压裂中引起储层伤害的因素很多，为了减轻压裂过程的储层伤害，需要对压裂段塞进行优化选择。
8．2．4．1 压裂段塞
（1）前置液。破裂地层并形成一定几何尺寸的裂缝以备后面的携砂液进入裂缝。在温度较高的油气层里，它还可起一定的降温作用。有时为了提高前置液的工作效率，在一部分前置液中加入细砂或粉砂（粒径100～140目，含砂比为10%左右）来堵塞地层中的微裂隙以减小液体的滤失。此外，前置液在缝中还可以起一定的防止砂堵作用。一般要求前置液在油气层条件下有一定的黏度。
（2）携砂液。它起到将支撑剂带入裂缝并将其放在预定位置上的作用。同时它进一步扩展裂缝并冷却地层。一般要求携砂液的悬砂能力强、滤失低。在总液量中这部分占的比例最大。
（3）顶替液。注携砂液过程中，中间顶替液用来将携砂液推向裂缝深部，注完携砂液后用顶替液将全部携砂液替入裂缝中。顶替液用量要适当，不能过量顶替。中间过量顶替有可能出现区段闭合，尾注过量顶替会将缝口支撑剂推至裂缝深处，使缝口支撑不好，降低导流能力，甚至导致压裂施工失败。
8．2．4．2 压裂液的性能
占液量绝大部分的前置液及携砂液都应具有一定的造缝能力，并使裂缝及油气层有足够的导流能力，要求压裂段塞具有一定的性能。
（1）滤失少。是造长缝、宽缝的重要性能。滤失少可以提高压裂液的效率，降低成本，并可以防止裂缝中的砂堵及减少对地层的损害。压裂液的滤失性主要取决于其黏度与造壁性，黏度高则滤失少。在压裂液中添加防滤失添加剂能改变造壁性，有效地控制滤失。
（2）悬砂能力强。压裂液的悬砂能力主要取决于黏度。黏度高悬砂能力强。理想的压裂液是能全悬浮砂子，这对砂子在缝中的分布十分有利。黏度太高则可能导致严重串层。
（3）摩阻低。在井口设备功率一定时，压裂液在管柱中的摩阻愈低，用于造缝的有效功率愈多。摩阻过大则会提高泵压，降低排量，甚至由于设备功率限制而影响施工。
（4）稳定性好。压裂液要具备一定的热稳定性，不能因温度升高而使黏度大幅度降低。此外，还要具有一定的抗剪切稳定性，不能因流动而发生大幅度的降解。
（5）配伍性好。压裂液进入油气层后与油气层中的岩石矿物及油气层流体接触，不应产生不利于油气渗滤的物化反应，例如不能引起黏土膨胀、乳化或发生沉淀而堵塞油气层。
（6）低残渣。尽量降低压裂液中不溶于水的物质，以免降低岩石及填砂裂缝的渗透率。
（7）易于返排。施工结束后压裂液能降黏、不乳化、易返排。此外应选用货源广、便于配制、价格便宜和使用安全的压裂液。
8．2．4．3 压裂液的类型
常用压裂液有水基压裂液、乳状压裂液、泡沫压裂液、油基压裂液和酸基压裂液。根据压裂的油气层特点，有针对性地选用压裂液（表8－19）。目前使用最多的是水基冻胶压裂液。
（1）水基压裂液。水基压裂液以清水为基液，加入各种添加剂改性而成。常用水基压裂液及性能如表8－20所示。
表8－19 压裂液的类型
表8－20 常用水基压裂液及性能
（2）油基压裂液。以油为基液加入各种添加剂制成。对某些水敏性地层，使用水基压裂液可能引起黏土膨胀，造成储层伤害。对这类油气层，可使用油基压裂液。目前多使用稠化油，基液为原油、汽油、柴油、煤油、凝析油，稠化剂为脂肪酸铝皂、磷酸脂铝盐等。稠化的压裂液遇地层水自动破乳。油基冻胶压裂液黏度较高，摩阻低，滤失性类似于冻胶水，用于油气层压裂适于低温、水敏性油气层。不足之处是成本较高，使用不安全。
（3）乳状压裂液。它由两份油和一份稠化水组成，外相由水溶性聚合物和含有表面活性剂的淡水、盐水或酸液配制而成。乳状液黏度随外相中聚合物浓度及油相体积浓度的多少而定。用于淡水的表面活性剂有0．5%的托尔油酸钠，用于盐水的有季胺盐。
乳状液基本上结合了油基和水基压裂液的优点（摩阻低、黏度高、热稳定性好、悬砂能力强、滤失低和压裂液效率高）。由于其含水较少，进入油气层的水不多，加入防膨剂后可较好地防止黏土膨胀。加入表面活剂可使乳状液在地温下几小时后能完全破乳，也易返排，但要注意防止水与油气层油相遇后再次乳化而损害储油层。
