8．2．2．1 压裂液的基本性质
压裂液是由固体支撑剂和携砂液组成的多相不稳定体系，而携砂液是具有一定黏度和破胶液化效果的流体。压裂液应该具有满足压裂需要的基本性能：①使用水力尖劈作用形成裂缝并使之延伸；②沿裂缝输送并铺置压裂支撑剂；③压裂后液体能量最大限度地破胶与返排，减少对裂缝与储层的伤害，使其在储层中形成高导流的支撑裂缝带。
压裂过程中，压裂液将经历混配、管道流动、裂缝流动、受热升温、向地层滤失、关井破胶和开井返排等多环节影响，因此，以下性能的好坏直接关系到压裂的效果。
（1）压裂液黏度。包括未交联基液的黏度、交联后冻胶受热影响的黏度稳定性和黏度的耐温耐剪切能力、流体按幂律模型处理的稠度系数与流型指数。
（2）交联时间。是降低施工摩阻和减小冻胶机械降解能力的重要途径之一。测试方法为漩涡封闭法，即在盛有一定基液的混调器中，以一定转速旋转，形成漩涡见底，观察交联剂加入至漩涡封闭的时间为交联时间。
（3）压裂液滤失。反映了压裂液施工效率。以在一定温度和压差作用下，密闭容器内液体通过单位渗滤面积的滤失量表征，表征参数有初滤失量、造壁滤失系数和滤失速率。
（4）压裂液破胶。反映在地层温度下压裂液破胶快慢和黏度降低的程度，测定参数包括破胶时间、破胶液黏度和破胶后残渣含量。
（5）助排性能。反映压裂液降低毛细管阻力能力的大小，测试参数包括滤液或破胶液的表面张力、界面张力和接触角。
（6）与储层的配伍性。反映压裂液滤液或破胶液与储层岩石和流体的相容性，包括油水乳化程度及破乳率、是否形成沉淀物以及压裂液的防膨率。
（7）岩心伤害率。综合反映压裂液滤液或破胶液流经岩心后渗透率的变化，以压裂液滤液通过岩心前后渗透率的递减百分数表征。
另外，压裂液研究还将更多的目光放在尽可能地接近模拟现场条件下评价表征压裂液性能的方法和手段上。比较突出的是管路式流变仪的使用、动态滤失装置的使用、压裂液黏弹性的研究等。
一种理想的压裂液应满足以下性能要求：
（1）良好的耐温耐剪切性能。在不同的储层温度、剪切速率和剪切时间下，压裂液应保持较高的黏度或黏弹特性，以满足造缝和携砂性能的需要，即要求具有良好的剪切稳定性和热稳定性。不因温度的增加和剪切速率的增加，压裂液黏度发生大幅度降低。一般要求在就地条件下压裂液黏度大于50mPa·s。
（2）滤失少。这是造长缝、宽缝和提高压裂液效率的重要要求。压裂液的滤失性能主要取决于压裂液的造壁滤失特性、黏度特性和压缩特性。在压裂液中，加入降滤失剂，将大大减少压裂液的滤失量。在压裂施工中，要求前置液、携砂液的综合滤失系数小于10×10－4 m／min1／2。
（3）携砂能力强。压裂液的携砂能力取决于压裂液的黏度和弹性。压裂液只要有较高的黏度和弹性，即可悬浮和携带支撑剂进入裂缝前沿，并形成合理的砂体在裂缝中的铺沉。但如果压裂液的黏度过高，则形成高的裂缝，不利于形成长而宽的裂缝。一般裂缝内压裂液的黏度保持在50～100mPa·s，表征压裂液弹性的储能模量应大于1．9Pa。
（4）低摩阻。压裂液在管道中的摩阻愈小，则在设备动力一定的条件下，用于造缝的有效水马力越大。摩阻越高，导致井口压力越大，降低施工排量，限制了压裂施工。一般要求压裂液的降阻率大于50%。
（5）配伍性。压裂液进入地层后与各种岩石矿物及流体接触，不应发生不利于油气渗滤的物理—化学反应。不要引起黏土矿物膨胀、油水乳化和产生沉淀而堵塞油气通道。这种配伍性的要求非常重要，往往部分油气藏压裂后效果不理想或失败的原因就是压裂液的配伍性差所致。
（6）易破胶和低残渣。压裂液快速彻底破胶是加快压裂液返排、减少压裂液在地层滞留的要求。降低压裂液残渣是保持支撑裂缝高导流能力、降低支撑裂缝伤害的关键因素。要求选用优质的破胶剂和合理破胶剂黏度，以及优质稠化剂性能，降低水不溶物含量。
（7）易返排。人工裂缝一旦闭合，要求压裂液快速、彻底返排。影响压裂液返排的因素包括压裂液的密度、压裂液的表面、界面张力和压裂液破胶液黏度。低密度的泡沫压裂液、油基压裂液有利于压裂液的返排。
（8）材料来源广、便于配制和价格便宜。压裂液的可操作性和经济可行性是影响压裂液选择和压裂施工的重要因素。
8．2．2．2 压裂液添加剂
压裂液是由多种添加剂根据功能要求和协调效应按照一定配比组成的黏弹性流体，因此添加剂是压裂液的基本单元。
8．2．2．2．1 压裂液添加剂分类
近年来，代表世界先进压裂技术水平的各大公司，在压裂液化学研究和应用方面开展了大量的研究工作，取得了重要的进展，形成了20类添加剂，有100多种产品。压裂液添加剂分类及其特性统计如表8－3所示。
表8－3 压裂液添加剂分类及特性
8．2．2．2．2 水基压裂液稠化剂
稠化剂是水基压裂液的主要添加剂，用以提高水溶液黏度、降低液体滤失、悬浮和携带支撑剂。当前水基压裂液稠化剂分为三大类型，即植物胶（如瓜尔胶、香豆胶、田菁胶、皂仁胶、槐豆胶、魔芋胶和海藻胶）及其衍生物、纤维素的衍生物（如羧甲基纤维素、羟乙基纤维素等）、生物聚合物（黄胞胶）以及合成聚合物（如聚丙烯酰胺、甲叉基聚丙烯酰胺、羧甲基聚丙烯酰胺等）。此外，也有将淀粉类产品开发为压裂液稠化剂的报道。
目前，植物胶及其衍生物是水基压裂液系统的主要稠化剂，占90%以上。大多数植物胶均属于半乳甘露聚糖，具有相似的结构和不同的组成与分子构象，表现出不同的物理和化学性质。瓜尔胶及其衍生物、香豆胶、田菁胶等不同植物胶稠化剂结构与性能对比如表8－4所示。
表8－4 不同植物胶稠化剂结构与性能对比
（1）瓜尔胶及其衍生物。瓜尔胶来自一年生草本植物瓜尔豆（产于巴基斯坦和印度等地）的内胚乳。它是一种天然半乳甘露聚糖植物胶，分子中的半乳糖侧链易溶于水，在水中使其高分子充分舒展，使水稠化而获得较高的表观黏度，1%溶液黏度大于300mPa·s；同时其分子链上含有大量可与过渡金属离子交联的邻位顺式羟基，是国内外常用的良好稠化剂。瓜尔胶原粉含有较高不可降解的残渣（8%～12%）或不被水溶解的水不溶物（20%～25%）。为了减少残渣，提高热稳定性与水合速度，开发了瓜尔胶的衍生物，如羟丙基瓜尔胶（HPG）、羧甲基羟丙基瓜尔胶（CM－HPG）。这些衍生物的不可降解的残渣低（2%～5%），现已广泛地成为水基压裂液的主要稠化剂。
