苏里格水平井压裂液介绍
两种低伤害压裂液体系在苏里格气田东区的应用
统计12井次加砂压裂施工，一次成功率100%。
（2）低浓度体系现场控制要点在于液体配制质量控制，统计20井
次试验井中砂堵2井次，且都存在不同程度压裂液粘度下降的现象。
（3）VES体系控制要点在于KCL液与表面活性液同等速率注入，
由于现场工艺控制难度相对较大，低压控制一旦不到位，就会出现泵压
陡升陡降、泵车上水不足等现象，施工成功率80%。
(>>上接147页）
表3 施工中后张法预应力梁反拱值设置
跨径（m） 反拱值（cm）
25 1.4~1.6
30 1.6~1.7
30.5 1.7~2.0
4.桥面高程控制 按 跨径3 0 . 5m 的箱梁 计，即使 支座 顶 面 标高严格 控制 在 规范 允许
已达到公司压裂任务井数的79.2%，而其中应用较为成功的两种新工艺
是超低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液体系和阴离子粘弹性表面活性剂体系
(VES)。
1.低伤害作用机理
超低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液属于有机硼交联体系，它的低伤害
机理在于使用高性能的新型交联剂，在保证携砂所需的足够粘度基础
上，能够大幅度降低常规羟丙基瓜尔胶的使用浓度30-40%，通过降低
的导流能力，实验结果如下表1。
表1 不同压裂液对支撑剂导流能力影响
闭合压力 （MPa）
10 20 30 40 50 60 70
导流能力（μm2·cm）
常规体系 低浓度体系 VES体系
（0.5%） （0.33%）
135.5 160.53 180.07
80.02
95.08
107.35
57.09
71.87
（交联剂）
（2）VES体系：3.5%ZC增稠剂+3.0%ZR助溶剂+6%KCl
压裂液
邻位顺式羟基
钠羧基、酰胺基、邻位 反式羟基
邻位顺式羟基
邻位顺式羟基
酰胺基团
聚合物举例
耐温能力 交联特性
优点 缺点
植物胶及衍生物
羧甲基植物胶、羧甲基 纤维束
植物胶及衍生物
植物胶及衍生物
聚丙烯酰胺及其衍生 物
小于100℃ 快速交联 清洁无毒，成本低
耐温能力差
小于120℃ 锆酸盐（碱性）：
100～150℃
庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司
2.1交联剂的主要作用 交联剂是决定压裂液粘度性质的主要因素之一。 交联剂与稠化剂发生交联反应，使体系进一步增稠 形成冻胶，成为典型的粘弹流体，粘弹性能的好坏 直接影响压裂液的造缝能力，与形成的裂缝长度密 切相关。
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2、2常用的交联剂类型
庆阳破胶后的残渣率影响比较大，当压裂完成
，压裂液破胶后，稠化剂中的不溶物质都将变为残渣，容 易在填砂裂缝中沉淀，造成二次伤害，使填砂裂缝的导流 能力降低。 • 因此，选取水化性能好，稠化能力强，水不溶物含量低 且易于与多种交联剂交联成冻胶的稠化剂是保证压裂液理 想性能和压裂效果的先决条件。
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2、交联剂
• 交联剂是通过交联离子（基团）将溶解于水中的聚合物 线性大分子链上的活性基团以化学键或配位键连接起来 形成三维网状结构的化学剂。
• 交联剂的选用由聚合物可交联的官能团和聚合物水溶液 的pH值决定，比较常用的且形成工业化的交联剂为硼砂 、有机硼、有机锆和有机钛等。
稠化剂的主要作用是增粘，次要作用是降低滤失和减少压 裂液摩阻等作用。
它的水溶液通过与交联剂的交联作用，形成高分子网架结 构的高粘弹冻胶，使其达到悬浮支撑剂和高裂缝粘度的要 求。
苏里格气田水平井体积压裂浅析
苏里格气田水平井体积压裂浅析[摘要]在对低孔隙度、低渗透一特低渗透砂岩油气藏压裂中，由于储层基质向裂缝的供油气能力较差，仅靠单一的压裂主缝很难取得预期的增产效果。
因此，提出了适合低孔隙度、低渗透、低压储层的“体积压裂”技术。
随着苏里格气田水平井大面积的开发，针对其水平井的新工艺新技术也层数不穷，特别是今年“体积压裂”的水平井尤为突出。
[关键词]体积压裂水平井裂缝储层1“体积压裂”的概念体积压裂（volume stimulation）就是在水平井中进行一系列的大规模的压裂处理。
这个概念的提出源于Barnett shale地层。
其压裂理念：一是页岩内硅质含量高的层段具有脆性特征，遭受破坏时会产生复杂的缝网；二是体积压裂不同于常规压裂只形成单一裂缝，而是在一定体积内形成裂缝网络；三是采用水平井+分段压裂，形成复杂的裂缝网络，增大储层的接触，有利于页岩中天然气的充分释放。
国外比较成功的是利用“体积压裂”的理念开发页岩气。
通过水平井多段分簇压裂，形成与常规裂缝完全不同的复杂裂缝。
2苏里格气田体积压裂技术2.1技术原理在双封隔器分段压裂的基础上发展形成的多级封隔器分段压裂技术，作为非固井完井的尾管下入井底，根据需要的压裂级数分层，工具到位后，利用水利方法座封，压裂施工通过一次连续施工实现多级分压。
2.2具体做法技术套管下至预计的水平段顶部，注水泥固井封隔，然后换小一级钻头钻完水平井段，再将封隔器、滑套等完井管柱下入井底设计位置，封隔器胀封即对地层分段改造。
压裂时将不同大小的低密度球送入油管，然后将球泵送到相应的工具配套的球座内，封堵要增产处理的产层，再通过打滑套就魁处理下一个产层。
因为无需固井作业，天然裂缝不会受到固井伤害，并且在泵送作业过程中容易实现增产效果。
该工艺适用于天然裂缝性碳酸盐岩或硬质砂岩、井壁稳定不坍塌的储层，因使油层或气层直接与井眼相通，省却套管固井或尾管悬挂固井，具有油或气流入井内阻力小和经济的优点。