（4）泡沫压裂液。适用于含气砂岩或页岩油气层和渗透率较低的水敏性油气层。基液可用淡水、盐水、原油或成品油以及聚合物水溶液。气相为氮气、二氧化碳气体、空气及天然气。发泡剂多用非离子型活性剂。泡沫液中泡沫质量多为65%～85%，低于65%泡沫液黏度偏低，高于92%则泡沫不稳定。泡沫液黏度随泡沫质量的增加而增加，温度对泡沫液性能影响不大，压力下降后由于气体膨胀而使泡沫破裂。泡沫压裂液具有易于返排、滤失低、造缝能力强、悬砂性能好、摩阻低、热稳定性好及对油气层伤害小等优点。其不足是压裂过程中需要较高的注入压力，施工工艺难度较大，砂比不能过高。
8．2．4．4 压裂增黏剂
根据岩石及流体性质选择与之配伍的压裂液。水敏性油气层应选用油基或泡沫压裂液，同时加入有效的防膨剂。对于孔隙率低、渗透性差、返排能力弱的油气层，按以下原则选用：①选用无残渣或低残渣压裂液；②抑制黏土膨胀和微粒运移；③选用滤失少的压裂液；④加入有效的表面活性剂防止乳化并降低界面张力；⑤选择返排能力强的压裂液。
高温深井选用高黏度、耐温性好和抗剪切性好的压裂液，以保证压裂液的稳定性，能输送高密度、大粒径的支撑剂，还应注意选择密度大、摩阻低的压裂液以提高造缝的有效压力并降低泵压。在能满足要求的情况下优先选用价廉、货源广、配制方便和使用安全的压裂液。
8．2．4．5 压裂支撑剂
理想的支撑剂应满足：①密度低，最好低于2g／cm3；②能承受闭合压力到140MPa；③在200℃的盐水中呈化学惰性，圆度应接近1；④按体积计，应与砂子同价。当这些要求难以满足时，则应满足以下—般要求。
（1）粒径均匀。目前使用的砂子多半是40～20目（0．42～0．84mm），有时也用少量的20～10目（0．84～2mm）。要求砂子筛析组成比较集中，以提高砂子的承压能力及提高填砂缝的渗透性。
（2）强度高。各地产的砂子由于其风化、搬运及沉积条件不同，虽都是石英砂，但强度也不一样。据大港石油管理局的试验数据，国内石英砂按其强度排序，产地依次为兰州、福州、江西、岳阳。陶粒具有很高的强度，在70MPa的闭合压力下陶粒所提供的导流能力约比砂子高一个数量级，深井压裂常使用陶粒，但价格较贵。
（3）杂质含量少。砂子中的杂质对裂缝的导流能力影响较大，应严加控制。压裂砂中的杂质是指混在砂中的碳酸盐、长石、铁的氧化物及黏土等矿物质，用低浓度的土酸冲洗以除去杂质。
（4）圆球度好。带棱角的砂子的渗透率差，且易破碎，破碎下来的小粒会堵塞孔隙，降低渗透性。
对于浅地层，因闭合压力不大。使用砂子作支撑剂是行之有效的。在油气层条件下用实验方法确定满足压裂效果的粒径及浓度。深度增加随之闭合压力也增加，砂子强度逐渐不能适应。研究表明，在高闭合压力下，粒径小的比粒径大的砂子有较高的导流能力，单位面积上浓度高比浓度低的有较高的导流能力。因此，可采用较小粒径的砂子，多层排列以适应较高闭合压力的油气层压裂。对于更高闭合压力的油气层，只有采用高强度支撑剂，例如使用陶粒。近年发展的超级砂，它是在砂子或其他固体颗粒外涂上（或包上）一层塑料，这是一种热固性材料，进入裂缝后先软化成玻璃状，然后在油气层温度下硬化。这种支撑剂虽在高闭合应力下会破碎，但能防止破碎后所产生的微粒的移动，仍能保持一定的导流能力。
现场应用表明，陶粒作为支撑剂无论是几何形状（圆度、球度）或强度都比较理想，而且耐高温（可达200℃），抗化学作用性能好，用于油气层压裂措施可大大减少由于支撑剂性能不好所带来的油气层及填砂裂缝的伤害。
8．2．4．6 压裂液组成添加剂
对不同的压裂要求，通过加入适当的添加剂可以大大改善压裂液性能。
（1）pH值调节剂。控制增稠剂水解速度、交联速度及细菌生长；pH值控制范围1．4～1．5，常用pH值调节剂如表8－21所示。
表8－21 常用pH值调节剂