（2）香豆胶。香豆胶为国内产品，它与瓜尔胶结构相似，均属于半乳甘露聚糖的天然植物胶，溶于水，具有较强的增黏能力，1．0%溶液黏度为160～210mPa·s，香豆胶原粉水不溶物较低，仅为6%～13%，通过氧化剂或酶破胶剂作用，不可降解的残渣含量（3%～4%）相当于改性瓜尔胶（表8－5）；分子中含有大量顺式邻位羟基，可与许多交联离子反应形成交联冻胶。它是目前国内广泛使用的植物胶稠化剂之一。该产品形成的压裂液具有低摩阻、悬砂性能好和残渣较少等优点，曾成功应用于5910m的超深井与153℃的高温储层压裂施工，取得了良好的增产增注效果。
表8－5 香豆胶与瓜尔胶的性能对比
（3）田菁胶及其衍生物。田菁胶及其衍生物是我国20世纪七八十年代广泛使用的水基压裂液稠化剂。田菁胶也属于半乳甘露聚糖天然植物胶，易溶于水。初期田菁胶质量较差，随着加工工艺的改进，田菁胶的1%溶液黏度由60～80mPa·s上升到120～150mPa·s，出粉率由15%～20%提高到30%～35%，但压裂液残渣由15%～20%增至20%～30%。以交联剂交联的田菁冻胶压裂液具有黏度高、悬砂能力强、摩阻较低等优点，但存在热稳定性较差、残渣含量高、引起的伤害大等缺点。为克服以上不足，相继对田菁胶进行了物理或化学改性，如胜利和中原油田研制的羟丙基田菁、华北油田研制的羟乙基田菁等。以改性田菁胶形成的压裂液具有耐高温、携砂性能好、摩阻较低、残渣较少（10%～15%）等优点，满足了国内20世纪80年代的压裂工艺要求；但相对于其他压裂液，改性田菁胶压裂液仍存在增粘能力较差、水不溶物高、所引起的伤害大等不足。目前，现场已很少应用。
（4）纤维素衍生物。纤维素衍生物是将棉花或木材产品里得到的天然纤维素进行反应得来的。纤维素是一种不溶于水的非离子型直链多糖。将其引入羧甲基或羟乙基等侧基时，其水溶性得到改善，降解几乎无残渣。油田常用纤维素衍生物有羧甲基纤维素（CMC）、羟乙基纤维素（HEC）和羧甲基羟乙基纤维素（CMHEC）等。纤维素衍生物较瓜尔胶、香豆胶等植物胶较难交联，且耐温能力、剪切稳定性和降阻能力差，对盐敏感。目前该稠化剂在国内外较少用于压裂液，而多在砾石充填方法中使用。
（5）合成聚合物。用于水基压裂液的合成聚合物有聚丙烯酰胺和甲叉基聚丙基酰胺等，可通过控制合成条件来改变聚合物的性质，以满足油田开发的需要。合成聚合物是水基压裂液的良好稠化剂和降阻剂，同时还具有较好的热稳定性、无残渣等优点，但存在耐盐性、剪切稳定性差、在现场配制困难以及残胶吸附堵塞伤害等缺点，限制了其在压裂液中的推广应用，而多被用于钻井液和堵水剂产品。
8．2．2．2．3 水基压裂液交联剂
交联剂是与聚合物线型大分子链形成新的化学键，使其联接形成网状体形结构的化学剂。聚合物水溶液因交联作用形成冻胶。国内外已开发出各种交联剂，其中硼酸盐用作压裂液交联剂已有近30年的历史。20世纪60年代后期，硼冻胶因无毒、易交联、价廉且具有黏弹性，硼砂成为植物胶水基压裂液的主要交联剂，但因交联速度快（小于10s）、耐温能力差（低于90℃）而在高温地层的应用受到限制。20世纪70年代以后，国外开发出有机金属交联剂（主要是有机钛和有机锆），具有延迟交联和耐高温（可高于120℃）的特点。但20世纪80年代后期，一些研究者发现有机金属交联使压裂液的支撑裂缝导流能力受到严重伤害，返排能力低于硼交联压裂液，同时，经剪切降解后黏弹性难以恢复。国外在20世纪90年代初开发了新型有机硼交联体系，较好地解决了常规硼冻胶压裂液的应用问题。交联剂的选用由可交联官能团和聚合物水溶液pH值决定。不同交联剂特性如表8－6所示。
（1）两性金属（或非金属）含氧酸的盐。由两性金属（或两性非金属）组成的含氧酸根阴离子的盐，如硼酸盐、铝酸盐、锑酸盐、钛酸盐等，一般为弱酸强碱盐。在水溶液中电离水合后溶液呈碱性。这些两性金属离子以羟基化合物酸根阴离子的形式存在，在pH＝7～11（锑酸盐pH＝3～6）的条件下其羟基化合物阴离子通过极性键和配位键与含有邻位顺式羟基的各种非离子型半乳甘露聚糖植物胶及其衍生物交联。
（2）无机酸的两性金属盐。如硫酸铝、氯化铬、硫酸铜、氯化锆等强酸弱碱盐，其阳离子水合物水解生成羟基水合阳离子，溶液呈酸性。提高溶液pH值，羟基水合阳离子以羟桥联结成多核配合物。在一定pH值条件下以多核羟桥配合物的形式通过极性键和配位键与具有钠羧基、酰胺基、邻位反式羟基的聚合物交联，包括羧甲基植物胶、羧甲基纤维素、聚丙烯酰胺阴离子衍生物、海藻酸钠及生物聚合物等交联。
表8－6 不同交联剂的交联特性与使用条件
（3）无机酸酯（有机钛或锆）。无机酸分子中的氢原子被烃基取代生成无机酸酯。用作交联剂的无机酸酯主要是一些高价两性金属含氧酸酯，如钛酸酯、锆酸酯。对于非离子型植物胶来说，一般难以与钛酸盐和锆酸盐交联。因钛盐和锆盐在浓的强碱溶液中并不生成固定的钛酸盐、锆酸盐，所得的是二氧化钛水合物或二氧化锆水合物吸附了碱金属氢氧化物的沉淀。用这种胶状沉淀交联非离子型植物胶，其冻胶性能差。用钛盐、锆盐制取的钛酸酯、铬酸酯如三乙醇胺钛酸酯和三乙醇胺乳酸锆酯等（俗称有机钛和有机锆）则是非离子型植物胶理想的高温交联剂。
（4）醛类。能溶于水的低级醛，如甲醛、乙醛、乙二醛等是聚丙烯酚胺及其衍生物的有机物交联剂。醛类与聚丙烯酚胺及其衍生物的交联反应一般要在一定的pH值条件下、一定的反应温度下，作用一定的时间。生成的网状体型凝胶不溶或难溶于水，胶体强度增大，抗剪切性能改善。醛类与聚丙烯酞胺及其衍生物交联的交联度必须有所控制，并设计好破胶水化工艺，在保证作业质量的同时，尽量避免残胶对油层渗透率造成的伤害。醛类对具有邻位反式羟基的纤维素衍生物和具有邻位顺式羟基的植物胶也有一定的交联增稠效果。
（5）有机硼。有机硼是由硼酸或硼酸盐与有机络合物在一定条件下合成的新型有机交联剂。可与植物胶稠化剂交联，形成三维网状冻胶。它具有三大特点：①具有明显的延迟交联作用，因络合剂和溶液pH值的不同，延迟交联时间有较大差异，一般为30s～12min不等；②具有耐高温特性，耐温能力可达到150℃～160℃，而无机硼压裂液的耐温能力一般小于100℃；③在高温下缓慢形成有机酸，具有一定程度的自动破胶能力，对支撑裂缝的伤害率明显小于有机金属离子交联压裂液。因此，有机硼交联压裂液体系可满足高温深井压裂的需要，适用范围广。
