类型主要特性应用对象水基压裂液耐温性好，摩阻小，携砂能力强，成本低，操作安全砂岩或灰岩地层油基压裂液配伍性好，摩阻大，携砂能力差，成本较高，操作不安全水敏性地层醇基压裂液伤害小，易返排，耐温性差，携砂能力差，操作不安全低压，水敏性地层泡沫压裂液易返排，对油层污染小，携砂能力差，耐温性差低压，水敏性地层乳状压裂液伤害小，但摩阻很大，携砂能力差，耐温性差水敏、致密型地层酸基压裂液可提高裂缝导流能力，对设备腐蚀性强，操作不安全碳酸盐地层目前，国外广泛使用的压裂液体系包括前四类；

20世纪50年代以油基压裂液为主；

50年代末60年代初，随着胍尔胶稠化剂的问世，水基压裂液不断地发展与完善，水力压裂在油田的应用日渐广泛，增产效果也更加显著。

1969年首次使用交联胍胶压裂液；

进入70年代，由于胍尔胶稠化剂化学改性的成功，以及交联剂体系的完善，水基压裂液迅速发展，在压裂液类型中占主导地位。目前，水基压裂液在生产中的应用依然广泛，占70%以上。压裂液的发展历程水基压裂液

水基压裂液的发展经历了活性水压裂液、稠化水压裂液、水基冻胶压裂液三个阶段。(1)活性水压裂液:是表面活性剂的稀的水溶液。(2)稠化水压裂液：是以稠化剂及表面活性剂配制的粘稠水溶液，即增稠了的活性水压裂液。(3)水冻胶压裂液：是用交联剂将溶于水的增稠剂高分子进行不完全交联，使具有线性结构的高分子水溶液变成线型和网状体型结构混存的高分子水冻胶。其中亦添加了表面活性剂。它实际上就是交联了的稠化水压裂液。因为剪切敏感、温度稳定性差只适用于低温、浅井、低砂量和低砂比的小型解堵性压裂。解决了线型压裂液进行高温深井压裂施工引起的剪切敏感、温度稳定性差等许多问题。水基压裂液线型压裂液交联压裂液活性水压裂液稠化水压裂液水冻胶压裂液水＋稠化剂（成胶剂）＋添加剂1成胶液水＋添加剂2＋交联剂交联液水冻胶压裂液组成水冻胶压裂液添加剂▲稠化剂植物胶及衍生物—胍胶（羟丙基胍胶）—田箐、香豆胶、魔芋胶等纤维素衍生物—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）生物聚多糖—黄原胶工业合成聚合物—聚丙烯酰胺（PAM）—部分水解聚丙酰胺（PHPAM）—甲叉基聚丙烯酰胺（MPAM）常用的水基压裂液稠化剂及粘度性能增稠剂类型名称使用浓度/%粘度/mPa•s测量条件植物胶及其衍生物胍胶(G)0.3～0.680～230Fan35旋转粘度计在25℃，100r/min下测定。羟丙基胍胶(HPG)0.4～0.750～130田菁胶(T)0.5～0.8120～160羟丙基田菁胶(HPT)0.5～0.885～125纤维素衍生物羟乙基纤维素(HEC)0.4～0.6200～300羧甲基羟乙基纤维素(CMHEC)0.4～0.6100～200生物聚多糖黄原胶(XT)0.05～0.1100～300合成聚合物甲叉基聚丙烯酰胺(MPAM)0.4～0.6150～300▲交联剂两性金属（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—如硼酸酯、钛酸酯、锆酸酯醛类—甲醛、乙醛、乙二醛等水冻胶压裂液添加剂▲破胶剂生物酶适用温度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℃。水冻胶压裂液添加剂降滤剂：降低压裂液在施工过程中的液体滤失量