防冻压裂液的研究及在苏里格地区的应用
降低 凝 固 点 、压 裂 液 冻 胶 性 能 和 安 全 性 能 等 ３个 方 面 选 出最 优 的 防冻 剂 ＹｗＪ 一 １ 。对压裂液 配方进行 优化 ，
置 ；蒸 汽加 热主要 采用 锅炉 车加 热 ，只能保 证 小液量 直井 的压 裂施 工 ，且需 要对 液罐进 行 改造 ，添 加加 热管 。上述 物理方 法都 有其 局 限性 ，不能 大规模 应用 。为 了能 有效 地解 决上 述 问题 ，对压 裂液 配方 进行
了优化 ，主要是 在降低 压裂 液 的凝 固点和减 缓 压裂液 结 冰速度 方 面进行 研究 ，使 之成 为适 合在 冬季 使用
醇溶 液 。
防冻 剂 的加 入 ，可 以降低水 溶液 的凝 固点 ，它 是水 溶液 的一 种依数 性 ＿ ５ ］ ，能 使溶 液 中溶剂 的蒸 汽 压 下 降 、凝 固点 降低 、沸点 升 高 ，只与溶 液 中溶 质 的量有 关 ，与溶 质 的本性 无关 。通 过这种 原 理降低 溶 液
凝 固点并 减缓 结冰 速度 。
压 裂工 艺是苏 里格 地 区低渗超 低 渗气藏 开发 的 主要技 术手 段 。但 是 苏里格 地 区冬季 天气 寒冷 ，平 均 气 温 一１ Ｏ ～一１ ５ ｏ Ｃ，最 低甚 至可 达 一３ Ｏ ℃ ，加之 配制 完成 的压 裂液 在液 罐 中处 于静 置状 态 ，压裂 液极 易 受 冻结 冰 ，冰层厚 度甚 至超 过 ２ ０ ｃ ｍ。压 裂液 结冰 后容 易造 成冻 堵 ，增 加 施 工 危 险系 数 ， 同时还 会 增 加
Ｊ ｏ ｕ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ Ｏ ｉ ｌ ａ ｎ ｄ Ｇ ａ ｓ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ（ Ｊ ． Ｊ Ｐ Ｉ ）Ｓ ｅ ｐ ． ２ ０ １ ３ Ｖ ｏ １ ． ３ ５ Ｎ ｏ ． ９
关于对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究
关于对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究【摘要】为了能更有效地开发苏里格地区低渗透气田，本文对苏里格地区气田水平井压裂技术进行研究。
首先阐述了国内外水平井分段压裂工艺的技术现状，继而提出水平井裸眼完井分段压裂作为一项先进的压裂技术，为水平井裸眼完井分段压裂能顺利进行提供了技术保障。
具有重要作用。
随后就裸眼封隔器这一新型工艺进行了相关研究。
进而提出了水平井压裂工艺优化方法及未来发展方向。
【关键词】水平井裸眼封隔器分段压裂优势特点工艺优化1 水平井分段压裂工艺技术现状为了对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究，我们从研究和认知国内外水平井分段压裂的工艺技术方法入手，归纳起来，包括：（1）化学隔离技术。
该技术在20世纪末应用于国内外，主要用于套管井压裂。
主要采用液体胶塞和填砂分隔分段压裂工艺，但由于成本高、伤害大等缺点，而未得到进一步发展和普遍应用。
（2）机械封隔分段压裂技术。
该技术也适用于套管井，主要有机械桥塞和封隔器工艺。
封隔器的使用可与机械桥塞相结合，也可以单独使用，类型有单卡分压双封隔器或分段压裂环空封隔器。
其中环空封隔器进行分段压裂工艺的应用相对成熟，普遍应用于浅井，深井应用有待提高；而双封隔器单卡分段压裂技术的应用尚存在高危险性，有待进一步技术攻关。
（3）限流压裂技术。
该技术较适用于有纵向裂缝形成的水平井。
技术需要孔眼摩阻的调节作用，保证各压裂层段的破裂压力基本相等。
具有分段能力差的缺点，研究需进一步加强其分段的针对性。
（4）水力喷砂压裂技术。
该技术在20世纪末相对广泛应用于国内外裸眼、筛管完井的水平井中。
技术采用特殊工艺，无需封隔器与桥塞等隔离工具，便可自动实现封隔。
技术可进行加砂压裂，也可结合常规油管或大直径连续油管进行压裂，具有安全、快速、准确等优势，实际应用成效也较为显著。
2 裸眼封隔器的相关研究2.1 研制与开发针对苏里格气藏具有低压低渗透、深井温度过高、开采难度大等特点，进行水平井分段压裂时，由于井底情况复杂、地层压力过高，裸眼封隔器的工作位置往往处于水平裸眼段，在井壁摩擦及管内液柱压力的作用下，封隔器注入过程中比较容易损坏胶筒和提前坐封，同时由于裸眼段井径变化大，使用常规较短的压缩式封隔器可能会导致坐封不完全，影响后期的压裂施工。
体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用——以苏53区块为例
１ ０ ｍ。 ， 平 均无 阻流量 、 动储 量分 别为 ７ ７ ． ９×１ ０ ｍ。 ／ ｄ、 １ ． ７ ５ ×１ ０ ｍ。 ， 均 为 动 态 Ｉ类 井 。
关 键 词 体 积 压 裂 采 收 率 水 平 井 苏 里 格 气 田 非 常 规 气 藏 中图分 类号 ： Ｔ Ｅ ３ ５ ７ ． １ ３ 文 献 标 志 码 ： Ａ Ｄ Ｏ Ｉ ： １ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ ｊ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ０ ０ ７ — ３ ４ ２ ６ ． ２ ０ １ ３ ． ０ ４ ． ０ １ ２
．
