延长油田用压裂液的优点与不足讲解.docx

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延长油田用压裂液的优点与不足讲解

延安职业技术学院

毕业论文

题目：

延长油田用压裂液的优点与不足

所属系部：

石油工程系

专业：

应用化工生产技术（油田化学）

年级班级：

07应用化工（4）班

作者：

李阿莹

学号：

指导老师：

评阅人：

2010年月日

第一章绪论…………………………………………………………………（）

第二章延长油田地质情况……………………………………………（）第三章压裂液概述………………………………………………………（）

3.1概述………………………………………………….……………………（）

3.2分类……………………………………………………………….………（）

3.3压裂液的国内外研究与应用状况…………………………….….（）

第四章延长油田用压裂液…………………………………..………（）

4.1胍尔胶压裂液……………………………………………………………（）

4.2清洁压裂液………………………………………………………………（）

4.3清洁压裂液与胍胶压裂液的应用对比…………………………………（）

结论…………………………………………………………..…………….………（）

参考文献…………………………………………………………….……………（）

致谢………………………………………………………………………………（）

摘要：

经过几十年的开发,延长油田已进入中后期开发阶段,为了达到稳产、增产进而合理利用资源的目的,油田企业会对部分井实施措施作业。

本论文以此为出发点,就油田常用的两种压裂液体系用外加剂、工艺、施工效果等方面做了概述并由对两种压裂液体系的应用对比,总结出各自的有优点与不足.

关键词：

水力压裂延长油田胍胶压裂液清洁压裂液

第1章绪论

水力压裂是油水井增产增注技术中最为广泛的措施之一，为了达到油田的稳产、增产，延长油田每年水力压裂达到3000 多口井。

压裂就是利用压力将地层压开，形成裂缝，并用支撑剂将它支撑起来，以减小流体流动阻力的增产、增注措施。

压裂技术是改造低渗油层结构的重要措施，而近两年来压裂技术在油田增油上产过程中得到了广泛应用并且成效显著，目前这项技术已成为油田提高原油采收率的重要手段。

由于特低渗透薄互层油藏具有储层薄、微裂缝发育的特征，若将压裂技术应用于这类储层，就会收到意想不到的增油效果。

随着水力压裂理论、设备和工艺的不断发展与完善，在水力压裂过程中采用了许多新型压裂液（内含各种添加剂），为油田可持续发展和提高储量动用程度做出了积极贡献。

其中，压裂液是水力压裂技术的重要组成部分，起到有效的悬浮和输送支撑剂的作用，压裂液是影响压裂效果的重要因素。

延长油田已经历了试验开发阶段、高速上产阶段、稳产阶段，目前处于产量减产阶段。

井网由试验井逐步发展为基础井、一次加密、二次加密、三次加密井网，开发层系逐步向低渗透层、中深、高温、敏感等变差方向转变，开发区域由老区拓展到外围。

延长油田自高速上产阶段发展应用了压裂技术，为满足油田开发需要，压裂液逐步向滤失少、低摩阻、低残渣、易返排、热稳定性和抗剪切性能、与地层岩石和地下液体的配伍性方向努力。

压裂液在不断发展并逐年进步，基本满足不同开发阶段的需求，但由于储层条件的变差，其压裂效果逐年降低，为了提高压裂技术对储层的适应性，控制压裂效果降低幅度，压裂技术还需不断进步。

压裂液向低残渣、无伤害、环保等优质方向发展。

水力压裂是低渗透油藏开发中最早使用也是目前最常使用的技术。

水力压裂的目的是：

（1）增产增注。

（2）封堵大厚层底水。

（3）提高油气田工业开采价值

水力压裂的首要目的是改善储层与井眼之间的流体连通。

成功压裂处理的真正度量标准是是否增加了产量或注入能力。

第二章延长油田地层情况

延长油田是我国石油开发最早的油田之一，中国大陆第一口油井“延1井”即位于此，距今已有近百年的勘探开发历史，累计探明地质储量11206×104t，含油面积215.5km2（图1）。

近年来，随着地质工作的深入和油层改造工艺的进步，油田勘探开发步伐稳步加快，进入了一个新的历史发展阶段。

其特-超低渗、浅埋藏油层的储集特征与油气富集规律引起人们的广泛关注。

图1延长油田勘探成果图

延长油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部，区域构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°，千米坡降为7～10m，内部构造简单，局部具有差异压实形成的低幅度鼻状隆起（图2）。