1992年以来，中国石油勘探开发研究院廊坊分院开始了新型冻胶压裂液添加剂的研制，经过压裂液酸化技术服务中心多年的研究开发，已形成了以无机硼、有机硼、有机钛、有机锆等交联剂交联的低、中、高温配套的低伤害植物胶（香豆胶、瓜尔胶）压裂液体系，可适应各种油藏地层特点和满足压裂工艺的需要。
有机硼BCL－61是一种性能优良的高效交联剂，由常规硼酸盐Na2B4O7与有机配位体LGD（OH）6在化学助剂作用下生成的稳定有机络合物。该交联剂外观为黄色，密度1．17g／cm3，黏度（20℃，170s－1）4．23mPa·s，放置稳定性良好。有机硼络合物与半乳甘露糖的交联反应，是有机硼络合物各级电离，缓慢产生的硼酸盐离子B（OH）－4与半乳甘露糖分子链上的顺式邻位羟基作用，形成1∶1和2∶1结构的网状冻胶。由于配位体对硼酸盐离子具有亲和力，而作为延迟交联剂，亲和力大小取决于溶液碱性的强弱，溶液碱性越强，与硼酸盐结合得越强，因此，通过调整溶液的酸碱度便可控制交联速度，从而实现延迟交联。络合物中含有多个硼酸盐离子，能与聚糖分子的各对顺式邻位羟基发生反应，每一交联点含有多个化学键，交联结合较强，常规硼冻胶的每个交联结合点上仅有一个硼酸盐离子，交联结合较弱，因而，硼酸盐有机络合物的冻胶压裂液具有较高的耐温性能和耐剪切性能。
8．2．2．2．4 黏土稳定剂
产层中黏土和微粒的存在会降低增产效果。压裂液，或温度、压力特别是离子环境的变化都可能引起迁移穿过岩石的孔隙系统或沉积。微粒迁移桥架在孔隙吼道和黏土膨胀都会降低渗透率。在施工中，压裂液以小分子水溶性滤液进入孔隙，对储层黏土矿物的伤害通常是水敏性与碱敏性叠加作用的结果。水溶性介质对储层黏土矿物潜在膨胀、分散和运移；同时水基压裂液以碱性交联为主，滤液存在较强的碱性（pH值一般为8～10），对黏土的分散、运移、堵塞油层有很大的影响。如果不采取稳定黏土措施，将导致储层渗透率不可逆转的下降。
在水基压裂液中，常加入黏土稳定剂防止黏土膨胀、分散和运移。氯化钾是压裂液中常使用的黏土稳定剂，使用浓度一般为1．0%～2．0%。这是因为氯化钾不仅提供了充分的阳离子浓度防止阳离子交换，压缩使黏土膨胀的扩散双电层，而且钾离子大小恰能进入黏土的硅氧四面体的六角空间，防止黏土膨胀、分散和运移。加入氯化钾还可以提高压裂液矿化度，使之与地层水矿化度相匹配；同时当氯化钾存在时可消除压裂液中碱敏性对储层渗透率的损害。实际上几乎所有压裂设计都包括有KCl。
另外，锆盐特别是氯化锆在水中稀释会形成一种包含羟基联结基团的复杂无机聚合物，这些聚合物的高带电性使它以不可逆的方式吸附在黏土表面上并能将黏土颗粒粘结在砂粒表面上，可有效防止黏土颗粒水化膨胀、运移等作用。但锆盐的价格昂贵使其使用受到限制。
聚合物黏土稳定剂是阳离子型的高分子聚合物，因其吸附牢固耐冲刷而对于注水井是良好的长效黏土稳定剂。但对于压裂井，不存在类似注水的长期冲刷，特别是压裂井往往渗透率低且很容易被阳离子聚合物堵塞，因而不建议在压裂液中使用。
8．2．2．2．5 缓冲剂（pH值调节剂）
在水基压裂液中，通常用pH值调节剂控制稠化剂水合增黏速度、交联剂所需的pH值范围和交联时间以及控制细菌的生长。在基液配制过程中，如果pH值太低，植物胶稠化剂水合速度越快，在其表面形成一层水化膜，抑制内部的高分子溶胀，即会形成“鱼眼”。因此，在配液过程中，通过pH值调节剂，首先使溶液保持弱碱性，稠化剂处于完全分散状态；再调节pH值为弱酸性，使其水合增黏，减少“鱼眼”，充分溶胀。不同的交联剂要求与之相适应的pH值范围，硼交联压裂液要求pH值在11．0以上；并通过调节pH值，控制延迟交联时间，满足不同油气藏压裂的需要；锑、锆交联压裂液要求pH值分别在3～5和 9．0～11．0之间。pH值调节剂还可以根据酶破胶剂的最佳活性范围调节出适合的pH值，使破胶剂发挥最大的破胶能力。提高基液pH值，可以控制细菌的生长，达到防腐作用。
用无机或有机酸碱，以及强碱弱酸盐、强酸弱碱盐调节溶液的pH值，使其具有一定的pH值缓冲能力和范围。通常使用的pH值调节剂为碳酸氢钠、碳酸钠、醋酸、柠檬酸、富马酸和氢氧化钠等，配合使用可使pH值的控制范围达到要求。常用pH值调节剂的pH值范围与用量如表8－7所示。
表8－7 常用pH值调节剂的pH值范围与用量
8．2．2．2．6 杀菌剂
用于抑制和杀死微生物，使配制的基液性质稳定，防止聚合物降解，同时阻止储层内的细菌生长。许多阳离子表面活性剂都具有一定的杀菌防腐作用，但要注意避免使用亲油性强的产品，一般常用TAl227（十二烷基二甲基苄基氯化铵）。甲醛、乙二醛、戊二醛及其复配物具有良好的杀菌防腐作用，洗油效果好，是水基压裂液常用的杀菌剂。杀菌剂在使用过程中必须注意添加过程和杀菌时间效应，即在注水充满大罐前，加入一半的杀菌剂迅速杀死罐中的细菌，当大罐注满后，再加入余下的杀菌剂，并保持6～8h，杀死压裂液中所有细菌。
8．2．2．2．7 表面活性剂（助排剂）
水基压裂液中表面活性剂起到压后助排和防乳破乳的作用，有时也用于在配置压裂液时的消泡剂。乳化压裂液用表面活性剂作为乳化剂。泡沫压裂液用表面活性剂作起泡剂。用于压裂液的各种表面活性剂的离子电荷可能会影响到地层的润湿性。几乎所有的地层都是天然亲水的，这有利于油穿过岩石运移。而特定地层固有的离子特性使阳离子表面活性剂让碳酸盐亲水，让砂岩亲油。阴离子表面活性剂会让砂岩亲水，让石灰岩亲油。两性表面活性剂是有机分子，其离子电荷取决于液体的pH值。有时非离子表面活性剂的选用可能是较为保险的。由于乳化液的黏度比较高，水基压裂液如果在井眼附近和地层原油发生乳化，会出现严重的生产堵塞。压裂液含有的破乳剂应能在储层温度下保持其表面活性，并且在与储层岩石接触时不易因吸附作用而从溶液中分解出来。
对于某些乳化压裂液，用于乳化剂的表面活性剂则希望它能吸附在地层表面，使乳化液破乳。表面活性剂还用于防止和处理井眼附近的水锁，即所谓的压裂液助排。影响压裂液返排的主要因素是地层压力降、黏滞力和毛细管力等。地层压力降越慢，排液压差越大，即具有排液的动力越大；黏滞力与地层孔隙大小、压裂液破胶液黏度、残渣含量、颗粒大小以及油水乳化的“贾敏效应”有关。毛细管力按下式确定：