Ｉ ｎ ｏｒ ｄ ｅ ｒ ｔ Ｏ ｒ ｅ ａ ｌ ｉ ｚ ｅ ｈ ｉ ｇ ｈ ｅ ｆ ｆ ｅ ｃ ｔ ｉ ｖｅ ｄｅ ｖ ｅ ｌ ｏ ｐｍ ｅ ｎｔ ｆ ｏ ｒ ｈ ｏ ｒ ｉ ｚ ｏｎ ｔ ａ ｌ ｗｅ ｌ ｌ ａ ｎｄ ｉ ｍｐ ｒ ｏ ｖｅ ｕｌ ｔ ｉ ｍａ ｔ ｅ ｒ ｅ ｃ ｏｖ ｅ ｒ ｖ ｏ ｆ ｔ ｈｅ ｇ ａ ｓ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ，ｂ ａ ｓ ｅ ｄ ｏｎ ｂ ａ ｓ ｉ ｃ ｇｅ ｏｌ ｏ ｇ ｉ ｃ ａ ｌ ｃ ｏ ｎｄ ｉ ｔ ｉ ｏｎ ｓ ｆ ｏ ｒ ｓ ｔ ｉ ｍｕ ｌ ａ ｔ ｅ ｄ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｖ ｏｌ ｕ ｍ ｅ，ｔ ｈｅ ａ ｐ ｐｌ ｉ — ｃ ａ ｂ ｉ ｌ ｉ ｔ ｙ ｏ ｆ ｓ ｔ ｉ ｍｕ ｌ ａ ｔ ｅ ｄ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖｏ ｉ ｒ ｖ ｏ ｌ ｕ ｍｅ ｗａ ｓ ａ ｎａ ｌ ｙ ｚ ｅ ｄ ｆ ｏ ｒ ｈｏｒ ｉ ｚ ｏ ｎ ｔ ａ ｌ ｗｅ ｌ ｌ ｉ ｎ Ｓｕ５ ３ ｂｌ ｏ ｃ ｋ ｏｆ Ｓｕｌ ｉ ｇ ｅ
超低浓度胍胶压裂液在苏里格气田的应用研究_廖礼
江苏省住院病历质量评定标准（2016版）
1.住院病历质量评定标准包括七个部分80个条款，每份病历均需逐项全面检查，不得漏项。
2.住院病历质量评定分为甲级、乙级、丙级（即不合格病历）：
（1）每份病历扣分≤15分为轻度缺陷，等同为甲级病历；扣分达16～30分为中度缺陷，等同为乙级病历；扣分≥31分为重度缺陷，等同为丙级病历（即不合格病历）。
（2）住院病历质量评定标准中列出了18项病历质量重度缺陷，每份病历发生任何一项，则该份病历即为重度缺陷病历（即不合格病历）。
3.检查中对已发现有一项重度缺陷的病历不得终止检查，仍需按标准逐项检查；每份病历检查结束应计算总扣分数和重度缺陷数目及其项目序号。
苏里格气田南部天然气井钻井液技术措施
苏里格气田南部天然气井钻井液技术措施苏里格气田位于中国内蒙古自治区东北部，是中国最大的陆上天然气田之一、钻井液是一种在钻井过程中使用的特殊液体，它起到冷却、润滑、压裂和悬浮钻屑等作用。
由于苏里格气田南部地层复杂，存在高温高压、有毒有害气体等环境条件，所以钻井液的选择和使用要经过特殊技术措施，以确保钻井作业安全和有效。
首先，钻井液的挑选应考虑到地层性质和钻井目标。
南部地层属于古近系，岩性多样，有砂岩、泥岩、炭质岩等。
采用石油基钻井液更适合这种复杂地层，因为石油基钻井液比水基钻井液具有更好的稳定性和润滑性，能够减少地层破裂和井眼塌陷的风险。
其次，为应对高温环境，钻井液要具备耐高温特性。
在苏里格气田南部的钻井作业中，井底温度可能高达200℃，因此需要使用高温稳定的钻井液。
这种钻井液通常采用高温稳定剂和增稠剂来增加液体的稠度，并且添加耐高温的抑制剂和增黏剂来维持钻井液的性能。
除了高温，苏里格气田南部也存在有毒有害气体，比如硫化氢和二氧化碳。
这些气体对人体和设备都有致命的危害，所以钻井液还需要具备处理有毒有害气体的能力。
钻井液中可以加入吸附剂和气体抑制剂来吸附和中和有害气体，从而保护作业人员的安全。
此外，苏里格气田南部地层含有高渗透油层，因此需要使用低损失钻井液来避免对地层的破坏。
低损失钻井液具有更高的粘度和更好的胶粘性，能够尽量减少对地层的侵入，降低井壁稳定性的风险。
最后，在钻井液的循环系统中，还需要加入抗腐蚀剂和防封剂等化学品，以延长钻井液的使用寿命，并保护钻具和设备的完整性。
综上所述，苏里格气田南部的钻井液技术措施应该包括：选择适应地层性质和钻井目标的钻井液；加入耐高温特性剂和抑制剂，以应对高温和有害气体的挑战；使用低损失钻井液，避免对地层的破坏；加入抗腐蚀剂和防封剂，保护钻具和设备。
这些技术措施将有助于确保苏里格气田南部钻井作业的安全和效率。
苏里格气田压裂及返排工艺.
气田压裂及返排工艺分析第一部分返排工艺一、放喷返排工艺过程及特点分析苏里格气田压裂放喷采用强制闭合返排工艺，压裂停泵后20-30分钟内开始放喷返排，根据压裂工艺、管柱特点和地层的需要，放喷过程通常需要4个阶段：闭合控制阶段，放大排量阶段，压力上升阶段，间歇放喷阶段。
A、闭合控制阶段：工作制度：根据压后停泵压力的大小，及压力降落情况来确定。
停泵压力高，压力降落慢的井要选择小的油嘴，反之选择大的油嘴。
现场通常用2-6mm油嘴控制，排量控制在100-200L/min。
特点分析：1、由于采用前置液拌注氮气，压裂后井底附近地层空隙基本被液体占据，短时间内液体不易与氮气和天然气混合，液体中溶解的气量较少，所以此阶段排出物以液体为主。
2、因压裂施工的欠量顶替以及压裂液残余粘度的影响，此阶段通常有部分支撑剂被带出地面，一般在0.5m3左右。
3、通常油压降落速度要高于套压降落速度，当套压高于油压1MPa时，封隔器解封，油管内的液体在油套管压差和地层压力及液体的弹性能量作用下排出井筒。
4、当井底压力低于裂缝闭合压力，裂缝完全闭合时，控制排量阶段结束，这个过程一般需要2-4小时。
B、放大排量阶段：工作制度：通常用8-10mm油嘴控制或畅放，排量控制在500L/min以下，以地层不出砂，放喷管线出口不见砂粒（或检查油嘴的磨损程度）为控制原则。
特点分析：1、此阶段初期排出物以液体为主是塞状流，后期为气液两相流，气水同喷。
在此阶段通常都能见气点火。
2、裂缝完全闭合，支撑剂受岩石应力的挤压作用被夹持在裂缝壁面内部，能够比较稳定的固定在一个位置上。
3、此阶段油套压经历了一个先降落至零后再升高的过程（地质条件好的井油压只降到2-3 MPa,左右），而且油压要先于套压上升。
4、这个过程因井的类别不同，所需时间有较大差别，从几小时到十几个小时不等。