防膨剂：防止粘土水化膨胀和分散运移

杀菌剂：杀灭高分子水溶液中的细菌，保证基液不变质

助排剂：降低破胶后液体表面张力，利于返排

pＨ值调节剂：使压裂液具有一定的pH值缓冲能力

稳定剂：用来提高压裂液的耐温能力▲其它助剂水冻胶压裂液添加剂压裂液的关键

压裂液粘度控制是获得最佳压裂效果的最重要前提条件之一。压裂液的粘度控制大体分为泵送入井、造缝和排液三个阶段。由于不同阶段的粘度控制直接影响到最终的压裂效果，因而不同阶段对压裂液粘度特性的要求也就不同。压裂液的关键相应阶段的压裂液粘度控制应满足以下要求：△泵送阶段的压裂液初始粘度控制在满足悬砂和低摩阻的适中水平；△造缝阶段的压裂液粘度尽可能达到最大造缝能力的高水平；△排液阶段的水化液粘度降到最低水平。从而获得最佳的压裂效果。二、中原油田压裂技术现状现有装备机组型号投产时间主要设备情况备注仪表车（台）混砂车（台）主压车（台）史蒂文森压裂机组1985116设备严重老化，满足不了油田内部压裂需要，目前在陕北施工哈里伯顿-10001985116设备老化，不能适应高压大排量需要哈里伯顿备老化，不能适应高压大排量需要哈里伯顿-20002002128主力车组史蒂文森CO2泡沫压裂设备2002低压CO2泵车2台20m3CO2储运罐车6台引进以来，进行了6口井的CO2吞吐施工，未投入压裂施工哈里伯顿-25002008116逐渐投入现场常用压裂液体系水基冻胶压裂液

清洁压裂液二氧化碳泡沫压裂液胶凝酸酸压体系常用压裂液体系水基冻胶压裂液

1985年，引进甲叉基聚丙烯酰胺压裂液，因抗温性差，摩阻高，配制复杂，在1994年淘汰。1990年，使用羟丙基田菁(HT-21)胶压裂液，以有机钛/锆或硼酸盐做交联剂，耐温可达150℃。因质量不稳定、货源等因素，该压裂液在90年代中期被淘汰。1993年，使用羟丙基胍胶压裂液，以有机硼、有机锆、固体硼等为交联剂，耐温可达170℃。目前该压裂液体系在大面积使用。常用压裂液体系清洁压裂液2004年在中原油田试验应用，因高温下使用成本高，无法进行大规规模推广应用。2002年随二氧化碳机组引进，在文23气田试验三口井，因工艺和货源问题，未能推广。2006年随普光气田开发引进，普光2、双庙1井取得成功，使普光气田未来投产的主要措施。二氧化碳泡沫压裂液胶凝酸酸压体系水基冻胶压裂液常用化学剂成胶剂

交联剂

破胶剂羟丙基胍胶（山东大王、三力化工等）C-200有机硼C-150有机硼锆复合交联剂C-150H有机硼锆复合交联剂固体高温硼交联剂OB-99系列有机硼交联剂ZB-03高温有机硼锆复合交联剂过硫酸铵胶囊破胶剂支撑裂缝处理剂常用交联剂性能指标交联剂名称交联范围pH适用井温℃交联时间min硼砂8-11≤900.5以内C-2009.0-11.0≤1101C-1509.0-11.0≤1202～5C-150h9.0-12.5≤1302～5固体交联剂9.0-13.0≥130OB-998.0-10.090～1352～6ZB-038.0-10.0≥1352～8三、压裂液研究进展传统聚合物压裂液的伤害特征按压裂液作用位置分地层基质伤害支撑裂缝伤害液体伤害固体伤害压裂液滤饼和浓缩胶按流体性质分压裂液对储层的伤害压裂液在地层中滞留产生液堵地层粘土矿物水化膨胀和分散运移产生的伤害压裂液与原油乳化造成的地层伤害润湿性发生反转造成的伤害压裂液残渣对地层造成的损害压裂液对地层的冷却效应造成地层伤害压裂液滤饼和浓缩对地层的伤害压裂液固相堵塞来源—基液或成胶物质的不溶物—降滤剂或支撑剂中的微粒—压裂液对地层岩石浸泡而脱落下来的微粒—化学反应沉淀物等固相颗粒。作用—形成滤饼后阻止滤液侵入地层更远处，提高了压裂液效率，减少了对地层的伤害；—它又要堵塞地层及裂缝内孔隙和喉道，增强了乳化液的界面膜厚度而难破胶。压裂液浓缩压裂液的不断滤失和裂缝闭合，导致交联聚合物在支撑裂缝内的浓度越来越高（即浓缩）。支撑剂铺置浓度对压裂液浓缩因子有较大影响，随着铺砂浓度降低，压裂液浓缩因子提高，此时不可能用常规破胶剂用量实现高浓缩压裂液的彻底破胶，形成大量残胶而严重影响支撑裂缝导流能力。常规胍胶压裂液的伤害机理