储层埋藏浅（200～800），物性差（平均孔隙度只有7%～9%），平均渗透率（0.3～0.5md）,为典型埋藏浅，低压，超低渗砂岩油藏。

区内第四系直接不整合覆盖在三叠系延长组之上。

钻井资料仅揭示了三叠系延长组中、上部地层。

其中，延长组长1油层组残留厚度变化很大（0～200m）其它层段厚度比较稳定。

勘探开发目的层为延长组长6油层组，其自上而下划分为长61、

长62、长63、长64四个油层亚组。

第三章压裂液概述

水利压裂技术自1948年J.B.Clark的论文介绍后，其在石油工业中的应用被逐步推广，至今已发展成为使油气井增产、增注的一项重要技术措施。

3.1概述

压裂液实际上是压裂施工过程中向井内（油层）所注入的全部工作液的总称。

按所起的作用可将压裂液划分为预前置液、前置液、携砂液、和顶替液。

压裂施工时，在主压裂液前泵入近乎水一样稀而低粘的基液，以防止低层损害和帮助开始形成裂缝及冷却地层，此为预前置液。

当循环、试压、试挤等工序完成后，以高压向地层注入不带支撑剂的粘性压裂液——既是前置液，其作用是破裂地层并造成一定几何尺寸的裂缝，产生动态裂缝长度和宽度，为后面的携砂液进入做准备，另还起着一定的降温作用。

当压力、排量、吸水指数等判断裂缝已压开时，便开始加砂，既让压裂液携带支撑剂进入裂缝，这时的压裂被称为携砂液，其作用是进一步扩展和延伸裂缝及冷却地层。

当加砂完毕后，继续向井筒内注入压裂液就称为顶替液。

顶替液也像预前置液一样，属于低粘性基液并具有低摩阻损失特性。

所划分的压裂液中，一般携砂液在压裂液总量中占的比重最大且性能最重要，故常作为压裂液的代名词。

3.2分类

压裂液按化学性状分类（分散介质）可分为：

水基----交联冻胶，线性胶。

油基----稠化柴油（原油），油冻胶。

乳化----水包油，油包水（水基-线性，交联）

泡沫----氮气，二氧化碳，双元。

醇基----甲醇。

气体----纯二氧化碳。

3.2.1水基压裂液体系。

水基压裂液：

交联冻胶压裂液和线性压裂液。

是用水溶胀性聚合物（称为成胶剂）经交链剂交联后形成的冻胶。

交联冻胶压裂液：

是目前压裂液应用的主要类型，发展的方向是低伤害低成本。

交联冻胶在上世纪60年代末开始使用，被认为是压裂技术上的重大进步。

交联冻胶在使用上表现出很强的粘弹性和塑性，在水力造缝与携砂能力等方面优于线性胶压裂液。

常用成胶剂有植物胶（胍尔胶，田菁，皂仁等），纤维素衍生物（羟乙基纤维素，羧甲基羟乙基纤维素等），以及合成聚合物（聚丙烯酰胺，聚乙烯醇）。

3.2.1.1特点：

1.安全，不会引起火灾。

2.清洁，易于对作业设备和场地进行清理。

3.水源易得，成本低

4.水是最好的溶剂，易于选择添加剂对压裂液进行改性，因而水基压裂液具有广泛的适用性。

5.水的粘度低，易于泵送。

若添加了降阻剂，则具有更好的紊流降阻效果。

6.水的密度大，造成的液柱压力高，相应的减少了压裂施工所需的水功率。

但对于低压地层，高液柱压力会使反排困难，需添加增能助排剂或加强机械抽排，以提高液体的反排率。

7.水进入地层会改变相对渗透率和毛细管性质，从而降低油气生产层的油气有效渗透率。

尤其对于油润湿地层会引起水赌。

添加具有低表面张力的，能将油润湿表面转换成水润是表面的表面活性剂，能防止和解除水堵。

8.水进入地层会引起地层粘土矿物和水膨胀和迁移，造成地层渗透率伤害。

添加防膨剂，以减低粘土表面的负电性，抑制粘土膨胀。

9.在井眼附近水与油易形成油水粘乳液，以致降低油气井的产能。

应慎用表面活性剂，以防止地层油润湿和地层乳化。

添加乳化剂可以破坏油水乳化。

10．用作水基液稠化剂的高分子聚合物、所含水不溶物和压裂后未破胶降解的残胶，以及不相容物产生的残渣，都会引起地层渗透率的下降。

应制备水不溶物含量，及残渣量低的稠化剂，并加强配伍性和破胶性实验及措施。

3.2.1.2适用范围

除少数低压、油润湿，强水敏地层外，水基压裂液适用于大多数油气层和不同规模的压力改造。

3.2.1.3选择条件：

在优选压裂所用工作液时，应从压裂液的综合性能满足压裂工艺的要求即压裂液应当与储层配伍，对储层造成的潜在性伤害尽可能的从各方面着手，优选出高效、低伤害、适合储层特质的压裂液体系。