5、由于气体的指进效应，裂缝和地层中的氮气和天然气向井筒运移速度要快于液体，气、液溶解度增大，进入油管内的气量增加，喷式加大，井口油压上升，流体呈气液混合状态、出口见喷势，此阶段结束。
压裂液简介
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根据压裂液在压裂过程中不同阶段的作用，可 简单分为前置液、携砂液和顶替液。 -前置液：其作用是破裂地层并造成一定几何尺寸的 裂缝同时还起到一定的降温作用。 -携砂液：它是将支撑剂 ( 一般是陶粒或石英砂 ) 带 入裂缝中并将砂子放在预定位置上，同时还有造缝 和冷却地层的作用。 -顶替液：其作用是将井筒中的携砂液全部替入到裂 缝中。
四、优质高效的压裂液性能 1.粘弹性好，悬浮性能好，携砂性能强； 2.摩阻损失小，便于输送； 3.易破胶，破胶彻底，残渣少，无滤饼形成； 4.对地层损害低（低残渣、易返排）； 5.滤失量小，增产效率高； 6.配伍性好，不引起粘土膨胀或产生沉淀堵塞 地层； 7.性能稳定，抗剪切能力强，耐温性好； 8.材料来源广，成本低，可广泛应用。
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油基压裂液基本特点：
油的滤失量大 容易引起火灾
磨阻较大
易造成地面、设备、 人员油污
改造效果较差
成本高
适用于低压、强水敏地层， 在压裂作业中所占比重较小。
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3、泡沫压裂液
泡沫压裂液始于80年代，主要用于衰竭地层提高 压裂的返排率和水敏地层的增产。 泡沫压裂液由气相、液相、表面活性剂和其他化学添 加剂组成。 泡沫压裂液是一个大量气体分散于少量液体中的均匀 分散体系。 其组分主要有： - 气相，约70%，为内向 - 液相，约30%，为外向 - 表面活性剂（发泡剂） - 泡沫稳定剂
压裂液
溶胶剂：交联液=100:（1~12）
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2、油基压裂液
油基压裂液是以油为溶剂或分散介质，与各种添加 剂配制而成的压裂液 油基压裂液分主要包含稠化油压裂液和油基冻胶压 裂液
-油基冻胶压裂液配液方法：
苏里格气田水平井预防及处理砂堵的方法
苏里格气田水平井预防及处理砂堵的方法【摘要】苏里格气田水平井主要压裂施工模式有两种：多级分段压裂和水力喷射压裂。
由于采用不同的施工工艺和各种类型的压裂液使得气井水平井施工难度大，施工周期较长，一旦发生砂堵会导致一系列的困难，必要时需要动用连续油管车等特种设备作业。
因此，预防水平井的砂堵显得尤为重要，本文就针对苏里格气田水平井的施工，分析并总结出预防及处理砂堵的方法，为今后的施工提供一定的理论和实践指导。
【关键词】水平井砂堵裸眼封隔器水力喷射压裂液1 苏里格气田地质特征苏里格气田属复杂的岩性低渗透油藏，储层非均质性强，而且含气层系多，以上古生界二叠系石盒子组盒8段和山西组山1段气藏为主，山2段气藏次之。
盒8段及山1段地层为辩状河沉积，河道砂体发育沿南北向呈条带状分布，岩性主要以岩屑石英砂岩为主，其次为岩屑砂岩。
含气砂岩平面分布呈孤立状，局部连片。
天然气组分以甲烷（CH4）为主，非烃类气体，如氮气（N2）、二氧化碳（CO2）含量低，不含硫化氢，天然气品质好，总体属于低孔、低渗、低压气藏。
2 水平井砂堵原因分析2.1 地层因素（1）一般来说，水平井的前几段压裂相对困难。
由于气层砂体的非均质性会导致裂缝规模受限，造成压裂裂缝弯曲，进而形成弯曲摩阻，限制了压裂液在裂缝中的流动，特别是水平段地层某些区域有断层或隔层的出现，易导致后期加砂难度增加；（2）储层水敏性。
储层遇水膨胀分散，从而裂缝内堆积了垮塌分散的泥沙，流动阻力急剧增加，易导致加砂困难而砂堵；（3）岩石弹性模量高，在地面施工设备和井口装置承压的限制下，使得人工裂缝窄，不能形成有效的填砂裂缝，如果继续加砂易出现砂堵。
2.2 压裂液的影响目前水平井施工所用的压裂液大致分为四种：常规胍胶液、羧甲基压裂液、超低浓度压裂液和阴离子型表面活性剂压裂液。
无论哪一种压裂液，滤失是导致砂堵的原因之一，其中包括压裂过程中产生多裂缝引起的正常滤失和天然裂缝引起的额外滤失。
压裂液(3)
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图6-8 滤失系数与缝长关系曲线
曲线分析： 从1、2曲线可看出，在相同条件下，排量大，则裂缝 延伸长；
从3、4曲线可看出，在压裂液性能好的情况下，滤 失量减少比提高排量效果好。（需查原著： 3、4曲线 的压裂液性能是否相同？）
9
若干度大于0.9，则泡沫变成雾状，其悬砂能力大 大下降。
因此，施工中，控制泡沫干度是十分重要的。通 常压裂施工中，将干度控制在0.7～0.8范围内。
1.特点：泡沫压裂液密度低，粘度高，悬砂能力 较强，含水少，对地层污染小。但泡沫稳定性较差。
2.适用： 低压地层、水敏地层和气层。 存在问题：p259
10
二、压裂液的滤失性
压裂液滤失原因： 压裂液在裂缝中流动时，在缝内压力和地层压力之差
的作用下，使部分压裂液渗入地层的性质。
11
四、压裂液滤失系数
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
12
1.受压裂液粘度控制的滤失系数C1
假设:
压裂液为牛顿型液体且作线性层流流动； 压裂液呈活塞式侵入，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＝ＰE－Ｐs 为常数。 利用达西方程，就可导出液体的滤失速度及系数 。 注意：当压裂液的粘度大大超过地层流体的粘度时 ，压裂液的滤失速度主要取决于压裂液的粘度。
