一种用于致密油气藏的压裂液及其制备方法.pdf

1、(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)发明专利申请 (10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请号 201810061021.2 (22)申请日 2018.01.22 (71)申请人 西安石油大学 地址 710065 陕西省西安市电子二路东段 18号 (72)发明人 黄兴李天太王琛高辉 赵金省张明窦亮彬 (74)专利代理机构 西安智大知识产权代理事务 所 61215 代理人 弋才富 (51)Int.Cl. C09K 8/68(2006.01) C09K 8/88(2006.01) (54)发明名称 一种用于致密油气藏的压裂液及其制备方 法 (57)摘要 一种用于致密油气藏的压裂

2、液及其制备方 法， 按照质量分数计包括： 0.3-0.4稠化剂、 0.5-1.5氯化钾、 0.05-0.15杀菌剂、 0.25- 0.35破乳助排剂、 0.25-0.35粘土稳定剂、 0.3-0.45硼砂、 0.4-0.85过硫酸铵， 余量为 水， 以上各组分之和为100。 最后通过混合以及 滴加制备成压裂液， 当储层温度小于40时， 在 所得的产物压裂液中需进一步添加0.5-1.5的 用于降低破胶粘度的添加剂， 所述添加剂代号为 BJ-1， 具体为聚环氧乙烷-环氧丙烷醚； 本发明通 过稠化剂、 氯化钾、 杀菌剂、 破乳助排剂、 粘土稳 定剂、 硼砂、 过硫酸铵以及水之间的相互配合， 提 高压

3、裂液的各项性能， 降低压裂液对地层的伤 害。 权利要求书1页 说明书7页 附图2页 CN 108300448 A 2018.07.20 CN 108300448 A 1.一种用于致密油气藏的压裂液， 其特征在于， 按照质量分数计包括： 0.3-0.4稠化 剂、 0.5-1.5氯化钾、 0.05-0.15杀菌剂、 0.25-0.35破乳助排剂、 0.25-0.35粘土稳 定剂、 0.3-0.45硼砂、 0.4-0.85过硫酸铵， 余量为水， 以上各组分之和为100； 所述稠化剂为HPG， 具体为黄原胶； 所述杀菌剂代号为CJSJ-2， 具体为十二烷基二甲基氯化铵； 所述破乳助排剂代号为CF-5C

4、具体为非离子氟碳表面活性剂和低碳醇的复配产品； 所述粘土稳定剂代号为COP-1， 具体为二甲基二烯丙基氯化铵； 过硫酸铵添加时按照自身的体积浓度上升趋势依次加入， 且过硫酸铵的平均浓度为 0.02， 所述浓度上升趋势为： 0.0050.010.020.030.05。 2.根据权利要求1所述的一种用于致密油气藏的压裂液， 其特征在于， 当储层温度小于40时， 该压裂液还包括0.5-1.5的用于降低破胶粘度的添加剂， 所 述添加剂代号为BJ-1， 具体为聚环氧乙烷-环氧丙烷醚。 3.一种用于致密油气藏的压裂液的制备方法， 其特征在于， 具体按照以下步骤实施: 步骤1， 按质量分数称取如下组分： 0

5、.3-0.4稠化剂、 0.5-1.5氯化钾、 0.05-0.15 杀菌剂、 0.25-0.35破乳助排剂、 0.25-0.35粘土稳定剂、 0.3-0.45硼砂、 0.4-0.85 过硫酸铵， 余量为水， 以上各组分之和为100； 所述稠化剂为HPG， 具体为黄原胶； 所述杀菌 剂代号为CJSJ-2， 具体为十二烷基二甲基氯化铵； 所述破乳助排剂代号为CF-5C具体为非离 子氟碳表面活性剂和低碳醇的复配产品； 所述粘土稳定剂代号为COP-1， 具体为二甲基二烯 丙基氯化铵； 步骤2， 将所述步骤1称取的稠化剂和杀菌剂混合并搅拌均匀， 然后依次加入粘土稳定 剂、 氯化钾和破乳助排剂， 加料完成后