延长油田储层埋藏浅、物性差、为典型埋藏浅、低压超低渗砂岩油藏。

综合考虑延长油田地质特征及施工工艺要求，压裂液的选择应满足下列要求：

滤失少。

这是造长缝、宽缝的重要条件，压裂液的滤失性主要取决于它的粘度与造壁性，粘度高则滤失少；在压裂液中添加防滤失剂，能改善造壁性，大大减少滤失量。

悬砂能力强。

压裂液的悬砂能力主要取决于粘度，压裂液主要有较高的粘度，支撑剂即可悬浮于其中，这对支撑剂在缝中的分布是非常有利的。

摩阻低。

压裂液在管道中的摩阻越小，则在设备功率一定的条件下，用于造缝的有效功率也就越大。

摩阻过高会导致井口施工压力过高，从而降低排量甚至限制压裂施工。

稳定性好。

压裂液应具备热稳定性，不能由于温度的升高而使粘度有较大的降低。

流体还应有抗机械剪切的稳定性，不会因流速的增加而发生大幅度的降解。

配伍性好。

压裂液进入油层后与各种岩石矿物及流体相接触，不应产生不利于油气渗流的物理—化学反应。

低残渣。

要尽量降低压裂液中水不溶物（残渣）的数量，以免降低油气层和填砂裂缝的渗透率。

易于返排。

施工结束后大部分注入液体应能尽量返排出井外，以减少压裂液的损害，排液越完全，增产效果越好。

货源广、便于配制、价钱便宜。

3.2.1.4存在的问题

经过半个世纪的发展，水基压裂液已成为水力压裂的主体。

但是，水基压裂液还存在很多问题没有解决，主要表现在以下几个方面。

防腐稳定性差：

目前绝大多数植物胶压裂液稠化剂为胍胶或田菁及其改性产品，细菌很容易繁殖导致压裂液基液变质（特别是高温地区、远距离运送压裂液），影响压裂施工的组织，导致重大经济损失。