8
（4）泡沫压裂液 泡沫压裂液实际上是一种液包气乳状液，气体是内相，
液体是外相。 泡沫压裂液的基液是水，稠化水、水冻胶、酸液、醇
和油。气体有二氧化碳、空气、天然气、氮气等，起泡 剂为表面活性剂。
苏里格气田压裂及返排工艺分析
气田压裂及返排工艺分析第一部分返排工艺一、放喷返排工艺过程及特点分析苏里格气田压裂放喷采用强制闭合返排工艺，压裂停泵后20-30分钟内开始放喷返排，根据压裂工艺、管柱特点和地层的需要，放喷过程通常需要4个阶段：闭合控制阶段，放大排量阶段，压力上升阶段，间歇放喷阶段。
A、闭合控制阶段：工作制度：根据压后停泵压力的大小，及压力降落情况来确定。
停泵压力高，压力降落慢的井要选择小的油嘴，反之选择大的油嘴。
现场通常用2-6mm油嘴控制，排量控制在100-200L/min。
特点分析：1、由于采用前置液拌注氮气，压裂后井底附近地层空隙基本被液体占据，短时间内液体不易与氮气和天然气混合，液体中溶解的气量较少，所以此阶段排出物以液体为主。
2、因压裂施工的欠量顶替以及压裂液残余粘度的影响，此阶段通常有部分支撑剂被带出地面，一般在0.5m3左右。
3、通常油压降落速度要高于套压降落速度，当套压高于油压1MPa时，封隔器解封，油管内的液体在油套管压差和地层压力及液体的弹性能量作用下排出井筒。
4、当井底压力低于裂缝闭合压力，裂缝完全闭合时，控制排量阶段结束，这个过程一般需要2-4小时。
B、放大排量阶段：工作制度：通常用8-10mm油嘴控制或畅放，排量控制在500L/min以下，以地层不出砂，放喷管线出口不见砂粒（或检查油嘴的磨损程度）为控制原则。
特点分析：1、此阶段初期排出物以液体为主是塞状流，后期为气液两相流，气水同喷。
在此阶段通常都能见气点火。
2、裂缝完全闭合，支撑剂受岩石应力的挤压作用被夹持在裂缝壁面内部，能够比较稳定的固定在一个位置上。
3、此阶段油套压经历了一个先降落至零后再升高的过程（地质条件好的井油压只降到2-3 MPa,左右），而且油压要先于套压上升。
4、这个过程因井的类别不同，所需时间有较大差别，从几小时到十几个小时不等。
5、由于气体的指进效应，裂缝和地层中的氮气和天然气向井筒运移速度要快于液体，气、液溶解度增大，进入油管内的气量增加，喷式加大，井口油压上升，流体呈气液混合状态、出口见喷势，此阶段结束。
可回收压裂液技术及在苏里格气田的应用
提 高 稠 化 剂 溶 胀 速 率 ，减 少 压 裂 液 添 加 剂 种 类 ，降 低 添 加 剂 的相 互 影 响 ，可 实 现 压 裂 液 在 线 连 续 混 配 。
另 外 ，压 裂 液 技 术 与 压 裂 工 艺 密 切 结 合 ，提 高 改 造 效 果 。如减 阻 水携 带 耐 高 温 纤 维 ，代 替 超 高 温 压 裂 液 进行 应 用 。通 过 大 排 量 和纤 维 暂 堵 弥 补 液 体 高 滤 失 特 点 ，实 现 高效 造 缝 ；利 用 纤 维 强 悬 浮 性 能 实现 压 裂 液 高 携 砂 功 能Ｌ１ 。
１压 裂液 技术 发展 趋势及 方 向
１．１ 压 裂 液 体 系 自主 多 元化 发 展 ，实 现 低成 本 开 发 压 裂 液 稠 化 剂 单 一 ，主 要 为 瓜 尔 胶 ，打 破 稠
化剂 依赖进 口的局 面 ，研发低成本 、低伤害压裂 液稠 化剂 ，同时 ，提高压裂液携砂性能 ，降低稠 化剂 的浓度 ，从而降低压裂液 成本 Ｊ。 １．２ 提 高 压 裂液 对 水 质 的适 应性 ，保 障 规模 化 应 用
为 了提高试气 、压裂施工作业效率 ，降低施 工 成 本 ，节 约用 水 ，缓 解 环 保 压 力 ，近 几 年 国 内 油 田逐 步探 索工 厂 化 作 业 ，取 得 了显 著 的成 果 ， 提高 了施工效率 ，降低了作业成本【ｌ １１］。
提 高 压 裂 液 对 高 矿 化 度 水 的 适 应 性 ，实 现 就
两种低伤害压裂液体系在苏里格气田东区的应用
表２苏东岩芯伤害数据 压裂液类型
常规体 系 低浓度体系 ＶＥ Ｓ 体系
两种技 术３ ０ 井次， 并取 得较 好的改造效果 Ｉ 关键 词１低伤害压裂液 ； 羟丙基； 粘弹性表面活性剂； 现 场应用
０ ． ０ ３ ７ ６ ０ ． ０ ０ ４ ７ ７ ６ ２ ０ ． ０ ０ ５ ３ １
６ ３ ． １ ４ ２ ． ８ １ ９ ． ３
此， 使用低伤害工艺以减 少储 层基 质渗透率和 支撑裂缝伤害 已经成 为苏 系的现场应 用进行对 比评 价。 ３ ． １ 设计参数 东 储层改造 的重要课 题１ ２ － ５ ］ 。 作为苏里格压 裂新 工艺、 新技术试 验 田， 统 （ １ ） 砂 比： 参数优 选主 要 与目的层的 储层品位 相关 ， 设计 时未 考 计 表明 ， 到２ ０ １ ２ 年底 ， 西 南井下在苏东应 用新型低伤害工艺 的措 施井次
低伤害体系排量设置都较常规体 系为高。 形成的胶束凝 胶不含 高分子， 极大 降低 基质及裂缝 壁面吸附 滞留伤害 ， （ ５ ） 小结： 三种工艺设计规模 相当， 而Ｖ Ｅ Ｓ 体 系拥有最好的泵注环 （ ２ ） 新型阴离子表面活性 剂与砂岩 表面的负电性相斥 ， 不易在砂岩表面 吸附， 很难 进入砂 岩及其填 隙物 的孔喉 ， 还 可有效防止 阳离子表面活性 境。 剂 可能造成的润 湿反转。
主力产层盒８ 平均砂比最高￣ Ｊ ２ ８ ％， 山１ 与 山２ 分别为 已达到 公司压裂 任务井数的 ７ ９ ． ２ ％， 而其 中应用较为成功 的两种新 工艺 虑液体体系的影响 ， ５ ％、 ２ ３ ％。 是超低 浓度羟 丙基瓜尔胶 压裂液 体系和阴离子粘弹 性表面 活性剂 体系 ２ （ ２ ） 前置液 比： 由于 阴离子型清洁压裂液 不含高分子 聚合物 ， 液体 （ ＶＥ ｓ ） 。
