目前，长庆油气田储层改造所使用的压裂液体 系以羟丙基瓜尔胶压裂液体系为主，为保证压裂液 体系性能和压裂施工的顺利实施，油井压裂液体系 中羟丙基瓜尔胶使用量为〇。 35% ~ 0.40%，气井压裂 液体系中羟丙基瓜尔胶使用量为0.50% ~ 0.55%,稠 化剂用量大，高的稠化剂用量也使得压裂液体系破 胶残渣含量较高，油气井压裂液体系一般分别在 300mg/L 和 450mg/L 以上。
2011年以来，在印度公司实行全球垄断供应、欧 美市场需求强劲的情况下，胍胶片的价格开始直线 飙升，羟丙基瓜尔胶的价格也随之上涨，中石油物资 采购招投标会议最新确定的羟丙基瓜尔胶(一级品) 供应价格从2011年平均定价27694元/吨上涨至目 前的175820元/吨。
随着长庆气田的开发，低渗透及超低渗透气田 的开发成为长庆气田增产的亮点。但这些气田孔隙 度小，渗透率基本属于低渗-致密储层，必须经过 压裂等改造措施提高单井产能，具有低伤害、高液体 经济效益等性能的水基压裂液体系更适合长庆低渗透储层改造。
因此，研究开发一种适用于长庆气田储层改造的 超低浓度压裂液，在不降低压裂液性能的前提下，将 稠化剂浓度降低到0.31%~0.33%，既降低储层改造 成本，具有较好的经济效益，同时又降低了压裂液对 储层的伤害，提高增产改造效果，适应油田未来的发 展方向，具有较好的应用潜力。
第二部分超低浓度瓜尔胶压裂液体系开发1、交联剂调研了解国内外交联剂相关技术现状，确定了高 效交联剂合成工艺和工业化生产的研究思路和研究 方法，制定了室内实验方案，以硼酸盐、有机配位体， 助剂在一定条件下反应生成高效交联剂JL-9。以该 髙效交联剂形成的压裂液具有较好的抗温、抗剪切 能力，体系具有易破胶、易返排、对支撑裂缝导流能 力损害低等优点。
2、助排烟作者简介：杜彪（1975.07-)，男，工作单位：西安长庆化工集团，西安石油大学毕业，石油工程师，所长。
为促进压裂液返排，减少其对油气层的水锁损 害，研究开发了 CF-5F气井助排剂，与体系配伍性，能达到降低压裂返排液表面张力的要求。
3，粘土稳定剂砂岩油气层中一般都含有粘土矿物，砂岩油气层 粘土含量较高，水敏性较快，遇水后水化膨胀和分散 运移，堵塞油气层，降低油气层的渗透率。为防止油 气层中粘土矿物的水化膨胀和分散运移，研究开发 出了与体系配伍的COP-3粘土稳定剂。
4、耐温增强剂研究开发了 TJ-1交联增强剂，能提高体系的交 联效果和压裂液性能。
5、起泡剂长庆油田属于三低油气藏，地层没有足够的动 力，为了给地层提供一定的动力，使压裂液破胶后易 从地层中返起出来，往往会在压裂液中加人起泡剂， 优选了井下助剂公司生产的起泡剂YFP-2作为体系 的起泡剂。
6、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，能引起植物溶胶液 变质。优选了井下助剂公司生产的杀菌剂CJSJ-3, 以保持压裂液基液的稳定性和防止地层内细菌的生 长。
在上述研究的基础上，开发形成了气井超低浓度 瓜尔胶压裂液体系，配方如下：基液：0.31%~0.33%CJ2-6羟丙基瓜尔胶 +0? 50%CF-5F 助排剂 +0? 50%COP-3 粘土稳定 剂 +0.50%YFP-2 起泡剂+0? 10%CJSJ-3 杀菌剂 +0.30%TJ-1耐温增强剂交联剂：50%JL-9交联剂交联比：100:0.3~100:0.6,室内最佳交联比 100:0.4,现场最佳交联比根据实际情况确定。
第三部分超低浓度瓜尔胶压裂液体系性能 评价1、基液基本性徒按照《水基压裂液性能评价方法》配制压裂液基 液，在30X：水浴中放置4小时后，测得压裂液基液性 能见表1。
表1压裂液基液基本性能压裂液基液配方密度(g/mL)pH值粘度(mPa-s)
0.3l%CJ2-6+添加剂l.OOl9.5左右24.00.33%CI2-6+添加剂I 0029.5左右27.02.对S性雎将稠化剂浓度为〇。 31°/。、0.33%的基液分别和交 联剂几—9按照100:0.4交联后，采用BROOKFIELD 公司PVS高温高压流变仪评价其耐温性能，结果见 图1和图2。
由图1和图2可以看出，0.31%CJ2-6+添加剂 体系压裂液的耐温能力达到107C，0.33%CJ2-6+ 添加剂体系压裂液的耐温能力达到120X：。
3.耐温对剪切性能将基液和交联剂JL-9按照100:0.4交联后，采 用BROOKFIELD公司PVS高温髙压流变仪评价其 在90TC下的耐温耐剪切性能，结果见图3~图4。
表8苏里格岩心伤害实验结果弁样品编号居位气测渗遇率孔队渗透率伤害平均伤号/xl〇?细 2度，％伤窖前伤害后率丨，0害/%1-19/50-1盒80.5235.980.242019320.25苏M 9/50-2盒80 5345 850.2180 18116 97XX3-40/57-1山10.5727.230.2420.19818183-40/57-2山10.6937.140.1770.15517.24表7中数据显示，该体系破胶后的破胶液具有高 的防膨率。
9.岩心渗进年损害率选取苏XX井的岩心进行压裂液传害实验，测得 伤害结果见表8。