式中：pc——毛细管力（kPa）；
σ——油水界面张力（kPa）；
θ——接触角（°）；
r——毛细管半径（μm）。
可见，在压裂液中，正确合理地使用表面活性剂，降低油水界面张力，增大接触角，减小毛细管力是加快压裂液返排的重要措施。
8．2．2．2．8 抗高温稳定剂
高温下压裂液黏度下降是多种机理引起的，比较常见的机理是氧的存在起到了加剧压裂液降解的速度，因此抗高温稳定剂往往和除氧有关。常用甲醇、硫代硫酸钠、三乙醇胺等。
8．2．2．2．9 滤失添加剂
控制压裂液向地层的滤失，有利于提高压裂液效率，减少压裂液用量，形成长而宽的裂缝，提高砂液比，获得高导流能力的裂缝；同时通过降低压裂液的滤失和滞留，缩短压裂液返排时间，减少对储层的损害。如果压裂液类型和储层条件一定，控制降滤失剂性能的关键因素即为降滤失剂。
常用作压裂液降滤失剂的添加剂为柴油、油溶性树脂、聚合物（如淀粉）和硅粉等。各种降滤失剂对压裂液的初滤失和造壁滤失系数的影响差异很大。在控制初滤失方面，各种添加剂的效率按如下顺序排列：聚合物／硅黏土＞硅粉＞油溶性树脂＞柴油＞无降滤失剂；而在控制造壁滤失系数C3方面的排列顺序为：柴油＞聚合物／硅黏土＞硅粉＞油溶性树脂＞无降滤失剂。柴油降滤失剂就其对C3的影响而言，可产生极好的降滤失效果，但对初滤失量几乎没有影响。合理的降滤失剂应是固体降滤失剂（如硅粉）和液态烃类（如柴油）的配合体系，固体降滤失剂用于控制高渗面的初滤失，而液态烃则降低造壁滤失系数C3值。对固体降滤失剂必须选择合理的粒径匹配，优化用量，同时尽可能选用可以降解的产品如淀粉及其衍生物，以避免堵塞储层孔道。
8．2．2．2．10 破胶剂
破胶剂是压裂液的重要添加剂之一，其主要作用是使压裂液中的冻胶发生化学降解，由大分子变成小分子，有利于压后返排，减少储层伤害。油基压裂液体系中，典型的破胶剂是无水乙酸钠、碳酸氢盐、氧化钙和氨水溶液。即在油基压裂液中加入一种慢慢溶于液体中的酸或碱，可以迫使反应朝某一方向或另一方向进行，从而达到破坏胶体体系的作用。水基压裂液常用的破胶剂通常包括过氧化物破胶剂、胶囊破胶剂和酶破胶剂。不同破胶剂分类与使用条件如表8－8所示。生物酶和催化氧化剂系列是适用于21℃～54℃的低温破胶剂；一般氧化破胶体系适用于54℃～93℃，而有机酸适用于93℃以上的破胶作用。许多与破胶机理相关的关键因素之一是压裂液pH值。对于一般的酶破胶剂，pH值是影响酶破胶作用的重要因素之一，普通酶破胶剂最佳pH值为5．0，低于3．0或高于8．0时，酶的破胶活性将大大降低。
表8－8 常用破胶剂的使用条件
因为酶破胶剂实际上是打断了分子链从而有效降低分子量，其破胶更彻底，因而人们致力于扩大其应用范围，最新开发的碱性甘露聚糖酶将酶的应用范围从pH值8扩大到了10以上。强氧化剂破胶体系pH值在3～14．0之间均可使用。
施工中要求压裂液维持较高黏度与施工结束后要求快速降解、彻底破胶是一对尖锐的矛盾。为此，在20世纪90年代初，利用流化床原理，国内外相继研制了胶囊包裹破胶剂，即延缓释放破胶剂。它是在常规破胶剂外表包裹一层特殊的半渗透材料，一般膜厚为20～30μm，占15%～20%，利用挤压或渗透作用释放破胶活性物质。囊心材料一般为过氧化物或酶。胶囊破胶剂有两方面的主要作用：①提高了破胶剂的适用范围，酶胶囊破胶剂可与碱性交联压裂液相配伍，pH值达9～13，同时也提高了温度使用范围；②可提高破胶剂的用量，对压裂液流变性能影响很小，使压后快速彻底破胶，加快压裂液返排成为可能。同时，胶囊破胶剂作为一种不随滤液进入地层的破胶剂，将对裂缝壁面滤饼的破胶起一定的作用。压裂液对支撑裂缝长期导流能力的影响研究表明，使用大量破胶剂将压裂液快速破胶，将明显改善导流能力，可以使支撑裂缝渗透率保持率由20%上升到43%。
8．2．2．2．11 支撑剂
压裂支撑剂是在水力压裂时地层压开裂缝后，用来支撑水力裂缝不使裂缝再重新闭合的一种固体颗粒。它的作用是在裂缝中铺置排列支撑形成的水力裂缝，从而在储层中形成远远高于储层渗透率的支撑裂缝带，使流体在支撑裂缝中有较高的流通性，减少流体的流动阻力，达到增产、增注的目的。
理论研究与实践证明，在储层条件与支撑裂缝尺寸相同时，水力压裂效果与支撑裂缝导流能力有关系。支撑裂缝导流能力是指裂缝传导（输送）储层流体的能力，并以支撑带的渗透率（Kf）与宽度（Wf）的乘积（KfWf）来表示。支撑剂的优选是压裂设计中的重要环节之一，由于难动用储量中低渗透油藏具有低孔、低渗、储层有效厚度薄等特点，往往压裂后单井产量仍然较低，支撑剂优选仅仅考虑压后短期增产量，可能导致开发经济效益差或无经济效益，所以支撑剂的优选在考虑支撑剂类型、物理性能、渗透率及支撑剂在裂缝中的铺置浓度的同时，还应考虑支撑剂的长期导流能力，及进一步提高油井压裂后的周期增产量。
8．2．2．2．11．1 支撑剂的类型
为了适应各种不同地层以及不同井深压裂的需要，人们开发了许多种类的压裂用支撑剂，国内外大量使用的支撑剂可分为天然和人造两大类。天然支撑剂主要以石英砂为代表，是最早用作支撑剂的材料；人造支撑剂主要以陶粒为代表。还有一些不成功的支撑剂使用记录，如铝球、金属丸、玻璃球、胡桃壳、塑料球和聚合物球等。由于天然石英砂价格相对低廉，应用量大；人造陶粒抗压强度高、品种繁多，所以目前这两种支撑剂被国内外大量使用。
（1）石英砂。石英砂多产于沙漠、河滩或沿海地带。如美国渥太华（Ottawa）砂、约旦（Jordan）砂和国内兰州砂、承德砂等。天然石英砂的主要化学成分是氧化硅（SiO2），同时伴有少量的氧化铝（Al2O3）、氧化铁（Fe2O3）、氧化钾（K2O）、氧化钠（Na2O）及氧化钙与氧化镁（CaO＋MgO）。天然石英砂的矿物组分以石英为主。石英含量（质量百分比）是衡量石英砂质量的重要指标，我国压裂用石英砂中的石英含量一般在80%左右，且伴有少量长石、燧石及其他喷出岩和变质岩等岩屑。就石英砂的微观结构而言，石英可分为单晶石英与复晶石英两种晶体结构。单晶石英是指颗粒是由一个石英晶体组成的晶体，内部由化学键结合在一起，结构紧密。复晶石英是由两个以上的单晶石英聚集在一起而形成的集合体，与单晶石英比较，内部结构相对松散，常见缝理出现。在天然石英砂的石英含量中，单晶石英颗粒所占的质量百分比愈大，则该种石英的抗压强度愈高。