除水不溶物外，半乳糖支链破胶过程被切除造成额外的残渣OOnOHOHHOOHOHOHHO2CH2CHOOHHO2CHOOOOOHOHHOOH2CHOmOHOHHO2CHOOHHO2CHOOORO侧基去除，主链向纤维素的螺旋结构转化，引起聚合物水溶性降低，产生次生残渣胍胶残渣对导流能力的伤害图1导流率~孔隙率关系图2导流率~起始胍胶浓度残余的胍胶在裂缝内部的分布状况

压裂液滤失

－－容易形成定向排列胍胶残渣对导流能力的伤害

随着人们对常规聚合物压裂液伤害特征认识的不断深入，发展新型低伤害、甚至无伤害的压裂液体系已经逐渐变成了现实。低浓度胍胶压裂液低分子胍胶压裂液（可重复使用）疏水缔合聚合物压裂液清洁压裂液无伤害压裂液四、新型压裂液体系(一)低浓度胍胶压裂液如何降低瓜胶在地层中的残留，最直接的方法就是降低瓜胶的用量。既要保证压裂液粘度，又要降低胍胶用量。怎么实现？通过向瓜胶分子上引入带电基团，利用带电基团之间的静电斥力，可以使原有的瓜胶收缩线团变成扩张线团，从而降低形成交联网络所需要的瓜胶用量。胍胶羧甲基化-COOHBJ公司VISTAR型低浓度胍胶压裂液BJ公司VISTAR型低浓度胍胶压裂液C*=1.96kg/m3C*=0.61kg/m3

扩张线团收缩线团该类型胍胶用量可以减少30-50%。(二)低分子胍胶压裂液

低分子胍胶是在酶或者光催化下，严格控制实验条件，把常规胍胶降解成分子量仅1/10～1/20的产物。目的是在地面上、在实验室内将在地下无法控制的破胶过程提前、严格控制的完成。特点：它的交联和破胶靠压裂液体系自身pH值的改变而完成，pH值高的时候可以交联呈冻胶状，pH值低的时候自动破胶。因此施工工艺相对简单，可回收再利用。超低分子量MicroPolymermaterialis25to30timessmallerthanconventionalpolymerssource:Spe77746、75690交联示意图粘温性能优点：分子量17-30万，比常规压裂液分子量降低至少210（243万），易形成很好的交联流体；液体滤失控制好；滤饼，对裂缝表面损害较小；施工中不再使用破胶剂，返排率高、对地层的伤害大幅度降低；液体回收重复利用，减少对环境的污染、也节约成本。低分子量压裂液体系：新型压裂液体系，具有较大的发展前景。(三)疏水缔合聚合物压裂液疏水缔合聚合物是亲水性大分子链上引入少量疏水基团的一类新型聚合物。这类聚合物在稀溶液中主要以分子内缔合为主，在浓度大于临界缔合浓度时就形成以分子间缔合为主的超大分子结构，形成网状结构，使流体力学体积增大，表现出良好的增粘效果。特别是在一定浓度的盐水中，疏水缔合作用进一步加强。这类聚合物溶液在强剪切作用下可以粘度下降，在低剪切速率下又会重新形成疏水基团相互作用的缔合，形成高粘流体。这很好地满足了压裂液在不同阶段受剪切作用强弱不同的要求，可以很好地满足压裂液携砂的要求。疏水缔合聚合物的优点