（2）降滤失剂。控制压裂液向油气层的滤失，有利于提高压裂液用量，造成长而宽的裂缝，提高砂比获得高导流能力裂缝；通过降低压裂液向油气层的渗滤和滞留，减少对油气层的伤害，防止压裂液对水敏性油气层、泥岩、页岩的伤害以及黏土的膨胀和运移。
除100～320目石英砂及石英粉外，石英粉加聚合物、5%柴油或原油和油溶性树脂等都常作为降滤剂。一般情况下低渗透油气层用5%柴油降滤较好。高渗透油气层使用固体降滤剂，但要注意用量不宜过大，以免堵塞油气层孔道。
（3）降阻剂。水基压裂液常用聚丙烯酰胺和胍胶等，油基液常用脂肪酸皂及线性高分子聚合物。
（4）黏土稳定剂。KCl及NH4Cl有一定效果，也较为经济，但不耐碱水冲洗，没有永久防膨作用，采用胺类特别是聚季胺防膨效果最好，并有永久性防膨作用。
（5）冻胶稳定剂。用于稳定高温时冻胶黏度，可用5%甲醇，也可用硫代硫酸钠（还原剂），也可采用调高pH值的办法。对于温度高于116℃以上高温条件，以上的三种方法都适用，硫代硫酸钠的加入量随前置液泵入量的增加而减少，开始加入破胶剂时停止加入硫代硫酸钠。
（6）破胶剂。常用破胶剂为酶（如淀粉酶），适用温度16℃～60℃，氧化剂（如过硫酸铵及高锰酸钾等），适用温度－1℃～116℃。过硫酸铵适用温度在50℃以下，氧化能力差，破胶效果不好，用量过大对冻胶黏度有不良影响，冻胶变稀或不交联，可在含有过硫酸铵的冻胶中加入引发剂，促使氧化剂过硫酸铵放氧，在低温下增强其破胶能力。
（7）防乳、破乳剂。多为阴离子与非离子表面活性剂，使用乙醇可以改变平衡溶解度。对油包水型乳化液，必须加入破乳剂才能破乳。AE169－21、HD－3等对油包水型乳化液破乳效果好。AE169－21破乳剂是以多乙烯多胺为引发剂，用环氧乙烷及环氧丙烷嵌段聚合而成的，有利于破乳。
（8）防泡及消泡剂。在配液时，由于加入表面活性剂及大排量循环，产生大量气泡。气泡带着液体使计量困难，无法控制混砂罐中的液面，易造成抽空，严重损害设备或液体溢出，交联比失控。此外，气泡多，摩阻大。因此需加入消泡剂防止泡沫形成。
常用的消泡剂有异戊醇、斯盘85、二硬脂酰乙二胺、磷酸三丁脂和烷基硅油。烷基硅油的表面张力低，易于吸附在表面。在液面上铺展，是一种优良的消泡剂。消泡剂浓度在0．05%～0．1%之间。华北石油管理局使用效果较好的消泡剂为8812、J350和8001。可用环氧乙烷和环氧丙烷共聚物防止泡沫形成。
（9）杀菌剂。用于抑制和杀死微生物。许多阳离子表面活性剂都有一定的杀菌防腐作用，但亲油性强。在未改变其亲油性质之前不能用作杀菌剂进入油气层，甲醛、BS、BE115和硫酸铜杀菌防腐效果优良，洗油效果也好。BS、BE115是美国用于羟丙基胍胶的杀菌防腐剂。若用于田箐粉中，影响破胶，使得破胶困难。硫酸铜在碱性冻胶压裂液中有蓝色氢氧化铜沉淀，使冻胶的耐温性变差。甲醛有一定的杀菌防腐作用，对洗油效果和冻胶性能都没有明显影响，但效果较差，而且冬季聚合，夏季刺激性味太大。采用硫酸铜和甲醛复配效果良好，现场可用0．05%硫酸铜＋0．5%甲醛水作为杀菌剂。使用杀菌剂时还要根据季节变化引起水质的变化调整其用量和类型，可由实验确定。
上述压裂液添加剂并非都需加在压裂液中，实际中应根据需要确定，并要注意各添加剂之间以及与基液和成胶剂之间的配伍性。对不同的压裂要求，采用适当的添加剂。在使用添加剂时，应考虑两点：①添加剂之间不发生沉淀反应，以避免生成新的沉淀垢堵塞孔喉和裂缝；②成本合理。
8．2．4．7 采用适当的交联技术
（1）延迟交联技术的发展。在水力压裂过程中，压裂液需要满足造缝、携砂、降滤等要求，必须保持一定的黏度。较高的黏度在泵注过程中产生的摩阻损失增大了水马力消耗。高黏压裂液经管道及孔眼剪切后，产生明显的降解作用，流变性变差。上述现象在大型压裂中显得更为突出，因为深井大型压裂要求压裂液保持高黏度、低滤失、高温稳定性、低伤害等特点，常规压裂液无法满足。室内研究表明，未交联的液体经过剪切后，不影响交联后的流变性，因而出现了延迟交联技术，快压裂液在进入裂缝后交联，保持压裂液较好的流变性。