必须添加杀菌剂以保持短时间内的相对稳定，增加了施工的复杂性和液体成本。

摩阻难以控制：

植物胶压裂液采用交联技术来提高压裂液的携砂能力，而交联速度受多种因素的影响，压裂液冻胶的摩阻难以控制或控制程度有限。

目前深部油气藏、火成岩油气藏井况条件和施工设备的局限性已严重阻碍了压裂施工，摩阻问题已成为相当严重的问题之一。

剪切稳定性差：

半乳甘露聚糖空间网络结构为动力学不稳定体系和热力学不稳定体系。

无论其组分或粘度如何，所有压裂凝胶在剪切和加热下都将变稀，都只能在短时间内保持相对稳定。

伤害问题严重：

首先，聚合物残渣带来的严重伤害。

（只有30～40%可排出，很大部份滞留在地层中，特别是支撑裂缝，导流能力巨幅下降，甚至成为无效裂缝，严重影响施工效果。

）其次是交联剂引起的伤害（过渡金属离子结垢）；再者是生物损害。

（110℃以下地层由于细菌繁殖传播，造成腐蚀、储层流体酸化、结垢、粘性多聚糖生物软泥等，降低渗透率）。

这些问题已成为阻碍水力压裂工艺技术发展的主要问题。

3.3.2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，满足压裂工艺性能要求而形成的压裂液。

适用于低压，偏油润湿，强水敏的储层

3.3.3乳化压裂液体系

是介于水基与油基之间的压裂液流体，它由两相组成：

水相和油相。

适用于水敏，低压地层

3.3.4泡沫压裂液体系

泡沫压裂液一般由气相和液相组成，气相（一般为70%～75%的CO或N2）以气泡的形式分散在整个的连续液相中。

适用于低压水敏性储层，特别是气藏。

3.3.5醇基压裂液体系

醇基压裂液是以醇作为溶剂或分散介质配制的压裂液。

它的成本较高，而且易燃，粘度低，携砂效果不理想，但与水基压裂液相比，它更适用于水敏和低压、低渗透油层的压裂改造。

现场使用较少。

3.4压裂液的国内外研究与应用状况

1947年水力压裂首次在现场实施成功后的初期，人们喜欢应用以原油、成品油所配成的油基压裂液，原因是水基压裂液会对水敏地层造成损害。

到1950s年代，出现以控制水敏地层损害的方法后，水基压裂液才得以应用，但此时仍以油基压裂液为主。

进入1960s年代，胍尔胶增稠剂问世，标志着现代压裂液化学的诞生。

在1970s年代，成功的将胍尔胶化学改性而获得其多种衍生物产品，以及完善了相应的交联体系，使水基压裂液迅速发展并在应用的压裂液类型中取得主导地位。

在1980s年代，由于致密气藏开采和部分低压油井压后返排困难等问题，泡沫压裂液又得以应用并取代了部分水基压裂液。

到1990s年代及以后，压裂液技术无论是其体系本身还是应用工艺都日趋成熟，在油气田开采中发挥了重要作用。

水利压裂技术发展至今，国内外使用的压裂液已有多类，其中水基压裂液因其具有成本较低、配液方便等优点而仍得以最广泛的使用，据国外报道，其用量占了全部压裂液的65%。

本课题研究延长油田用压裂液----胍胶压裂液及清洁压裂液即属水基压裂液。

第四章延长油田用压裂液

降低压裂液的水不溶物含量和破胶液残渣，是减少压裂液对支撑裂缝伤害的一个重要手段。

延长油田浅层油藏储层温度低为23~45℃，埋藏在450~1200m,。

对这样的低温浅层油藏，其压裂液的破胶返排一直是低温压裂液研究的难点。

另外，延长浅层储层绝大部分粘土矿物均能与碱发生反应，致使粘土的负电性增加，水敏性增强，溶解出的硅离子可以形成硅酸凝胶而堵塞地层，所以各类粘土矿物都存在碱敏损害问题，胍胶压裂液利用的是有机交联，交联的环境要求为弱碱性，针对低温低渗水敏碱敏性强的地层，要求压裂液体系残渣含量少，易于破胶返排，最大程度减小对储层伤害。

压裂液选择是依据目的井层的温度、渗透率、粘土矿物含量、流体性质等条件，即要保证压裂施工顺利、又要最大限度的减少伤害，保证施工效果。

针对延长油田低渗低温水敏性储层在压裂施工过程中压裂液及其破胶液对储层的严重伤害，导致储层渗流能力严重下降等问题，主要选用胍尔胶及清洁两种压裂液。

4.1胍胶压裂液

胍胶压裂液是多种功能于一体的均相体系。

该压裂液是以高效交联剂，交联促进剂为主，针对不同的地层，使压裂液中稠化剂浓度下降30～40%，能提供更经济的液体效率，降低液体对储层的伤害，减少液体损耗成本，特别适合于延长油田这种低渗特低渗透层改造。

4.1.1配方

针对低温储层的特点，考虑到压裂施工工艺要求，通过对添加剂及用量的系统筛选，得出了适合该地区的压裂液配方。

添加剂

名称

用量

增稠剂

羟基胍胶粉

0.2%

杀菌剂

甲醛溶液

0.1%~0.2%

pH调节剂（调节

pH值至7~8）

柠檬酸

200mg/L

碳酸氢钠

500mg/L

碳酸钠

500mg/L

润湿剂破乳剂

聚氧乙烯聚氧丙烯五乙烯六胺

0.1%~0.2%

粘土稳定剂

氯化钾

2%

交联剂

四硼酸钠

0.75%

破乳剂

过硫酸钾

50~100mg/L

破胶促进剂

硫酸亚铁

0.3

表1胍胶压裂液配方

配方分析：

该压裂液的技术关键在于破胶。

常用的过氧化物破胶剂的分解温度较高（大于90¡æ），加入还原剂如氯化亚铁、硫酸亚铁、氯化亚铜或氯化亚钴等，这些还原剂在水溶液中溶解变慢，使冻胶有足够时间保持作业所需粘度。

待还原剂溶解后，可在较低温度下（50¡æ）促进过氧化物产生游离基，使冻胶破胶降粘。

4.1.2性能

粘温性：

25～50¡æ，170S-1下剪切1h，冻胶粘度保持在1000mPa·s左右，破胶后粘度2mPa·s以下，K＇=500～1000mPa·s，n＇=0.2～0.4。

滤失量：

8×10-4～1×10-3m/min.