1、性能稳定不易腐败变质。2、易溶解，可根据现场情况调整；3、压裂液流变性好，减小了设备工作负荷。4、价格较低，压裂液成本可以接受。5、残杂含量很低，伤害较小，增产效果好。6、地层水可使之降粘，返排，配合破胶剂使用破胶更彻底。

在压裂液中有广阔的应用前景。疏水缔合聚合物的剪切稀释特性从上图可以看出，在1400s-1高剪切速率下压裂液的粘度约为25mpa.s，剪切速率降至170s-1时粘度恢复至55～80mpa.s。这与压裂液网状结构有关，缔合结构是可逆的，具有剪切稀释性。

清洁压裂液是对传统聚合物/破胶方法的挑战。它使用粘弹性表面活性剂(VES)而不用聚合物，亦称清洁无聚合物压裂液(简称VESfluid或CFRAC)。

特点：VES压裂液粘度低，弹性好，可以有效地输送支撑剂，同时能降低摩阻。该压裂液配制简单，主要用VES在盐水中调配。不需要交联剂、破胶剂和其它化学添加剂。无残渣，支撑裂缝能保持良好的导流能力。(四)清洁压裂液清洁压裂液的理论基础最初的

清洁压裂液主要由长链脂肪酸衍生物季胺盐阳离子表面活性剂组成。这种表面活性剂是一种具有粘弹性的小分子，它的分子尺寸比胍胶分子小5000倍的数量级，它包括亲水基和长链疏水基，分于链上有正电荷和负电荷。在盐的存在下，它们形成伸展的胶束聚集体。当这种表面活性剂在溶液中的浓度高于临界胶束浓度，这些胶束互相缠绕并形成空间网状结构，流体呈现出粘弹性，能有效地携带支撑剂。清洁压裂液流体的形成机理C>CMCⅠC>CMCⅡC>CentangleSinglesurfactantahlp=v/(ahl)Wormlikemicelle

1/3<p<1/2Sphericalmicelle0<p<1/3treelikemicelleInter-netconstruction

表面活性剂自组装结构的特性与高分子不同，蠕虫状胶束在外力（比如高剪切力）的作用下发生的断裂，在外力撤除之后，是可以恢复。所以在现场施工过程中，可以以很高的速度将清洁压裂液压入地层，而不会引起其性能的丝毫降低。温度（℃）两种类型压裂液的差别－－温粘性清洁压裂液剪切粘度随时间变化图胍胶压裂液剪切粘度随时间变化图两种类型压裂液的差别－－流变性胍胶压裂液在低温时粘度非常大，因而摩阻较大，动力消耗太大，增加施工成本；60摄氏度，清洁压裂液的粘度不到胍胶压裂液的粘度1/3，但是其静态悬砂能力比瓜胶压裂液强得多。1998/101999/52000/32002/9References:SPE38622、50652、59478、60322Time压裂次数ClearFracLowerAlmondMiddleAlmondLevisTotalAverage/wellVESGuarVESGuarVESGuarVESGuarVESGuarProppantVolume(lb)FluidVolume(bbl)PadVolume(bbl)86K1049354140K1727662106K951427121K1609714118K877164217K2084723310K2877945478K542020991039593151591806700Conductivity(md/ft)FracLength(ft)FracHeight(ft)51136997394385167109643880270435203908204127697385245838337101453401205CumilativeProductionforfirstsixmonths(MMscf/D)222,151162568AcomparisonofjobparametersandfracturestimulationsforpolymerandVESfluidSource:SPE60322ThreeidenticaloffsetwellsattheMesaVerdeformationatRockSprings,Wyoming清洁压裂液与常规压裂液对比清洁压裂液携砂能力强、适宜造长缝粘度底、裂缝窄配置方便无固相、低伤害由于弹性好，粘度30mPa.s携砂良好HPG等压裂液粘度高、造缝宽添加剂种类多对储层伤害严重悬砂能力差粘度至少大于50mPa.s清洁压裂液的研究进展为了提高清洁压裂液的耐温性，人们对粘弹性表面活性剂的研究更加深入：低聚表面活性剂高分子表面活性剂清洁压裂液在一定范围内解决了传统压裂液对裂缝导流能力伤害；清洁压裂液施工简单，裂缝几何参数合理，对裂缝导流能力伤害小；清洁压裂液却改变了地层表面性质，使地层的渗透率可能受到伤害。清洁压裂液小结清洁压裂液是否无伤害？