一般石英砂的视密度约为2．65g／cm3左右，体积密度约为1．70g／cm3。虽然石英砂密度低，易于泵送，但抗压强度低，当地层闭合压力大于20MPa后就开始大量破碎，其导流能力大幅度下降。故石英砂一般用于地层闭合压力小于20MPa的浅井中。该支撑剂货源广、价格便宜。同时100目（0．154mm）左右的石英砂粉砂可作为固体降滤剂。
（2）陶粒。人造陶粒主要由铝矾土（氧化铝）烧结或喷吹而成，它具有较高的抗压强度，一般划分为中等强度和高强度两种陶粒支撑剂。中等强度陶粒支撑剂（ISP）材料是由铝矾土或铝质陶土制成，视密度为2．7～3．3g／cm3。其组分的氧化铝（Al2O3）或铝质的质量百分含量为46%～77%，硅质（SiO2）含量占12%～55%，还有不到10%的其他氧化物。最终晶相分析表明，低铝材料的组成大部分为莫来石（3Al2O3—2SiO2，或称之为富铝红柱石），以及少量的方石英（SiO2的一种存在形式），颜色大多呈灰色。高强度支撑剂由铝矾土或氧化锆的物料制成，视密度约为3．4g／cm3或更高。其化学组分的氧化铝含量可达85%～90%，氧化硅占3%～6%，氧化铁（Fe2O3）占4%～7%，氧化钛（TiO2）占3%～4%。高含量的铝硅物料使这种支撑剂比中强支撑剂具有更大的密度，物料经热处理后，主要晶相是刚玉，但也存在少量的莫来石晶相或玻璃晶相，颜色呈墨色。人造陶粒由于抗压强度高，能在较高地层闭合压力（大于30MPa）下提供较高的导流能力，适用较高地层闭合压力的深井、超深井。
（3）树脂砂。树脂砂是将改性酚醛树脂包裹到石英砂的表面，经热固处理制成。它的视密度为2．55g／cm3左右，略低于石英砂。在低应力下，树脂砂的性能与石英砂相近，但在高应力下，树脂砂的性能则远远优于石英砂。
8．2．2．2．11．2 支撑剂的物理性能
支撑剂的物理性能包括粒度组成、球度和圆度、密度、酸溶解度、浊度和抗破碎能力。物理性能的评价依据《压裂支撑剂性能测试推荐方法》（SY／T5108—1997）。支撑剂的基本性能如下。
（1）支撑剂球度。支撑剂球度指支撑剂颗粒接近球形的程度：）
式中：Sp——球度；
dn——颗粒等值体积的球体直径（mm）；
dc——颗粒外接球体直径（mm）。
（2）支撑剂的圆度。支撑剂的圆度指其棱角的相对锐度或曲率的量度。
（3）支撑剂的酸溶解度。在规定的酸溶液及酸溶时间内，确定一定质量支撑剂被酸溶的质量与总支撑剂质量的百分比，这一量值称为酸溶解度。
（4）支撑剂的浊度。在规定体积的蒸镏水中加入一定体积的支撑剂，然后搅拌，液体的浑浊程度称为支撑剂浊度。
（5）支撑剂密度。单位质量的支撑剂与其颗粒体积之比称为支撑剂视密度。单位质量的支撑剂与其堆积体积之比称为支撑剂的体积密度。
（6）抗破碎能力。对一定体积的支撑剂，在额定压力下进行承压测试，确定的破碎率表征了支撑剂抗破碎的能力。破碎率高，抗破碎能力低；破碎率低，抗破碎能力高。
8．2．2．2．11．3 支撑剂的性能指标
（1）支撑剂的粒径范围。支撑剂的粒径范围可分为0．45～0．224mm、0．9～0．45mm和1．25～0．9mm三种不同的规格。根据表8－9给出的标准筛组合，可得到筛析结果：落在公称粒径范围内的样品质量，不应低于样品总质量的90%，小于支撑剂下限（0．224mm、0．45mm和0．9mm）的样品质量，不应超过样品总质量的2%，大于顶筛的支撑剂样品质量，不应超过样品总质量的0．1%，落在支撑剂下限（0．224mm、0．45mm和1．25mm）筛子上的样品质量，不应超过样品总质量的10%。
表8－9 筛析实验标准筛组合表
（2）支撑剂的球度与圆度。天然石英砂的球度、圆度应大于0．6。人造陶粒的球度、圆度应大于0．8。图8－4、图8－5是支撑剂球度和圆度的目测图版。
（3）支撑剂的酸溶解度。各种粒径支撑剂允许的酸溶解度值如表8－10所示，天然石英砂和人造支撑剂的酸溶解度值采用同一规定。
（4）支撑剂的浊度。支撑剂浊度值不应高于100NTU或100度。
（5）支撑剂抗破碎能力
表8－10 支撑剂的酸溶解度
图8－4 支撑剂球度、圆度图版
图8－5 支撑剂球度的图解
1）石英砂支撑剂的抗破碎能力。相应粒径范围、规定闭合压力与破碎率指标如表8－11所示。
表8－11 石英砂支撑剂抗破碎测试压力及指标
2）陶粒支撑剂的抗破碎能力。陶粒支撑剂的抗破碎能力要经过52MPa．、69MPa两个模拟闭合压力的测试。因支撑剂性能比较的需要，闭合压力可增至86MPa、100MPa。在使用中，根据支撑剂所承受的闭合压力来确定实验时的闭合压力点，相应粒径范围的破碎率指标如表8－12所示，闭合压力与破碎时受力值如表8－13所示。
表8－12 陶粒支撑剂粒径范围与破碎率指标
表8－13 陶粒支撑剂抗破碎试验参数
（6）国产支撑剂物理性能测试结果。3种20／40目（0．9～0．45mm）支撑剂物理性能如表8－14、表8－15所示。
表8－14 支撑筛析（%）测试结果
表8－15 支撑剂物理性能测试结果
8．2．2．2．11．4 支撑剂的导流能力
支撑裂缝导流能力是裂缝传导储层流体的能力，以支撑带渗透率（Kf）与宽度（Wf）的乘积（KfWf）来表示，是支撑剂颗粒均匀程度与物理机械性能的综合反映，是选择支撑剂的主要依据。
（1）测量方法。测量支撑裂缝导流能力可通过短期和长期两种试验方式，但一般对支撑剂性能进行比较评价时，采用短期导流能力实验，它是对支撑剂测试样由小到大逐级加压，测量每一级压力下通过支撑裂缝固定流量所产生的压差，从而计算裂缝的导流能力。支撑剂导流能力的评价参见《压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法》（SY／T6302—1997）。