阴离子表面活性剂压裂液的研制及在苏里格气田的应用
关 键 词 阴 离子 表 面 活 性 剂 压 裂 液 流 变性 储 层 伤 害
ＤｏＩ ０ ３ ６ ／．ｓ ｎ １ ０ — ３ ２ ． ０ ０ ０ ． １ ：１ ． ９ ９ ｉｉｓ ． Ｏ ７ ４６ ２１． ４０４
苏里 格气 田东 区上古砂 岩储 层 气藏 物性 差 、 孔 喉小 ， 因此外来 流体 易 因为 吸附作用 堵塞孔 喉 ； 层 储
（ ． 西 低 渗 透 油 气 田勘 探 开 发 国 家工 程 实验 室 ） ２陕 （． 庆 油 田分 公 司超 低 渗 透 油 藏 研 究 中心 ） ３长 摘 要 研 制 开 发 出一 种 新 型 阴 离 子 表 面 活 性 剂 压 裂 液 ， 定 了 该 压 裂 液 的 配 方 。 大 量 的 室 确
仅 为 ４ ， 他 大 部 分 为亚 油 酸 ｃ， ０ 其 为进 一 步 降 低
成 本 ， 过反 应 将 亚 油 酸 Ｃ 大部 分 转 化 为 油 酸 Ａ。 通
反 应 条 件 ： 度 ２ ０ ， 力 ０ ６ＭＰ ， 应 时 间 １ 温 ０℃ 压 ． ａ 反 ｈ 催化 剂浓度 ０ ６ 。 ， ． Ａ 与 小 分 子 醇 Ｄ 进 行 共 聚 反 应 可 将 Ａ 转 化 为
影响 ， 是解决 阳离 子 表 面活 性 剂在 长庆 储 层 的不 适
应 性 的对策 。
２阴离子表面活性 剂压裂液 的研制及 其性能
测试
２ １主 剂 的 合 成 ． 从 天 然 油 脂 中 提 取 的 脂 肪 酸 中 油 酸 Ａ 的 含 量
害率一般 在 ３ 左 右 。 因此 以 降 低 储 层 伤 害 为 目 Ｏ 的， 开发新 型 的低伤 害 、 吸附 、 滤失 、 低 低 易返 排和 防 膨性 好 的压裂 液体 系是 非 常必要 的 。
苏里格气田水平井压裂裂缝参数优化
格 气 田主力 层 内水平井 间或 压裂段 间仍 有部 分储 量
未有效 控制 和动 用 ， 因此 有必 要 针 对 不 同 的水 平 段 长度 的水平 井压 裂裂缝 参数 进行 优化 。本 文在前 人 研 究基 础 上 － １ ， 考 虑 各 条 裂缝 长 度 不 等 、 导 流 能 力不同、 间距 不等 、 与水 平井 筒夹 角不 等 以及 关 于井
压 裂过 程 中地应力 差异 、 压裂 技术 限制 等原 因 ， 使 得形 成 的 多条 裂 缝 可 能 在 长 度 、 方位角 、 导 流 能 力、 裂缝 的双翼 长度 等方 面 不尽 相 同口 － ４ ］ ， 导 致苏 里
］ ＋ ％ ］ ＋ 耋
ｓ
］ 一
（ １ ）
Ｃｇ ａ
２ ０ １ ４年 ３月
石 油 地 质 与 工 程 Ｐ Ｅ Ｔ Ｒ ０Ｌ Ｅ Ｕ Ｍ Ｇ 】 Ｉ Ｉ Ｇ Ｙ ＡＮ Ｄ Ｅ ＮＧ Ｉ Ｎ Ｅ Ｅ Ｒ Ｉ Ｎ Ｇ
第２ ８卷 第 ２期
文章 编号 ： １ ６ ７ ３ —８ ２ １ ７ （ ２ ０ １ ４ ） ０ ２—０ １ １ ６ —０ ４
ａｔ
气 体拟压 力 函数 ：
—
析对影 响压 裂水 平井 产能 的各参 数进 行 了排序 。
２ ｒ ｄ ｐ
Ｊ Ｐ ｏ ｌ 上ｇ
１ 压 裂水 平 井产 能 数 值 模 型
１ ． １ 假 设 条 件
非 达西 因子 ：
：
『 Ｌ １ ＋ ］
ｇ Ｊ
（ １ ） 气藏 中有 一 口水 平井 ， 产 层均 质 等 厚 ， 各向
的一 些 因素 ， 从 而确 定一 个最 优 的压裂方 案 。在此 ，
引入 正交 设计 和分 析 方 法 ， 不 仅 能够 定 性 的研 究 裂
[实用参考]苏里格水平井压裂液介绍
![[实用参考]苏里格水平井压裂液介绍](https://img.taocdn.com/s3/m/38b4b21e43323968011c9274.png)
• 温度对破胶剂作用的影响： • 破胶剂的作用温度范围通常是作为选择破胶剂的首要条
件，也是影响破胶剂作用时间的重要因素。对氧化剂类破 胶剂而言，温度越高，越有利于破胶。如常用过硫酸铵在 43℃以下氧化降解能力较差。而生物酶类破胶剂则对热具 有敏感性和一定的稳定性，低于酶活温度范围的，酶活性 低，生物降解缓慢，而高于酶适应温度范围的，则酶彻底 失去活性。
• 热稳定性与剪切稳定性：
• 由于不同类的交联剂的交联反应速度不同，而反映出的 压裂液体系的抗温和抗剪切能力不同。
• 有机硼、有机钛及有机锆交联剂，具有明显的缓交联特 征，使得体系初始粘度不高，而经过高温和连续剪切后， 平衡粘度明显高于无机硼（硼砂体系）。
• 一般而言，硼砂交联羟丙基瓜胶体系可用于80℃以下 的地层，而有机硼、有机钛及有机锆交联的羟丙基瓜胶体 系可抗160℃。
苏里格水平井压裂液介绍
内容 一、水力压裂 二、压裂液性能及分类 三、水平井压裂液体系 四、现场液体配制
一、水力压裂
压裂是利用地面高压泵组，将高粘液体以大大超过地层吸收能 力的排量注入井中，随即在井底附近形成高压，此压力超过井底 附近地层应力及岩石的抗张强度后，在地层中形成裂缝，继续将 带有支撑剂的液体注入缝中，使缝向前延伸，并填以支撑剂，这 样在停泵后即可形成一条足够长，具有一定高度和宽度的填砂裂 缝，从而改善油气层的导流能力。
2、交联剂
• 交联剂是通过交联离子（基团）将溶解于水中的聚合物 线性大分子链上的活性基团以化学键或配位键连接起来 形成三维网状结构的化学剂。
• 交联剂的选用由聚合物可交联的官能团和聚合物水溶液 的pH值决定，比较常用的且形成工业化的交联剂为硼砂 、有机硼、有机锆和有机钛等。
2.1交联剂的主要作用
苏里格气田苏36—15—18H2井裸眼完井分段压裂技术