6、搅拌， 并在水中进行溶解， 溶胀后得到基液， 溶胀5- 8h； 步骤3， 将所述步骤1称取的硼砂和过硫酸铵并流加入步骤2的基液中， 溶胀后得到用于 致密油气藏的压裂液， 溶胀1-3h； 过硫酸铵添加时按照自身的体积浓度上升趋势依次加入， 且过硫酸铵的平均浓度为0.02， 所述浓度上升趋势为： 0.0050.010.02 0.030.05。 4.根据权利要求3所述的一种用于致密油气藏的压裂液的制备方法， 其特征在于， 当储 层温度小于40时， 在步骤3所得的产物压裂液中需进一步添加0.5-1.5的用于降低破胶 粘度的添加剂， 所述添加剂代号为BJ-1， 具体为聚环氧乙烷-环氧丙烷醚。 权利要求书

7、 1/1 页 2 CN 108300448 A 2 一种用于致密油气藏的压裂液及其制备方法 技术领域 0001 本发明属于油气田增产技术领域， 具体涉及一种用于致密油气藏的压裂液及其制 备方法。 背景技术 0002 压裂液是流体矿(气、 汽、 油、 淡水、 盐水、 热水等)在开采过程中， 为了获得高产而 借用液体传导力(如水力等)压裂措施时所用的液体。 0003 依据石油天然气行业标准SY/T 5107-2005 水基压裂液性能评价方法 对现用压 裂液体系进行了系统的性能评价， 现有压裂液主要存在如下问题： (1)将现用压裂液配方中 除羟丙基胍胶外的其它添加剂按配方中浓度加入到100ml自来水

8、中， 在常温和55下放置， 出现浑浊， 并有沉淀生成， 对配方中添加剂进行逐一排除， 发现破乳剂BE-2与杀菌剂COG- 285不配伍； (2)应用GGS71-A高温高压滤失仪评价了现用压裂液体系的滤失性能， 实验温度 55， 实验压力3.5Mpa， 得到滤失系数C7.2410-4， 体系属中等滤失； (3)用PVS高温高压 流变仪评价了现用压裂液体系的抗温抗剪切性能， 实验温度55， 实验压力3.5MPa， 剪切速 率170S-1， 实验结果表明压裂液体系在40时粘度急剧下降， 5分钟后粘度降到50mPa.s， 该 体系耐温耐剪切性能较差； (4)将现用压裂液体系按照交比100： 10交联后

9、， 在55下进行静 态破胶实验， 冻胶在3h内无法破胶， 说明现用压裂液体系的破胶性能较差； (5)用美国TEMCO 公司的AC-FDS-800-10000高温高压岩芯流动实验仪评价了现用压裂液体系在地层温度下 对层位岩芯的静态伤害情况， 实验程序： 正向地层水饱和正向驱煤油反向驱破胶液 正向驱煤油， 实验结果表明现用压裂液体系对储层的伤害率较大。 发明内容 0004 为了克服上述现有技术的缺陷， 本发明的目的在于提供一种用于致密油气藏的压 裂液及其制备方法， 通过稠化剂、 氯化钾、 杀菌剂、 破乳助排剂、 粘土稳定剂、 硼砂、 过硫酸铵 以及水之间的相互配合， 提高压裂液的各项性能， 降低压

10、裂液对地层的伤害。 0005 为了达到上述目的， 本发明所采用的技术方案是: 0006 一种用于致密油气藏的压裂液， 按照质量分数计包括： 0.3-0.4稠化剂、 0.5- 1.5氯化钾、 0.05-0.15杀菌剂、 0.25-0.35破乳助排剂、 0.25-0.35粘土稳定剂、 0.3-0.45硼砂、 0.4-0.85过硫酸铵， 余量为水， 以上各组分之和为100； 0007 所述稠化剂为HPG， 具体为黄原胶； 0008 所述杀菌剂代号为CJSJ-2， 具体为十二烷基二甲基氯化铵； 0009 所述破乳助排剂代号为CF-5C具体为非离子氟碳表面活性剂和低碳醇的复配产 品； 0010 所述粘土