（2）支撑裂缝导流能力的影响因素分析。影响支撑裂缝导流能力的因素主要有支撑裂缝承受的作用力、支撑剂物理性质、支撑剂在裂缝中的铺置浓度（层数），以及支撑剂对岩石的嵌入、承压时间和压裂液对支撑裂缝的伤害等。为了使水力压裂后形成的支撑裂缝提供更高的裂缝导流能力，现对影响裂缝导流能力的主要因素进行分析。
1）地应力与地层孔隙压力对裂缝导流能力的影响。对于压裂井，压裂后形成的支撑带中的支撑剂承受着裂缝闭合压力pp，它是地层就地应力，即最小主地应力σmin与地层孔隙压力之差，在生产时最低的地层孔隙压力应是井底流压pf，即：
图8－6是支撑剂承受裂缝闭合压力对各种支撑剂导流能力的作用，由图可见，尽管支撑剂种类不同，但它们的导流能力都随闭合压力的增加而递减。
2）支撑剂物理性能对裂缝导流能力的影响。支撑剂物理性能包括粒径、圆度、球度、强度、浊度、酸溶解度、密度、光洁度等，对裂缝导流能力影响比较敏感的主要是粒径、圆度、球度和强度。
①支撑剂的粒径大小及其均匀程度影响着支撑裂缝的孔隙度和渗透率，亦即影响着裂缝的导流能力。在低闭合压力下，大粒径的支撑剂可提供更高的导流能力。但大粒径支撑剂的输入比较困难，它要求水力裂缝有足够的动态宽度。若粒径分布范围较宽，出现小粒径的颗粒充填大粒径颗粒组成的孔隙，从而降低裂缝渗透率。所以粒径相对集中、比较均匀的支撑剂能提供更高的导流能力。如图8－7所示，在同一铺置浓度下，闭合压力小于34．5MPa时大粒径支撑剂能提供较高的导流能力。
图8－6 闭合压力对不同支撑剂裂缝导流能力的影响
图8－7 支撑剂的粒径大小及其均匀程度对导流能力的影响
②圆度和球度好的支撑剂能承受更高的裂缝闭合压力，非常圆的球体颗粒比不太圆的颗粒由于表面受力更为均匀，能承受更高的载荷，所以在高闭合压力下，圆度、球度好的能提供更高的导流能力，然而在低闭合压力下情况相反，带有棱角的支撑颗粒比圆度、球度好的将有更高的孔隙度与相应更高的导流能力。
③支撑剂强度是以支撑剂一定量的群体破碎率来标示的。破碎率低的支撑剂导流能力高，定性地可以反映强度高的支撑剂能提供更高的导流能力。所以通常根据支撑剂的破碎率来选择支撑剂。
3）支撑剂铺置浓度对裂缝导流能力的影响。支撑剂铺置浓度是指单位裂缝壁面积上的支撑剂量（按一个壁面），常用单位为kg／m2。裂缝导流能力随裂缝中支撑剂铺置浓度的增加而增加，但在单层铺置时导流能力较高，所以在早期压裂时，大家认为裂缝中局部单层铺置支撑剂可以获得理论上最大的裂缝导流能力。但工业上未能得到应用，其原因是不能在全裂缝中获得完全均匀的单层铺置。而多层铺置不仅可以降低支撑剂的破碎程度，而且可以提高裂缝的宽度。图8－8、图8－9是支撑剂的铺置浓度与裂缝导流能力的典型关系曲线，从图中可见，在多层铺置后，随着铺置浓度的增加，导流能力随之增加。
图8－8 不同铺置浓度陶粒支撑剂导流能力曲线
图8－9 不同铺置浓度石英砂支撑剂导流能力曲线
4）支撑剂在岩石上的嵌入对裂缝导流能力的影响。当裂缝闭合在支撑带上时，支撑剂颗粒将由裂缝缝壁嵌入岩层，并使岩石破碎产生碎屑，这两者都将影响裂缝有效缝宽和渗透率，而导致裂缝导流能力下降。支撑剂在裂缝中呈多层排列有利于减缓因支撑剂对岩石嵌入造成对裂缝导流能力的影响。靠近裂缝壁面上的那一层支撑剂对岩石有嵌入，而支撑裂缝中间的支撑剂不存在这一影响。所以支撑裂缝铺置浓度（层数）越多，支撑剂嵌入影响就越小。
5）压裂液对裂缝导流能力的影响。压裂后压裂液破胶返排，但仍有部分破胶较差的压裂液及其残渣滞留在支撑带孔隙中，以及压裂液在缝壁所形成的滤饼等，都将会导致裂缝导流能力的下降。目前，国内外使用的压裂液种类很多，总的来看，不同压裂液对导流能力的保持系数不同。表8－16是6种压裂液对裂缝导流能力的保持系数。
由于交联冻胶的种种优点，目前仍大量应用于现场。因实验室中测定导流能力的实验介质为蒸馏水，所以用于现场时应按实验结果的一定比例取值。
表8－16 各种压裂液对裂缝导流能力的保持系数
6）有效地应力作用时间对裂缝导流能力的影响。支撑裂缝在地层有效地应力作用下取得与保持长期较高的导流能力是油井稳产的关键，然而在实验室如何求取长期导流能力目前仍在探索中。实验结果显示支撑裂缝在地应力作用下初期导流能力递减较快，几天后基本趋于稳定，但是随着时间的推移，其导流能力仍逐渐降低。
8．2．2．2．11．5 支撑剂选择
压裂支撑剂的选择必须基于油藏的就地应力、开采时的井底流压，且与储层相匹配，以及在现有的施工水平下所能达到的砂液比，使裂缝内在所能达到的铺置浓度下满足油藏所需要的导流能力。然而不同支撑剂所提供的导流能力不同，一般能提供高导流能力的支撑剂价格比较昂贵，如人造陶粒通常是天然石英砂价格的3～5倍。所以，最终考虑使用的，应是经过经济优化选择的支撑剂。
（1）支撑裂缝带承受闭合压力的确定。支撑剂承受的裂缝闭合压力pp是地层就地应力与开采时井底流动压力pf之差，即：
随着油井的油、气、水不断产出，在一次采油期时，地层压力将降低，而就地应力也将随之降低。根据Eaton公式：
式中：ν——泊松比；
p0——上覆层压力（kPa）；
ps——地层压力（kPa）。
为了保持产量，常降低生产井流动压力，以保持一定的生产压差进行生产。所以选择支撑剂应从生产的动态预测上来考虑支撑剂承受的压力。当地层压力ps降至ps′，使就地应力由σx降至σx′，流动压力由pf降至pf′，支撑剂承受的地层闭合压力pp变为pp′：
因此，支撑剂承受地层闭合压力的增量Δpp为：
假设油井生产时生产压差保持恒定，支撑剂承受地层闭合压力的增量即为：
上述可作为支撑剂承受裂缝闭合压力的确定方法。
（2）支撑剂导流能力优化。
1）不同承压下的支撑剂导流能力。导流能力是支撑剂颗粒均匀程度与物理性能的综合反映，是选择支撑剂的主要依据。表8－17是低密度、高密度陶粒和天然石英砂的导流能力评价结果。实验条件：铺置浓度5kg／m2；实验温度20℃～23℃；实验液体为蒸馏水；实验周期为短期。
表8－17 不同种类支撑剂的导流能力实验结果（铺置浓度5kg／m2）