伤害：

小于10%

残渣：

低于3%

摩阻：

剪切速率2000～3000S-1时，摩阻是清水的70%。

4．1.3施工现场应用

本研究的胍胶压裂液在延长油田郑653-2井和郭178-4井得到首次应用。

这两口井的储层温度为24℃，储层孔隙压力3.MPa，储层孔隙度8.9%～9.9%，渗透率为042～1.16mD，属于低孔特低渗储层，针对储层的特点，使用的低浓度胍胶压裂液配方为：

0.2%羟基胍胶粉+0.75%交联剂四硼酸钠+其它添加剂+0.3%交联剂，破胶剂采用硫酸亚铁7.4 m3，平均砂比28.0%，破裂压力34MPa，施工压力25～33 MPa，停泵压力13.0 MPa，总加砂量45.0 m3，总液量254.9 m3。

在郑653-2井压裂施工中，砂比为40%主要施工参数为：

排量2～2.7m3/min，前置液60.9 m3，携砂液186.6 m3，顶替液时，施工仍能顺利进行，表明了低浓度瓜胶压裂液优异的携砂性能。

从郭178-4井压后井底压力计数据分析得到，在2.3 m3/min排量下，摩阻为0.26 MPa/100m,只约占清水摩阻的14%，可见压裂液的摩阻极低。

郭178-4井排液3天后抽深在730m，日抽36次，日产油15.6m3 ，日产水4.2m3 ，含水率21.2%，最终返排率为50.8%，与周围邻井相比，在返排率和产量上都有不同程度的提高。

2008年5月，胍胶压裂液在郭旗储层郭73-1井得到顺利施工。

主要施工参数为：

油层温度25℃，施工井段699.5～704.2m，施工排量2.5m3/min，施工压力22～47MPa，前置液135 m3，携砂液473.5m3，顶替液31 m3，加砂45 m3，最高砂比42.86%。

压后获得平均日产油1.5t的良好效果。

经评价，该压裂液增稠剂溶解和增黏性能都很好，破胶后残渣含量少，破胶液黏度低，有利于压裂液的破胶返排。

有很好的流变性、破胶性，对储层伤害小，能达到延长油田浅层油藏对压裂液的技术要求，为低温低渗透油田的压裂技术提供了重要基础成果。

4.1.4优点

性能稳定，可泵性好，工艺简单，成本低等优点，它改变了以往水基压裂液胍胶干粉投料，预配基液，基液残余，施工周期长等不足，可广泛用于高低温的压裂改造。

4.2清洁压裂液

虽然通过一些技术措施能够降低瓜胶压裂液的水不溶物和残渣，但无法从根本上解决对储层和裂缝的伤害问题。

随着油田的开发，越来越多的差层将会动用，对减少压裂液的伤害提出了更高的要求。

为了探索压裂增产的新途径，应用新的技术解决存在的问题，延长油田于2005年开始与西南石油大学合作进行清洁压裂液的研究工作，自2008年与七里村采油厂进行了16口井的试验，成功率为100%，取得了良好的增产效果。

4.2.1原理

应用新的理论设计和研制出一系列的化学助剂，它们溶液中溶质分子之间通过非共价键,（静电、氢键、疏水缔合效应等）发生相互作用,形成分子间的聚集结构,这种聚集结构可以随剪切扰动变大或变小甚至完全拆散,当剪切扰动消除后,聚集体又重新恢复，形成在自然界不多见的一种¡°可逆结构溶液¡±,这种溶液具有一些特性：