11、稳定剂代号为COP-1， 具体为二甲基二烯丙基氯化铵； 0011 过硫酸铵添加时按照自身的体积浓度上升趋势依次加入， 且过硫酸铵的平均浓度 为0.02， 所述浓度上升趋势为： 0.0050.010.020.030.05。 说明书 1/7 页 3 CN 108300448 A 3 0012 当储层温度小于40时， 该压裂液还包括0.5-1.5的用于降低破胶粘度的添加 剂， 所述添加剂代号为BJ-1， 具体为聚环氧乙烷-环氧丙烷醚。 0013 所述稠化剂、 粘土稳定剂、 杀菌剂、 破乳助排剂、 粘土稳定剂以及水组成基液， 所述 硼砂和过硫酸铵组成交联剂。 0014 一种用于致密油气藏的压裂液的制备

12、方法， 具体按照以下步骤实施: 0015 步骤1， 按质量分数称取如下组分： 0.3-0.4稠化剂、 0.5-1.5氯化钾、 0.05- 0.15杀菌剂、 0.25-0.35破乳助排剂、 0.25-0.35粘土稳定剂、 0.3-0.45硼砂、 0.4- 0.85过硫酸铵， 余量为水， 以上各组分之和为100。 0016 步骤2， 将所述步骤1称取的稠化剂和杀菌剂混合并搅拌均匀， 然后依次加入粘土 稳定剂、 氯化钾和破乳助排剂， 加料完成后搅拌， 并在水中进行溶解， 溶胀后得到基液， 溶胀 5-8h； 0017 步骤3， 将所述步骤1称取的硼砂和过硫酸铵并流加入步骤2的基液中， 溶胀后得到 用于

13、致密油气藏的压裂液， 溶胀1-3h； 过硫酸铵添加时按照自身的体积浓度上升趋势依次 加入， 且过硫酸铵的平均浓度为0 .02， 所述浓度上升趋势为： 0 .0050 .01 0.020.030.05。 0018 当储层温度小于40时， 在步骤3所得的产物压裂液中需进一步添加0.5-1.5的 用于降低破胶粘度的添加剂， 所述添加剂代号为BJ-1， 具体为聚环氧乙烷-环氧丙烷醚。 0019 与现有技术相比， 本发明通过稠化剂、 氯化钾、 杀菌剂、 破乳助排剂、 粘土稳定剂、 硼砂、 过硫酸铵以及水之间的相互配合， 提高压裂液的各项性能， 降低压裂液对地层的伤 害。 附图说明 0020 图1是本发明

14、实施例一提供一种用于致密油气藏的压裂液的抗温抗剪切性能测试 图； 0021 图2是本发明实施例一提供一种用于致密油气藏的压裂液的滤失性能测试图； 0022 图3是本发明实施例一提供另一种温度下一种用于致密油气藏的压裂液的抗温抗 剪切性能测试图。 具体实施方式 0023 下面结合实施例， 对本发明进行进一步详细说明。 应当理解， 此处所描述的具体实 施例仅仅用以解释本发明， 并不用于限定本发明。 0024 实施例一 0025 当温度在4050之间时， 一种用于致密油气藏的压裂液， 按照质量分数计包括： 0.35稠化剂、 1氯化钾、 0.1杀菌剂、 0.3破乳助排剂、 0.3粘土稳定剂、 0.4硼