2）支撑剂应用的经济评价与优选。选择与储层相匹配的支撑剂，以现有的施工水平下所能达到的砂液比，使裂缝内铺置浓度达到油藏所需要的导流能力。然而不同支撑剂所提供的导流能力不同，选择不同的支撑剂取得的增产效果也不一样。所以，最终考虑使用的，应是经过经济、优化选择的支撑剂。如最终形成的水力裂缝铺砂浓度均为5kg／m2，只是使用不同类型的支撑剂，采用裂缝模拟、油藏模拟和经济模型进行模拟计算，假设在泵入支撑剂质量相同的条件下，则压后半年内净收益会有很大的区别，可见选择支撑剂应以最终净收益为目标函数。
8．2．2．3 压裂液及其体系
按泵注顺序和所起作用不同，压裂液可分为预前置液、前置液、携砂液和替置液，显然前置液和携砂液将是整个压裂工作液的主要部分。
压裂液按照组成不同可以分为水基压裂液、油基压裂液、乳化压裂液、泡沫压裂液和清洁胶束压裂液等。国内外压裂液类型及使用情况如表8－18所示。低渗透未动用储量的压裂改造一般采用低成本的水基压裂液。
表8－18 国内压裂液类型及使用现状
（1）水基压裂液系统。水基压裂液以水为分散介质，添加各种处理剂，特别是水溶性聚合物，形成具有压裂工艺所需的较强综合性能的工作液。一般具有可流动状态含有添加剂的聚合物水溶液被称为线性胶（或稠化水或溶胶）。而线性胶一旦加入某些化学剂（交联剂），则会形成具有黏弹性的交联冻胶，交联冻胶具有部分固体性质，但在一定排量和压力下又能流动。
1）线性胶压裂液。线性胶压裂液（稠化水压裂液）由水溶性聚合物稠化剂和其他添加剂（如黏土稳定剂、破胶剂、降滤失剂、助排剂、破乳剂和杀菌剂等）组成，具有流动性，一般属于非牛顿流体，可近似地用幂律模型来描述。水经稠化增黏后有助于输送支撑剂、降低液体滤失、增大裂缝宽度，因此线性胶压裂液具有一定的表观黏度与低滤失特性，减阻性能好，易破胶低伤害；但对温度、剪切速率较为敏感。其表观黏度为剪切速率、温度、聚合物浓度、聚合物分子量及化学环境的函数，具有剪切变稀、流动无滑移、测黏重复性较好等流变特性。它使用和控制简单，如果设计一种消除伤害的或在井眼附近得到高裂缝导流能力的支撑带，则线性胶压裂液是理想的液体。常用于注水井、煤层气和浅层油气藏压裂。
2）交联冻胶压裂液。20世纪60年代末开始使用的交联压裂液被认为是水力压裂技术上的进步。如果要求增加压裂液黏度和提高耐温能力，对线性胶而言就得增加聚合物浓度，然而增加浓度是有限的，但对交联冻胶则仅仅是添加少量的交联剂即可实现。交联即通过交联离子将溶解于水中的线性胶以化学键的形式连接起来，形成三维网状结构，使原来聚合物的相对分子质量明显增加。交联聚合物分子有助于增加原聚合物的温度稳定性，温度的稳定性取决于分子的刚性使分子热运动降低。
聚合物的交联，虽然使液体的表观黏度增加了好几个数量级，但在泵送作业中增加的摩阻却不多。但是，如果压裂液在地面交联并以高速进入管线和通过射孔炮眼，会发生剪切降解引起黏度下降。虽然这种交联冻胶可以泵入管路，但一部分能量却用于剪切交联体使其黏度下降，此种黏度会表现为较高摩阻。因此，一种延迟交联冻胶压裂液系统以其具有控制交联时间的优点则更受欢迎。
交联时间定义为线性胶基液呈现刚性结构所需的时间。在油田有许多方法评定这个时间，有人直接观察搅拌器中的液体在给定剪切速率下漩涡消失的时间，有人则简单地采集样品到烧杯中观察流出烧杯口外的舌状部分会自行回缩的时间。交联时间即是观察到液体变成刚性体时黏度极大地增加所需要的时间，这一时间一般为压裂液从井口流动到接近射孔炮眼所需的时间，这样能保证压裂液基本以线性胶的形式在井筒流动，通过射孔炮眼进入裂缝后又是交联完好的交联冻胶。延迟交联体系有利于交联剂的分散，产生更高的黏度并改善压裂液的温度稳定性。同时，由于管路中流动的大部分是黏度低的线性胶，而能形成低的泵送摩阻。
交联冻胶压裂液同线性胶压裂液比较，其优点包括：①采用同等用量的胶液，在裂缝中能达到更高的黏度；②从液体滤失控制的观点来看，交联体系更有效；③交联液具有较好的支撑剂传输性能；④交联液具有较好的温度稳定性；⑤交联液的单位聚合物经济效益好。更主要的是它表现出很强的黏弹性与塑性，所以在水力造缝与携砂能力等压裂液综合性能方面优于线性胶压裂液，但由于破胶降黏相对困难，引起的伤害将比线性胶严重。在较低温度下，交联压裂液的弹性性质强于黏性性质，在较高温度且振荡频率较低的试验条件下，显示出黏性性质强于弹性性质，而当试验振荡频率增高时，反转为弹性性质略高于黏性性质。它的流变特性受温度、剪切速率和流体配方等因素的影响。构成水基冻胶压裂液体系的组分主要包括稠化剂、交联剂、破胶剂、pH值调节剂、降滤失剂、杀菌剂、黏土稳定剂、助排剂和破乳剂等。
最早的交联剂是硼酸盐和金属锑。最初的交联液是瓜尔胶系统。硼交联压裂液需要碱性交联环境，pH值为8。在20世纪80年代初为改善硼酸盐交联压裂液耐温性与延迟交联作用，开发了有机钛或有机锆交联剂，使压裂液耐温能力达到180℃，满足了超深井高温压裂的需要。有机钛、锆交联压裂液受机械剪切降解严重，并难以“治愈”；硼交联冻胶虽也剪切稀释，但剪切力消失后，其黏弹性又有很大程度的恢复。在20世纪80年代末、90年代初，通过对压裂液交联、破胶及伤害机理研究，表明钛、锆金属离子交联压裂液存在破胶困难，形成的残渣或残胶将严重影响支撑裂缝的导流能力，而硼交联压裂液体系对支撑裂缝导流能力伤害最小。因此硼压裂液的新一轮研制和开发又形成热点，并主要集中在硼的延迟交联和耐高温等方面。尽管有多种途径如高pH值、硼矿物、包裹、络合等可以实现延迟交联和更耐高温，但目前应用比较多的还是有机基团络合的俗称有机硼交联剂的方法。
有机硼是用特定有机络合基团（如乙二醛等）在一定条件下和硼酸盐作用的产物。有机硼交联压裂液体系具有可控制的延迟交联作用、耐高温和自动破胶三大特性，是一种新型优质低伤害压裂液。它克服了无机硼交联压裂液耐温性能差（＜90℃）、快速交联（＜108℃），适用范围小、施工摩阻高等不足；同时也达到或接近了有机钛、锆交联压裂液的耐温能力，克服了有机金属交联压裂液破胶困难、对支撑裂缝导流能力损害大的缺点。目前，国内已成功地将其应用于温度160℃、井深超过5800m的高温深井，并取得了良好的施工参数和增产效果。