无伤害压裂液是在清洁压裂液的基础上进行改良的一种压裂液体系。它继承了清洁压裂液对支撑裂缝无伤害的特点，同时又具备了更好的地层配伍性，不会改变地层表面性质。(五)无伤害压裂液无伤害压裂液D3F－AS05压裂液的评价标准现行的评价标准是用储能模量G’来评价即认为弹性越好，压裂液性能就越好但如果弹性高，其粘度也高，则摩阻就大旧评价标准是用损耗模量G”来评价认为粘度越高，压裂液性能就越好但如果弹性差，携砂性能就差研究表明综合利用这两者的比值应该更合理即G’/G”也即低粘高弹才是最好的压裂液实验结果:G'=4.5PaG"=1.4Pa聚合物压裂液90℃时的频率扫描曲线G‘/G"=3.2实验结果:G'=9.8PaG"=0.25Pa无伤害压裂液90℃时的频率扫描曲线G‘/G"=39.2无伤害压裂液（1）不同温度下无伤害压裂液的粘度变化情况：在80-120℃具有较高的粘度温度℃405060708090A（无伤害压裂液）393333363942A：煤油=4：1393633332721A：煤油=2：121181815129A：煤油=1：1963333无伤害压裂液用煤油降粘后的粘度测试数据表（2）破胶－可被水稀释，油气进入并膨胀胶束

无伤害压裂液清水压裂增产机理压裂施工过程中，当天然裂缝周边岩石在压力超过“启动”压力后，剪切力使裂缝壁面产生“剪切滑移”破坏，两个裂缝粗糙面的滑动和天然微裂缝张开提高了裂缝的渗透率。停泵后，两个粗糙面阻止回到初始位置，于是由剪切产生的裂缝渗透率得到保持。(六)清水压裂技术√无支撑剂的错位缝面粗糙裂缝面错位支撑，具有一定的导流能力。√无支撑剂的吻合缝面粗糙裂缝面完全闭合，裂缝几乎无导流能力。√支撑剂浓度为0.1lbm/ft2的吻合缝面粗糙裂缝面无错位，少量支撑剂，有一定导流能力。√支撑剂分布为0.1lbm/ft2的错位缝面粗糙裂缝面错位支撑和少量支撑剂支撑，裂缝具有高导流能力。几种裂缝导流能力对比

采用加砂清水压裂技术能取得高好的压裂增产效果比较效果清水压裂与冻胶压裂的区别√携砂能力低；√砂浓度低，一般为30Kg/m-360Kg/m；√前置液量大，泵注排量高；√支撑剂颗粒小，一般使用30/60目或40/70目支撑剂。适用条件√油气藏渗透率<0.1mD，渗透率>0.1mD的裂缝性油气藏；√杨氏模量＞3.4475×104MPa的油气藏；√具低闭合应力地层，一般要求闭合应力梯度＜0.0176MPa／m；√常规冻胶压裂对储层伤害大，返排困难的低压油气藏。清水压裂基本工艺设计液体配方组成：清水+降阻剂+表面活性剂+粘土稳定剂。为了减少支撑剂的泵人量与施工成本，一般的清水压裂施工前置液占50%，随后泵人60Kg/m3浓度的支撑剂，并在整个施工阶段保持一个定值。施工结尾时支撑剂浓度增加到240Kg/m3