15、砂、 0.45过硫酸铵， 余量为水， 以上各组分之和为100， 稠化剂、 粘土稳定剂、 杀菌剂、 破乳助 排剂、 粘土稳定剂以及水组成基液， 硼砂和过硫酸铵组成交联剂。 0026 所述稠化剂为HPG， 具体为黄原胶； 0027 所述杀菌剂代号为CJSJ-2， 具体为十二烷基二甲基氯化铵； 0028 所述破乳助排剂代号为CF-5C具体为非离子氟碳表面活性剂和低碳醇的复配产 说明书 2/7 页 4 CN 108300448 A 4 品； 0029 所述粘土稳定剂代号为COP-1， 具体为二甲基二烯丙基氯化铵； 0030 过硫酸铵添加时按照自身的体积浓度上升趋势依次加入， 且过硫酸铵的平均浓度 为0

16、.02， 所述浓度上升趋势为： 0.0050.010.020.030.05。 0031 当储层温度小于40时， 一种用于致密油气藏的压裂液， 该压裂液包括以下组分 0.35稠化剂、 1氯化钾、 0.1杀菌剂、 0.3破乳助排剂、 0.3粘土稳定剂、 1添加剂、 0.35硼砂、 0.8过硫酸铵， 余量为水， 以上各组分之和为100， 稠化剂、 粘土稳定剂、 杀 菌剂、 破乳助排剂、 粘土稳定剂以及水组成基液， 硼砂和过硫酸铵组成交联剂。 0032 一种用于致密油气藏的压裂液的制备方法， 具体按照以下步骤实施: 0033 步骤1， 按质量分数称取如下组分0.35稠化剂、 1氯化钾、 0.1杀菌剂、

17、 0.3 破乳助排剂、 0.3粘土稳定剂、 0.4硼砂、 0.45过硫酸铵， 余量为水， 以上各组分之和为 100； 当储层温度小于40时， 进一步称取0.1的用于降低破胶粘度的添加剂； 0034 步骤2， 将步骤1称取的稠化剂和杀菌剂混合并搅拌均匀， 然后依次加入粘土稳定 剂、 氯化钾和破乳助排剂， 加料完成后搅拌， 并在水中进行溶解， 溶胀7h后得到基液； 0035 步骤3， 将步骤1称取的硼砂和过硫酸铵并流加入步骤2的基液中， 溶胀2h后得到用 于致密油气藏的压裂液， 过硫酸铵添加时按照自身的体积浓度上升趋势依次加入， 且过硫 酸铵的平均浓度为0.02， 所述浓度上升趋势为： 0.005

18、0.010.020.03 0.05。 0036 当储层温度小于40时， 在步骤3所得的产物压裂液中需进一步添加1的用于降 低破胶粘度的添加剂， 所述添加剂代号为BJ-1， 具体为聚环氧乙烷-环氧丙烷醚。 0037 实施例二 0038 当温度在4050之间时， 一种用于致密油气藏的压裂液， 该压裂液包括以下组 分： 0.3稠化剂、 0.5氯化钾、 0.05杀菌剂、 0.25破乳助排剂、 0.25粘土稳定剂、 0.3硼砂、 0.4过硫酸铵， 余量为水， 以上各组分之和为100， 稠化剂、 粘土稳定剂、 杀菌 剂、 破乳助排剂、 粘土稳定剂以及水组成基液， 硼砂和过硫酸铵组成交联剂。 0039 所述

19、稠化剂为HPG， 具体为黄原胶； 0040 所述杀菌剂代号为CJSJ-2， 具体为十二烷基二甲基氯化铵； 0041 所述破乳助排剂代号为CF-5C具体为非离子氟碳表面活性剂和低碳醇的复配产 品； 0042 所述粘土稳定剂代号为COP-1， 具体为二甲基二烯丙基氯化铵。 0043 过硫酸铵添加时按照自身的体积浓度上升趋势依次加入， 且过硫酸铵的平均浓度 为0.02， 所述浓度上升趋势为： 0.0050.010.020.030.05。 0044 当储层温度小于40时， 一种用于致密油气藏的压裂液， 该压裂液包括以下组分 0.3稠化剂、 0.5氯化钾、 0.05杀菌剂、 0.25破乳助排剂、 0.2