良好的高效增粘特性、抗温性、抗盐性、抗剪切性、静动屈服值、粘弹性等。

4.2.2性能

携砂性能：

清洁压裂液主要靠粘弹性携砂。

在地层温度下、施工时间内、剪切速率170s-1条件下，清洁压裂液的粘度为25mPa·s时就能有效输送支撑剂，而聚合物（胍胶）压裂液最低携砂粘度为50mPa·s。

摩阻性能：

清洁压裂液的摩阻仅为清水的40%左右。

滤失性能：

在高渗透地层滤失大，应另外加入降滤失剂。

耐温性：

耐温55℃

破胶性：

压裂液遇原油、淡水、破乳剂、酸等均可彻底破胶

岩心伤害率：

岩芯伤害率小于18.2%

应用范围：

适应于储层温度小于60℃的油井压裂作业

清洁压裂涂适用于低温（¡Ü90%）浅井、低渗透、水敏储层压裂施工。

在压裂选井选层时，要有针对性，以便获得最大的经济效益。

清洁压裂液在华北、吉林、新疆、青海、陕北等油田推广应用都取得了显著的增产效果与经济效益。

4.2.3工艺特点

1、该压裂液的稠化剂的溶胀速度快，既可以连续混合也可以批配，配制工艺比较简单可靠，不会产生鱼眼和稠化剂颗粒下沉，可用胍胶压裂液流程配制。

2、施工中还可以采用连续混合与批配相结合的办法施工，既保证施工质量，又节约材料用量，降低成本。

3、辅助破胶剂的加入方式可以在混砂车中加入，并根据施工的泵注程序变化。

4、施工中不加交联剂，相对比较简单。

5、施工中不需要配套其它的设备，与常规水力压裂相同，同时，该压裂液使用的添加剂种类少，因此，施工组织比较简单。

4.2.4清洁压裂液中化学主剂的要求

化学主剂用于清洁压裂液的条件是：

4.2.4.1对表面活性剂的要求:

（1）极低浓度下其分子能形成蠕虫状胶束聚集体；

（2）蠕虫状胶束足够细长，大于1000nm；

（3）其分子具有适当的碳原子个数。

按此条件，适合压裂液的表面活性剂品种应该包含阳离子型、阴离子型、非离子型和两性离子型全部大类。

总的来说，离子型表面活性剂来源较广、价格较便宜、使用量相对较少；可作为表面活性剂压裂液主剂的最佳选择；两性离子形成凝胶的条件较苛刻，非离子要求的浓度较高，而双离子型的制备工艺又复杂，而这些都限制了其应用。

4.2.4.2对交联剂的要求：

（1）能平衡体系电荷——盐的反粒子中和电荷、压缩双电层，有利于表面活性剂的蠕虫状胶束成长、缠结；

（2）能增强排斥力——盐的同号离子压缩蠕虫状胶束的宽度并使其更细更易缠结；

（3）具有能与表面活性剂的蠕虫状胶束发生协同缔合作用的基团——特指有机盐类。

按此条件，适合表面活性剂压裂液的盐类品种应该包含有机盐、无机盐两大类。

但盐与表面活性剂具有较强的匹配性，使用不当将导致表面活性剂压裂液难达应用性能。

使用有些盐可能还需调节体系的pH值。

4.2.5现场施工应用

延68井本次压裂层位长61，井段705.7~709.5m，共3.8m，3个小层，平均油层温度22℃。

于2008年7月5日采用清洁压裂液进行压裂施工，总用液量88m3，破裂压力27.0 MPa，加砂压力39.3MPa，排量3.5 m3/min，设计砂量24m3，设计砂比25%。

压后下泵生产，初期日产液11.5 m3，日产油7.3t。

现场施工表明，这种新一代压裂液配制简单、方便，易于工业化大批量配制。

与常规压裂液相比，施工摩阻极低，有利于减少设备的负荷。

携砂性能良好，对地层的伤害低，在一些地质状况很差的油层应用也获得了成功，取得了良好的增产效果。

4.2.6

清洁压裂液体系主要构成：

两性离子表面活性剂，非离子表面活性剂，有机酸，盐酸，水。

优点之一：

无高聚物——分子量小（不大于400）

流变性稳定（与剪切时间无关）

携砂强（粘弹性优良）

优点之二：

清洁压裂——无残渣（对孔隙伤害低）

在裂缝壁面不形成滤饼（壁面渗透率恢复高）

不需破胶剂（依靠油气破胶）

优点之三：

酸基压裂液——沟通地层（酸溶酸蚀）

保护地层（防止粘土膨胀）

有利反排（促进破胶）

优点之四：

控水增油——降低水层改造（降低水层滤失）

提高油层改造（增加油层突破机会）

提高压裂液效率（减少滤失）

优点之五：

可实施泡沫增能压裂（二氧化碳增能压裂）

优点之六：

施工方便——不需提前配液（快速溶胀）

增粘范围广（酸水中直接添加）

可控性强（在线压裂，适时调整）

优点之七：

节约成本——在线压裂即配即用——减少作业程序缩短作业施工时间

4.3.1清洁与胍胶两种压