,其目的是为了增加井筒与裂缝之间的连通性。清水压裂设计一般考虑下面几个因素。①设计支撑缝长或压裂缝长的体积；②满足裂缝导流能力和裂缝宽度的支撑剂筛析尺寸；③达到足够导流能力的支撑剂浓度；④产生足够裂缝宽度的泵注排量。五、采油院的成熟压裂配套化学技术(一)新型低伤害压裂预前置液组成：复合粘土稳定剂、高活性表面活性剂、防乳破乳剂作用：避免压裂液进入地层后引起的粘土膨胀、运移、水锁、贾敏以及乳化堵塞类型配液水甲2#预前置液HT-21预前置液ZYSG-1预前置液低伤害预前置液1#2#表面张力(mN/m)72.128.0-30.026.0-27.023.0-24.021.0-22.018.5-19.5界面张力(mN/m)24.875.0-6.02.0-3.00.5-1.00.10.050-0.060液体表面活性数据与地层原油的配伍性油水比为2:1时的乳化液最稳定，在2.5h以内基本达到完全破乳。

液体表面活性

与配液水相比，表面张力降低了70%以上，界面张力降低了99%以上。

耐温性

1#产品在130℃以下恒温24h，表面张力与界面张力均无明显改变，2#产品在150℃以下，表面性能变化不大。温度(℃)20501001201301401501#表面张力(mN/m)21.221.521.721.721.923.925.1界面张力(mN/m)≤0.1≤0.1≤0.1≤0.1≤2#表面张力(mN/m)18.618.718.618.718.919.119.6界面张力(mN/m)0.0540.0540.0540.0540.0640.0790.13粘土防膨率新型低伤害压裂预前置液对粘土的防膨率≥90%。对地层原始渗透率的影响配液水平均伤害率达到了83.97%；低伤害预前置液平均伤害率为1.38%。(二)支撑裂缝处理剂组成：增效剂、催化剂、三元复合氧化剂作用：在较低的温度下，有效地溶解压裂液残渣以及聚合物滤饼。对压裂液的降解能力在40℃下,4小时压裂液已基本破胶化水；在60℃以上2小时,压裂液已彻底破胶化水。对压裂液残渣的影响与常规破胶剂相比，残渣含量降低70%以上。

裂缝处理剂对压裂液残渣影响的试验数据温度(℃)残渣含量(mg/L)备注2h4h6h8h12h40

480.6470.5337.5285.9

60579.4398.2223.5217.0195.2

80446.5203.0194.0175.4132.9

80

952.3776.4651.8592.6常规破胶剂残渣降低率(%)

78.775.073.177.680℃下对比数据处理剂对压裂液滤饼的降解效果

80℃下破胶6小时，岩心端面光滑清洁，无任何残留物存在，滤饼已发生全部降解。对支撑裂缝导流能力的影响与常规破胶相比,相对导流能力提高幅度在40%以上。处理剂对导流能力的影响相对导流能力

压力(Mpa)(μm2·cm)40506069地层水57.446.329.722.4常规破胶压裂液30.124.918.414.7处理剂破胶压裂液51.240.826.620.7相对导流能力提高率(%)70.163.944.640.8备注压裂液在80℃下破胶12h在69MPa下破碎率升高仅5.25%；与HCL、HF或土酸等处理支撑剂充填层相比，对支撑剂强度影响很小。名称52MPa69MPa堆积密度(g/cm2)破碎率(%)破碎升高率(%)破碎率(%)破碎升高率(%)地层水4.32010.6701.96处理剂水溶液4.514.866酸液12%HCL水溶液7.9684.316.1050.891.953%HF水溶液19.90360.626.30146.51.893%HCL+0.75%HF水溶液11.30161.620.8094.941.936%HCL+1.5%HF水溶液20.10365.327.30155.91.9212%HCL+3%HF水溶液20.57376.227.96162.01.86对支撑剂质量的影响(三)适应不同温度条件下的压裂液体系交联剂耐温性（170s-1,2h）温度,℃粘度,mPa·s无机硼酸盐40-90100-190有机硼90-135120-130复合