20、5粘土稳定剂、 0.5 添加剂、 0.4硼砂、 0.8过硫酸铵， 余量为水， 以上各组分之和为100。 0045 一种用于致密油气藏的压裂液的制备方法， 具体按照以下步骤实施: 0046 步骤1， 按质量分数称取如下组分： 0.3稠化剂、 0.5氯化钾、 0.05杀菌剂、 0.25破乳助排剂、 0.25粘土稳定剂、 0.3硼砂、 0.4过硫酸铵， 余量为水， 以上各组分 之和为100； 当储层温度小于40时， 进一步称取0.5的用于降低破胶粘度的添加剂； 说明书 3/7 页 5 CN 108300448 A 5 0047 步骤2， 将步骤1称取的稠化剂和杀菌剂混合并搅拌均匀， 然后依次加入粘土

21、稳定 剂、 氯化钾和破乳助排剂， 加料完成后搅拌， 并在水中进行溶解， 溶胀5h后得到基液； 0048 步骤3， 将步骤1称取的硼砂和过硫酸铵并流加入步骤2的基液中， 溶胀1h后得到用 于致密油气藏的压裂液， 过硫酸铵添加时按照自身的体积浓度上升趋势依次加入， 且过硫 酸铵的平均浓度为0.02， 所述浓度上升趋势为： 0.0050.010.020.03 0.05。 0049 当储层温度小于40时， 在步骤3所得的产物压裂液中需进一步添加0.5的用于 降低破胶粘度的添加剂， 所述添加剂代号为BJ-1， 具体为聚环氧乙烷-环氧丙烷醚。 0050 实施例三 0051 当温度在4050之间时， 一种用

22、于致密油气藏的压裂液， 该压裂液包括以下组 分： 0.4稠化剂、 1.5氯化钾、 0.15杀菌剂、 0.35破乳助排剂、 0.35粘土稳定剂、 0.45硼砂、 0.5过硫酸铵， 余量为水， 以上各组分之和为100， 稠化剂、 粘土稳定剂、 杀 菌剂、 破乳助排剂、 粘土稳定剂以及水组成基液， 硼砂和过硫酸铵组成交联剂， 基液和交联 剂的质量比为100： 10， 过硫酸铵按照浓度上升趋势依次加入， 且平均浓度为0.02， 浓度上 升趋势为： 0.0050.010.020.030.05。 0052 所述稠化剂为HPG， 具体为黄原胶； 0053 所述杀菌剂代号为CJSJ-2， 具体为十二烷基二甲基

23、氯化铵； 0054 所述破乳助排剂代号为CF-5C具体为非离子氟碳表面活性剂和低碳醇的复配产 品； 0055 所述粘土稳定剂代号为COP-1， 具体为二甲基二烯丙基氯化铵； 0056 过硫酸铵添加时按照自身的体积浓度上升趋势依次加入， 且过硫酸铵的平均浓度 为0.02， 所述浓度上升趋势为： 0.0050.010.020.030.05。 0057 当储层温度小于40时， 一种用于致密油气藏的压裂液， 该压裂液包括以下组分 0.4稠化剂、 1.5氯化钾、 0.15杀菌剂、 0.35破乳助排剂、 0.35粘土稳定剂、 1.5 添加剂、 0.5硼砂、 0.85过硫酸铵， 余量为水， 以上各组分之和为

24、100， 稠化剂、 粘土稳 定剂、 杀菌剂、 破乳助排剂、 粘土稳定剂以及水组成基液， 硼砂和过硫酸铵组成交联剂， 过硫 酸铵添加时按照自身的体积浓度上升趋势依次加入， 且过硫酸铵的平均浓度为0.02， 所 述浓度上升趋势为： 0.0050.010.020.030.05。 0058 一种用于致密油气藏的压裂液的制备方法， 具体按照以下步骤实施: 0059 步骤1， 按质量分数称取如下组分： 0.4稠化剂、 1.5氯化钾、 0.15杀菌剂、 0.35破乳助排剂、 0.35粘土稳定剂、 0.45硼砂、 0.85过硫酸铵， 余量为水， 以上各组 分之和为100； 当储层温度小于40时， 进一步称取1