（2）油基压裂液体系。油基压裂液是以油为溶剂或分散介质，加入各种添加剂形成的压裂液。现今最普遍采用的油基压裂液是铝磷酸脂与碱的反应产物，典型的为有机脂肪醇与无机非金属氧化物五氧化二磷生成的磷酸酯均匀混入基油中，用铝酸钠进行交联，可形成磷酸酯铝盐的网状结构，使油成为油冻胶。铝磷酸盐脂凝胶改善了原油的稠化，并提高了温度稳定性。20世纪90年代初，进一步完善了的油基压裂液体系，以原油为介质、磷酸酯为稠化剂、铝酸盐为交联剂、醋酸盐为破胶剂，并通过两次交联过程，实现了现场施工的连续混配，缩短了交联时间，优化了用量，改进了流变性能，耐温能力达120℃～130℃，实现了高砂比施工。
在某些情况下，使用油基压裂液有利于避免对水敏性产油层使用水基液而引起的地层伤害。适用于低压、偏油润湿、强水敏性储层。使用油基压裂液的首要缺点是易燃性，并且大多数情况下，油基压裂液的泵送摩阻明显高于水基压裂液体系。与水相比，使用油品时静水压头较小，所以要求泵送压力也较高。由于以油为介质，添加剂用量大，成本高，施工安全性差，现场配制及质量控制较难。
（3）乳化压裂液。油水两相的两种基本类型是油外相和水外相。油外相乳化液的黏性与基油十分相似，所以油外相乳化液与油的高黏度相联系，摩擦阻力高。水的黏度低，且水相中加入聚合物可以降低摩阻，因此水外相乳化液具有较低的摩擦阻力。乳化压裂液水相由植物胶稠化剂和含有表面活性剂的淡水或盐水配制而成，油相可以是原油或柴油。根据表面活性剂即乳化剂性质不同，可以形成水包油O／W（也有人将其视为广义上的水基压裂液）或油包水W／O（也有人将其视为广义上的油基压裂液）两种类型的压裂液。HLB值小的乳化剂易形成O／W型，相反则形成W／O型。用于O／W乳化压裂液的表面活性剂的HLB值一般为7～18，油水体积比为50∶50～80∶20。用于W／O乳化压裂液的表面活性剂的HLB值一般为3～6，油水体积比为60∶40。
乳化压裂液黏度随着水相中聚合物浓度及油相体积比例增加而增大。稠化水，特别是交联型聚合物可以改善乳化压裂液的稳定性，而且由于聚合物的减阻作用，使得乳化液泵送时的摩阻大大降低。水外相乳化压裂液的泵送压力一般高于常用的交联压裂液而大大低于油外相乳化液。由于乳化压裂液含水量少、稠化剂用量低，同时在地层中乳化剂被地层吸附而自动破乳，具有低伤害、易返排的特点。在不追求交联压裂液的那种超高黏度和温度稳定性而仅需要良好的黏度时，使用水外相乳化压裂液具有较好的经济效益。乳化压裂液不足之处在于较高摩阻、高成本（除非原油能回收），同时热稳定性较差，上限温度为120℃。
（4）泡沫压裂液。泡沫压裂液实际上就是一种液包气乳化液，气泡提供了高黏度和优良的支撑剂携带能力。在施工过程中，保持稳定的泡沫，干度范围极为重要。典型的压裂施工设计达到70%～80%干度的泡沫，这意味着压裂液的70%、75%或80%是气。一般随着泡沫干度从60%增到90%，泡沫的稳定性和黏度也增大。超过90%，泡沫恢复成雾状。
液气混合时的扰动产生气泡，气泡乳化到液体中形成随时间会慢慢破裂的泡沫。在大气压条件下，用来产生泡沫的液体有一半从泡沫中破出所需要的时间为泡沫的半衰期。通过加入表面活性剂覆盖气泡表面可以稳定水包气乳化液，添加聚合物到液体中也有助于泡沫的稳定。70%～80%干度的泡沫使用高质量起泡剂一般有3～4min的半衰期，添加聚合物稳定剂可使半衰期增加到20～30min。当使用CO2泡沫时，泵入液态CO2以代替干燥的气体，在混合时并未形成气液泡沫，到储层条件下，液态CO2转化为气态时，乳化液才转变为泡沫，使用N2时只要干度在60%～90%之间，就会形成真正的泡沫。基液一般为含有起泡剂的淡水、盐水或聚合物水溶液，起泡剂多为非离子表面活性剂。
泡沫压裂液具有易返排、低滤失、黏度高、携砂能力强、对储层伤害小等优点。其不足之处在于压裂施工中需要较高的注入压力、特殊的设备装置，施工难度大。适用于低压、强水敏性储层。
压裂液体系是根据储层温度、地层流体特征和压裂施工需要，将压裂液不同添加剂按照不同配比（配方）混合在一起形成的黏弹性流体。按照储层温度划分，可将压裂液分为低温压裂液（＜60℃）、中温压裂液（60℃～120℃）和高温压裂液（＞120℃）。
8．2．2．4 水压裂工作液体系及其适用条件
（1）水压裂作用原理与适用条件。水压裂（Waterfracs）是始于20世纪90年代后期的新技术。它是用水在较高排量下进行造缝和携砂，同时利用低浓度支撑剂和裂缝颗粒错位支撑裂缝的压裂处理，已经成功应用于低渗透储层的增产改造。水压裂主要优点是降低压裂液及施工成本，适合于低渗透油藏的压裂改造，特别是低效难动用储层的压裂改造。
水压裂增产的基本原理是靠裂缝错位和低浓度支撑剂支撑裂缝，提供流体的流动通道。大量研究表明，如果没有错位和支撑剂，裂缝不能提供显著的导流能力，无支撑剂的错位裂缝导流能力取决于裂缝粗糙颗粒大小与分布、裂缝错位程度和岩石力学性质；支撑和错位控制的裂缝导流能力取决于支撑剂浓度、强度和地层特性；在错位控制下裂缝导流能力变化很大，且难以预测，高强度支撑剂可以减少导流能力对错位的依赖性，且支撑剂浓度可以小于0．1lb／gal；在使用低强度和低浓度支撑剂的条件下，导流能力将降低几个数量级，且受裂缝粗糙特性控制；水压裂成功很大程度上依赖于地层特性：裂缝的错位程度、粗糙颗粒大小与分布和岩石力学性质，这些性质难以预测且对导流能力影响很大。地层的不确定性因素可以通过使用高强度支撑剂或大于1．01b／g浓度的常规支撑剂克服。
（2）水压裂基本组成与工艺。水压裂液体系是由水、降阻剂、黏土稳定剂和表面活性剂组成。降阻剂为合成聚合物（如相对分子质量为（1．0～1．2）×106的水解聚丙烯酰胺）或0．1%～0．2%低浓度瓜尔胶。黏土稳定剂视地层黏土矿物组成成分和含量选择其类型与使用浓度，一般黏土稳定剂选用1%～2%的氯化钾。表面活性剂主要功能是防乳破乳和降低毛细管阻力，加快压裂液返排，一般选择破乳助排多效添加剂。
水压裂工艺过程一般包括：在较高排量下，水基流体作为前置液，占体系用量的50%，而携砂液采用不同浓度的支撑剂量，其中45%为0．5lb／gal低浓度支撑剂的携砂压裂液，5%为2．0lb／gal较高浓度支撑剂的携砂压裂液。
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