苏里格气田苏36—15—18H2井裸眼完井分段压裂技术摘要：根据苏里格气田低渗、低压、低丰度岩性气藏的特点，在总结以前水平井压裂经验的基础上，实施了水平井裸眼封隔器分段压裂技术，并在苏36-15-18H2井取得成功应用，取得了较好的效果，其开发投产气产量是普通直井的3～6倍，表明水平井裸眼封隔器多级压裂技术已应用成熟，为今后的水平井开发应用提供了技术支撑关键词：苏里格气田水平井裸眼封隔器分段压裂前言国内外研究表明，水平井的压裂改造技术是提高低渗透油气田单井产量最有效的手段之一，已成为当前国内外油田和石油服务公司研究的热点。
国内外主要应用的水平井压裂技术有限流压裂技术、机械及液体胶塞封隔分段压裂技术、水力喷射压裂和多级分段压裂等。
限流法压裂技术加砂规模受限，压裂层位针对性相对较差。
机械封隔分段压裂是在水平井段上用桥塞坐封隔离井筒，再实施射孔、压裂、求产。
水力喷射和多级分段压裂均是近年来发展的增产新技术在国内外的应用均取得了不错的效果。
一、裸眼封隔器多级压裂技术1.工具组成裸眼封隔器分段压裂主要工具包括裸眼封隔器、自封式球座、压差滑套、投球滑套、悬挂封隔器、回接筒、丢手接头，工具耐温150℃，耐压差70MPa，堵球尺寸分为40.2mm、45.4mm、50.6mm等，由分段压裂级别、各级投球滑套差别而设定。
2.工艺原理及特点裸眼井分段压裂技术是在双封隔器单卡分压成功的基础上发展的不动管柱多级封隔器压裂技术，其核心是裸眼井管外封隔和多级分段压裂，根据储层开发的需要，使用封隔器和滑套将水平井段分隔成若干段，压裂或酸化时通过投球逐级打开滑套，有针对性地改造储层。
该技术比水力喷射压裂、限流法压裂和液体胶塞压裂技术具有更好的封隔，可实现大规模压裂改造，具有安全性强、操作简单、节省固井和射孔时间及作业费用等优点。
3.完井管柱3.1 试验技术思路在水平井裸眼完井条件下一次性下入水平井裸眼分段压裂管柱，通过逐级投球打开滑套并封堵下层油管，实现水平井裸眼分段压裂合层排液。
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特征，使得体系初始粘度不高，而经过高温和连续剪切后
，平衡粘度明显高于无机硼（硼砂体系）。 • 一般而言，硼砂交联羟丙基瓜胶体系可用于80℃以 下的地层，而有机硼、有机钛及有机锆交联的羟丙基瓜胶 体系可抗160℃。
• 渗透率： • 采用同一稠化剂而交联剂不同的压裂液体系，对地层 及填砂裂缝渗透率的伤害是不同的。经研究发现，有机钛
入裂缝中并将砂子放在预定位置上的作用。携砂液和其它
压裂液一样，都有造缝及冷却地层的作用。 （3）顶替液：其作用是将井筒中的携砂液全部替入到裂缝 中。
2、对压裂液的性能要求
①滤失小，前置液、携砂液的综合滤失系数≤1×103m/min1/2； ②悬砂能力强。一般认为压裂液的粘度为 50~150mPa·s较合适； ③摩阻低； ④稳定性好； ⑤与地层岩石及流体配伍性好； ⑥低残渣； ⑦易返排； ⑧货源广，便于配制，价格便宜。
优点
破胶快速、彻底；用量少
缺点 举例
成本高 包裹ห้องสมุดไป่ตู้硫酸盐
应用pH值范围窄，一般为3.0～8.0； 使用温度低，一般使用温度低于 60℃；成本高 α淀粉酶 pH值5～7；温度 10～90℃；植物 胶压裂液 特种瓜胶酶 pH值8～12温度 60～120℃；植 物胶压裂液
适用条件
天然与合成聚合物 可大大提高用量，实 阴离子聚合物降解， 降解，温度大于 现粘度保持与破胶的 浅层低温 50℃ 平衡
裂缝中通过井筒排出地面，必须使用破胶剂。
3、1破胶剂的主要作用 破胶剂的作用是压裂造缝和填砂裂缝形成后，在地 层压力温度的条件下，使联结成网状结构的高分子团 的化学键断裂，降解成较小的分子团，从而降低粘度， 使高粘压裂液迅速彻底破胶降粘水化，以便破胶水化 残液尽快返排。
3、2破胶剂的分类 不同的压裂液体系可采用不同的破胶方法，主要 有通过改变压裂液体系的pH值破坏交联环境，高温热
用量mg/L
10～200
0.5～10
100～1000
0.01～0.1
100～1000
4、杀菌剂
• 微生物的种类很多，分布极广，繁殖生长速度很快，具有较强
的合成和分解能力，能引起多种物质变质，如可引起胍胶、田
菁、植物溶胶液变质。 • 作用：消除贮罐里聚合物的表面降解、中止地层里厌氧菌的生 长。 • 例：许多地层就是因硫酸盐还原菌的生长而变酸，该菌产生硫 化氢而使地层原油变酸。杀菌剂应加到压裂液中，既可保持胶 液表面的稳定性又能防止地层内细菌的生长。
的驻留时间长，则造成了压裂液造成地层伤害的可能性。
• 温度对破胶剂作用的影响： • 破胶剂的作用温度范围通常是作为选择破胶剂的首要 条件，也是影响破胶剂作用时间的重要因素。对氧化剂类
破胶剂而言，温度越高，越有利于破胶。如常用过硫酸铵
在43℃以下氧化降解能力较差。而生物酶类破胶剂则对热 具有敏感性和一定的稳定性，低于酶活温度范围的，酶活 性低，生物降解缓慢，而高于酶适应温度范围的，则酶彻 底失去活性。
聚合物举例
植物胶及衍生物
植物胶及衍生物
植物胶及衍生物
聚丙烯酰胺及其衍生 物
耐温能力 交联特性 优点
小于100℃ 快速交联 清洁无毒，成本低
小于120℃ 锆酸盐（碱性）： 100～150℃
快速交联 易与生物聚合物等交联
碱性介质≤180℃； 酸性介质80～ 120℃
可延迟交联 耐温能力好
≤160℃ 可延迟交联 耐温好，伤害小， 易破胶，应用范围 广 成本较无机硼高
• 破胶剂作用时间的影响： • 破胶剂的起始作用时间是影响压裂液携砂、造缝作用的 最重要性能之一。破胶剂在造缝之前就开始起破胶作用，
造成压裂液粘度提前损失，达不到高裂缝粘度的要求，加
上井底温度升高和泵送过程中的剪切降解减粘作用的影响 ，使压裂液的造缝能力大大降低。相反，如果压裂造缝阶
段完成之后破胶剂不能即使发挥破胶作用，压裂液在地层
•