25、.5的用于降低破胶粘度的添加剂； 0060 步骤2， 将步骤1称取的稠化剂和杀菌剂混合并搅拌均匀， 然后依次加入粘土稳定 剂、 氯化钾和破乳助排剂， 加料完成后搅拌， 并在水中进行溶解， 溶胀8h后得到基液； 0061 步骤3， 将步骤1称取的硼砂和过硫酸铵并流加入步骤2的基液中， 溶胀3h后得到用 于致密油气藏的压裂液， 过硫酸铵添加时按照自身的体积浓度上升趋势依次加入， 且过硫 酸铵的平均浓度为0.02， 所述浓度上升趋势为： 0.0050.010.020.03 0.05。 0062 当储层温度小于40时， 在步骤3所得的产物压裂液中需进一步添加1.5的用于 说明书 4/7 页 6 CN

26、108300448 A 6 降低破胶粘度的添加剂， 所述添加剂代号为BJ-1， 具体为聚环氧乙烷-环氧丙烷醚。 0063 实验数据： 0064 稠化剂是压裂液中最基本的添加剂之一， 其性能主要以其增粘能力、 水不溶物含 量、 含水率来表征。 在考察稠化剂性能时， 水不溶物含量尤为重要， 水不溶物含量越高， 压裂 液残渣含量越多； 因此本申请中选用低水不溶物含量的一级羟丙基瓜尔胶粉为稠化剂。 0065 采用CJSJ-2做杀菌剂， 在室内对其杀菌性能进行了评价， 评价方法如下： 配制 0.5瓜胶， 30水浴中溶胀4h， 测其初始粘度 0， 加入一定浓度的杀菌剂后放入30水浴 中恒温72小时， 测量

27、胶液终粘度 ， 粘度损失率按照( 0 )/ 0计算， 结果见表1， 从实验结果 可以看出， 72小时的粘度损失率为3.3。 0066 0067 表1 0068 采用CF-5C复合助排剂， 该产品兼有破乳和助排双重功效， 对CF-5C复合助排剂进 行了性能评价， 其表/界面张力评价结果见表2， 破乳性能评价结果见表3， 由评价结果可知， 其助排性能和破乳性能可以满足使用要求。 0069 浓度， 0.10.20.30.4 表面张力， mN/m39.3232.2031.8031.68 界面张力， mN/m8.152.681.321.29 0070 表2 0071 时间30min50min70min9

28、0min120min 脱水率， 40.350.265.890.590.8 0072 表3 0073 将压裂液中除羟丙基胍胶外的其它添加剂按配方中浓度加入到100ml自来水和 中， 在常温和60下放置， 无浑浊现象， 无沉淀生成， 说明所用添加剂的配伍性良好。 0074 本发明实施例1中当温度在4050之间时所制备的压裂液进行性能评价如下： 0075 基液粘度： 用ZNN-D6六速旋转粘度计测得基液粘度为30mPa.s。 0076 抗剪切性能： 室内用PVS高温高压流变仪评价了优化的压裂液体系的抗温抗剪切 性能， 实验温度为45， 实验压力3.5MPa， 剪切速率170S-1， 实验结果见图1，

29、 从图1可以看出， 压裂液体系在45下连续剪切1h粘度仍能保持在100mPa.s以上， 说明该体系具有较好的耐 温耐剪切性能。 0077 滤失性能： 室内使用GGS71-A高温高压滤失仪评价了优化后的压裂液体系的滤失 性能。 实验温度为45， 实验压力3.5Mpa， 实验结果见图2， 由滤失曲线得造壁性滤失系数C 9.5310-4m/min1/2， 体系属于中等滤失。 说明书 5/7 页 7 CN 108300448 A 7 0078 破胶性能： 液体进入地层后， 应在较短时间内尽快破胶返排， 以尽量减少对地层造 成的伤害。 室内在45和35下分别对优化后的液体体系进行了静态破胶试验， 试验结