（2）延迟交联的方法。
1）在40℃以下交联缓慢，在45℃以上迅速交联，由两种交联剂完成。
2）在25℃时略现迅速交联，当到达45℃以上时，出现明显的迅速交联。由一种复合交联剂完成。
3）有机钛盐为近年来广泛使用的延迟交联剂，使用时稀释浓度并控制pH值。钛酸盐具有在高温环境较稳定的优点，适应的温度可达176℃，缺点是水解作用可降低活性。更高温度时使用锆酸盐交联剂，适应的温度可达204℃。锆酸盐在常温条件下交联缓慢，高温下稳定性好，不存在水解作用。缺点是现场配液需将水加温到43℃以上。
4）通用的硼交联剂交联迅速，和水不起作用，剪切变稀后可逆，使用温度限于90℃以下。
除以上三种交联剂外，铝也可适用于油基液交联，锑适用于低pH值水（pH＝3．5）交联，早已停止把铬作为交联剂使用。
8．2．4．8 现场压裂液优化设计及质量控制
可以粗略按如下步骤进行压裂液优化设计变组分配方，降低交联剂用量从完全交联到弱交联，破胶剂人工追加，再降低稠化剂和交联剂用量，之后逐渐过渡到实现连续混配施工，实现压裂液的优化设计。
（1）前置液。基本常规配方并追加胶囊破胶剂，既保证压裂液黏度少受破坏又保证施工结束裂缝闭合后释放足够的破胶剂。
（2）携砂液。逐渐降低交联剂浓度和追加破胶剂用量。根据排量计算，液体进入大约每20m，降低交联剂用量一个等级；液体进入大约每10m，追加破胶剂浓度一个等级。
（3）顶替液。停止交联剂，追加超量破胶剂。使近井地带的破胶剂量足以在短时间内使压裂液破胶，以保证压裂液快速返排。
（4）施工结束后关井，监测裂缝闭合，立即控制放喷排液。
在压裂施工中采用压裂液优化设计技术，均获得了良好的效果。根据室内研究结果和现场实际条件，有针对的压裂液优化设计，保证了延迟交联以低摩阻施工，在逐渐加大破胶剂和降低交联剂用量下对黏度影响小又使损害最低。其摩阻仅相当同等排量清水摩阻的20%～30%，平均排量4．4m3／min，平均砂液比29．5%～41．3%，最高砂液比可达83．4%。
按优化设计采用的压裂液交联和破胶技术，对现场同一口井，压裂液使用不同的交联剂量和破胶剂量进行施工，既保证施工又使残渣降低2～3倍以上。胶囊破胶剂的使用和实施追加破胶剂技术，使压裂液破胶时间短，破胶液黏度低，水化彻底。压后投产，和同一区块其他压裂液施工井相比，增产效果明显加大，表现了低伤害特性。施工中的质量控制是保证压裂效果、防止由于施工不当造成油气层伤害的主要环节。以下事项应当引起重视。
（1）检查配液池（或罐）是否清洁；
（2）检查压裂液和支撑剂储罐是否干净；
（3）检查所选用的成胶剂、交联剂和各种添加剂是否合格；
（4）严格按照压裂液配方配制压裂液；
（5）清洗地面管线和井筒，确保清洁；
（6）从原位储罐采取水样，以质量控制材料和程序进行水样分析；
（7）当压裂液胶凝时，在拌砂机槽检查压裂液；
（8）在每个压裂液储罐的顶部和底部测量基础凝胶的黏度，目视检查基础胶凝，计算留在筛网上的“白斑点”（未水合的聚合物块）；
（9）用现场采得的交联剂确定压裂液的交联时间；
（10）施工前计量储罐，确信现场有适量的液体以供计划工作之需；
（11）施工期间监控交联剂、破胶剂和支撑剂的加入情况，严格按设计注液，并留下砂浆样品，核实凝胶的破胶时间，留下支撑剂样品以作标准分析测试；
（12）密切监视地面施工泵压与排量变化情况，防止脱砂和砂堵的发生；
（13）施工后迅速排液，并取样分析，确保迅速彻底排出注入的流体。
以上工作应派专人负责，做好记录。施工结束后认真总结，不断提高压裂施工水平。
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