因此，选取水化性能好，稠化能力强，水不溶物含量 低且易于与多种交联剂交联成冻胶的稠化剂是保证压裂液 理想性能和压裂效果的先决条件。
2、交联剂
• 交联剂是通过交联离子（基团）将溶解于水中的聚合物
线性大分子链上的活性基团以化学键或配位键连接起来
形成三维网状结构的化学剂。 • 交联剂的选用由聚合物可交联的官能团和聚合物水溶液 的pH值决定，比较常用的且形成工业化的交联剂为硼砂 、有机硼、有机锆和有机钛等。
、锆等金属螯合物交联压裂液对支撑裂缝导流能力有严重
的伤害，清洁返排能力远低于硼交联压裂液。 • 交联剂用于压裂液时不应仅考察交联和耐温程度，注 重保护油藏、按温度和油藏条件选用适应的交联剂成为必 须遵守的原则。
3、破胶剂 把高粘度压裂液留在裂缝中将降低支撑剂充填层 对油和气的渗透性，从而影响了压裂作业的效果。因 此压裂施工结束后，为了让施工液体能尽快的从井下
胶囊类
无论何种破胶 剂（包括酶和 酸）都可以用 胶包囊。
生物酶类
淀粉酶、α淀粉 酶、β淀粉酶、 果胶酶、葡萄 糖氧化酶和纤 维素酶等。
弱有机酸
根据体系的不 同，释放出酸 性离子的物质 均可作破胶剂。
破胶可控
3、3破胶剂影响因素 破胶剂对压裂处理效果的影响不仅与破胶剂本
身的性质有关，还与环境温度、使用浓度等综合因
2.1交联剂的主要作用 交联剂是决定压裂液粘度性质的主要因素之一。
交联剂与稠化剂发生交联反应，使体系进一步增稠
形成冻胶，成为典型的粘弹流体，粘弹性能的好坏
直接影响压裂液的造缝能力，与形成的裂缝长度密
切相关。
2、2常用的交联剂类型
交联剂类型 两性金属（或非金属） 含氧酸的盐 无机酸的两性金属盐 无机酸酯（有机 钛或锆） 有机锆、有机钛 有机硼 醛类
小于60℃ 可延迟交联 可与聚丙烯酰胺及其 衍生物交联 交联度控制及破胶困 难
缺点
耐温能力差
应用范围窄
破胶困难
2.3评价指标
交联剂对体系的成胶速度、热稳定性和剪切
稳定性以及对地层及填砂裂缝的渗透率都有较大
的影响。
• 成胶速度（交联延时性）： • • 压裂液体系的成胶速度和压裂液冻胶粘度的大小，影 响在地层温度下支撑剂的携带、分布和造缝效果。 成胶速度快，如硼砂能与植物胶类产生瞬时交联形成
• 破胶剂使用浓度的影响： • 一般而言，破胶剂使用的浓度越高，破胶越彻底，破 胶时间越短，对地层损害越小。但同时也会造成压裂液粘
度的提前损失，影响压裂液的造缝能力。如果不采取任何
措施，过分的增加破胶剂浓度，不然会引起压裂液粘度的 大幅下降，甚至提前脱砂，导致施工失败。
3、4压裂液对导流能力的影响
裂液摩阻等作用。
它的水溶液通过与交联剂的交联作用，形成高分子网架结 构的高粘弹冻胶，使其达到悬浮支撑剂和高裂缝粘度的要 求。
评价指标
• 稠化剂的增稠能力及热稳定性和剪切稳定性是评价其质量 性能的主要指标，也是影响压裂液性能和压裂效果的最主 要因素之一。
• 此外，稠化剂的水溶性和不溶物含量也会影响压裂液的综
1、水力压裂的作用
• （1）压裂能改造低渗透储层的物理结构，变径向流 动为线性流动，降低流动阻力，增大渗滤面积，达 到油气井增产、水井增注的目的； • （2）减缓层间矛盾，改善中低渗透层的开采状况； • （3）解除近井地带的堵塞； • （4）对储层物性差，自然产能低，不具备工业开采 价值的探井和评价井进行压裂改造，扩大渗油面积 或对油气井作出实际评价。
力和氧化降解这几种途径实现破胶。常用的方法是利
用破胶剂（主要是酶、氧化剂）的氧化降解（或加速
氧化降解）的作用，在预定的地层温度下使稠化剂分
子链氧化降解断裂，从而破坏聚合物分子与交联剂形
单击添加
成的交联结构而彻底降粘水化返排出来。
庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司
破胶剂
过氧化物
常用的强氧化 剂有过硫酸钾、 过硫酸铵、重 铬酸钾、高锰 酸钾
2、水力压裂增产机理
（1）沟通油气储集区，增加单井控制储量，连 通透镜体和裂缝带、扩大渗流面积。
（2）变径向流动为线性流动；
（3）解除污染
内 容 一、水力压裂 二、压裂液性能及分类 三、水平井压裂液体系 四、现场液体配制
二、压裂液性能
1、压裂液的组成 （1）前置液：其作用是破裂地层并造成一定几何尺寸的裂 缝，同时还起到一定的降温作用。 （2）携砂液：它起到将支撑剂（一般是陶粒或石英砂）带
• 普通瓜胶压裂液可用于80℃以下的地层，而羟丙基瓜胶与
有机钛、锆、硼交联，因其独特的延缓交联作用，可减少 温度和剪切作用对压裂液粘度的影响。
• 水溶性及不溶物：
•
两者对压裂液破胶后的残渣率影响比较大，当压裂完
成，压裂液破胶后，稠化剂中的不溶物质都将变为残渣， 容易在填砂裂缝中沉淀，造成二次伤害，使填砂裂缝的导 流能力降低。
3.水基压裂液的主要添加剂
粘土 起泡剂 助排剂 杀菌剂 破乳剂 稳定剂 消泡剂
助剂
交联剂
稠 化 剂
降滤失剂 低温 pH 温度 破胶 调节剂 稳定剂 激活剂
破胶剂
主 剂
辅剂
因使用条件和性能要求的区别，添加剂的加入种类和浓度是可变化的。
1、稠化剂
稠化剂（增稠剂）是水基压裂液的主剂，用以提高压裂液 的粘度，降低压裂液的滤失，悬浮和携带支撑剂，一般为 水溶性高分子聚合物。 稠化剂的主要作用是增粘，次要作用是降低滤失和减少压
破胶液混合液电镜扫描对比
压裂液残胶附着于粘土表面，并堵塞孔道
3、5 破胶剂对比
类型 过氧化物破胶剂 胶囊破胶剂 酶破胶剂 提高常规破胶剂的适 用范围；可提高破胶 剂用量，对压裂液流 应用的pH范围广，在3～14之间均可使用； 变性能影响小；破胶 成本低；破胶迅速； 彻底，有利于压后的 排液控制；增加滤饼 内破胶剂浓度，改善 裂缝的导流能力 温度低于60℃时，必须使用还原剂进行活 化；高温时，过快的破胶会影响施工的正 常进行 过硫酸钾 过氧化氢