30、果 见表4、 表5， 试验结果表明该体系在1.5h内完全破胶， 具有良好的破胶性能。 0079 0080 表4 0081 0082 0083 表5 0084 破胶助排性能： 室内用K100表/界面张力仪测量了优化后压裂液体系破胶液的表/ 界面张力， 表面张力为29.9mN/m， 界面张力为0.8mN/m。 0085 破胶液残渣： 室内对优化后体系破胶液残渣进行了评价， 残渣含量为169.1mg/L。 0086 岩芯伤害评价： 使用美国TEMCO公司的AC-FDS-800-10000高温高压岩芯流动实验 仪评价了优化的压裂液体系对岩芯的静态伤害情况， 实验温度为45。 试验结果见表6， 由 表6

31、看出， 优化的压裂液体系对地层伤害率达到较低伤害压裂液的要求。 0087 0088 表6 0089 对本发明实施例1中当温度在小于40时所制备的压裂液进行性能评价： 0090 基液粘度： 用ZNN-D6六速旋转粘度剂测得基液粘度为30mPa.s。 0091 抗剪切性能： 室内用PVS高温高压流变仪评价了压裂液体系的抗温抗剪切性能。 实 验温度为30， 实验压力3.5MPa， 剪切速率170S-1， 实验结果见图3。 从实验结果可以看出， 压 说明书 6/7 页 8 CN 108300448 A 8 裂液体系具有较好的耐温耐剪切性能。 0092 滤失性能： 压裂液静态滤失： 仪器采用GGS71-

32、A高温高压滤失仪， 滤失介质是双层 滤纸， 在30、 3.5MPa条件下， 测出的压裂液造壁性滤失系数为4.7610-4m/min1/2， 初滤失 量为0.024cm3/cm2。 属低滤失。 0093 破胶性能： 在实验室25、 30条件下， 选择不同浓度破胶剂+激活剂， 12.5小时 内， 使压裂液能彻底破胶， 破胶粘度小于10mPa.s,见表7。 0094 0095 表7 0096 破胶助排性能： 室内用K100表/界面张力仪测量了优化后压裂液体系破胶液的表/ 界面张力， 表面张力为30.9mN/m， 界面张力为2.8mN/m。 0097 破胶液残渣： 室内对优化后体系破胶液残渣进行了评价

33、， 残渣含量为180.1mg/L。 0098 岩芯伤害评价： 使用美国TEMCO公司的AC-FDS-800-10000高温高压岩芯流动实验 仪评价了压裂液体系对岩芯的静态伤害情况， 实验温度为30。 试验结果见表8， 由实验结 果看出， 优化的压裂液体系对地层伤害率达到较低伤害压裂液的要求。 0099 层位区块井号渗透率， mD伤害率， 长8姬塬黄3区Y22-1090.7618.4 长8定边郑崾岘区41260.2222.8 0100 表8 0101 本发明通过稠化剂、 氯化钾、 杀菌剂、 破乳助排剂、 粘土稳定剂、 硼砂、 过硫酸铵以 及水之间的相互配合， 提高压裂液的各项性能， 降低压裂液对地层的伤害。 0102 以上所述仅为本发明的优选实施例而已， 并不用于限制本发明， 尽管参照前述实 施例对本发明进行了详细的说明， 对于本领域的技术人员来说， 其依然可以对前述各实施 例所记载的技术方案进行修改， 或者对其中部分技术特征进行等同替换。 凡在本发明的精 神和原则之内， 所作的任何修改、 等同替换、 改进等， 均应包含在本发明的保护范围之内。 说明书 7/7 页 9 CN 108300448 A 9 图1 图2 说明书附图 1/2 页 10 CN 108300448 A 10 图3 说明书附图 2/2 页 11 CN 108300448 A 11