表79(TC下完全破胶后破胶液表面张力压裂液体系破胶液防膨率，％O.M%CO添加剂压裂液体系53.430.33%CJ2-6+添加剂压裂液体系5585表4稠化剂浓度为0.33%的压裂液90°C下的静态破胶数据时间90X：时不同APS加S下破胶液粘度/mPa-s/min0.006%0.008%0.01%3011.724.613.17609.58//905.26//表中破胶数据表明，压裂液形成的冻胶可完全表3稠化剂浓度为0.31 %的压裂液90‘C下的静态破胶数据时间不同APS加童下破胶液粘庋/mPa-s/min0.005%0.006%0.008%306.614.942.83604.26//从图3~图4可以看出，9〇iC、170s-1剪切60min 后，压裂液的粘度分别大于140mPa ? s和155mPa ? s，说明该体系在90X：下有良好的抗温、抗剪切性能。
4.静态滤失性徒按SY/T5107-2005标准规定的压裂液静态滤失 测定方法，采用高温高压滤失仪对压裂液90X：下的 滤失性能进行了测定，结果见表2。
表2压裂液的滤失性能压裂液体系初滤失置(mVm2)浓失系数)
0.31%CJ2*6^ 添加剂0.0387.860.33%CJ2+添加剂0.0347.335 .破腚性板在基液中加入不同量的破胶剂APS，与交联剂 按照100:0.4交联后，评价压裂液在90TC下的破胶 性能，不同破胶剂加量下破胶液的粘度见表3和表4。 破胶水化，针对不同的井深，通过调整水化剂的加 量，可满足不同规模的压裂施工要求。
6、破肢残渣将压裂液基液和交联剂按照100:0.4交联后在 90X：下的破胶完全破胶，测得0.31%CJ2-6+添加剂 压裂液体系和〇。 33%CJ2-6+添加剂压裂液体系破胶 残渣见表5。
表59(TC下完全破胶后的破胶残渣压裂液体系破胶残渣，mg/L0,31%CJ2>6+添加剂压裂液体系282.20.33%CJM+添加剂压裂液体系336.17、破腚液表面张力将压裂液完全破胶，测得上层清液表面张力见表6。
表69〇°c下完全破胶后破胶液表面张力压裂液体系破胶液表面张力，mN/ra0.31 %CJ2?6+添加剂压裂液体系25.850.33%CJ2-6+添加剂压裂液体系26.48表6中数据表明体系能满足压裂后返排的要求。 8,破肢液防鳟亲力将压裂液基液和交联剂按100:0.4交联后完全破 胶，测得上层清液防膨率见表7。
并号居位砂屡(■)律量(■?/■in)砂比(%)<UPa)工压（MPa)停SOPa)无明逋量(l〇V/d)
苏车57-xx金845.62.923.352.453.8-39.51910.2612山118. a2.420.255.252.8-40. S\马五43\2. 0-2. 8\62.432.9-45.0273.9116马五5\1.9-3. 1\58.339.1-50. 733m53-xx仓828.72.225.33837-48.627.814.8676山140.72.425.24240.4-49. 523.3马五41\2. 8-1. 5\6730.3-57.0214苏东17-xx盒334.62.626.342.660.7-42 1\5.0605金8T35.62.42259.155.2-40. 921山1225.5ZA26.345.555.3-41. 718山2130.52.625.45540.9-48.3\山22办永34-wcM420 52.420.3SO57.7-43.328.3B. 189金712 52.416 85743 8-37.8\仓715.52.420.8不明雳40.0-31 2\盒820.52.421.742.544.6-34.318.5山130.72.625.158.952.1-46.3\苏东08-xx仓850.72.824.247.940.2-S7.414.73.8099山221.62.221.337.335.4-44.218.1苏东M-3CX金<26.62.225.2不明丽4S-382S.85. n?
食820.62.225.1动46.9-3922.7山125.62.2-Z425.248.7S3.2-46. 4\从表中数据可以明显的看出，该压裂液体系对储 层具有较低的伤害率，表现出良好的储层适应性。
第四部分超低浓度压裂液体系应用研究2011年4月开始在长庆气田使用超低浓度瓜尔 胶压裂液体系，至2011年底，在长庆气田应用了 50 口直井，3 口水平井，施工过程中交联好，压裂时携 砂良好，施工压力平稳，均顺利完成施工。部分施工 井的施工参数和无阻流量见表9。
在长庆油田公司第五采气厂采用超低浓度瓜尔胶 压裂液施工的46 口试验井最髙无阻流量为18.0512 <104〇13/(1，平均无阻流量为6.3688 父1041113/(1，采 用常规瓜尔胶压裂液施工的92 口对比井平均无阻流 量为4.5885 ><1〇^13/<1。
表9部分施工井的施工参数和无阻流量第五部分结论1、研究开发形成了气井超低浓度瓜尔胶压裂液 体系，将气井储层改造所用压裂液体系中的羟丙基 瓜尔胶用量从〇。 50% -0.55%降低到0.31%~ 0? 33%， 降低38% ~ 40%，降低压裂液成本，2、体研究开发的气井超低浓度瓜尔胶压裂液体 系具有较好的抗温、抗剪切能力，易破胶返排，破胶 残渣低于350mg/L (气井常规体系450mg/L以上)， 对储层岩心伤害率低。
3、2011年在长庆气田采用超低浓度瓜尔胶压 裂液体系施工了 50 口直井，3 口水平井，施工过程专刊中交联好，压裂时携砂良好，施工压力平稳，均顺 利完成施工。长庆油田公司第五采气厂46 口试验 井平均无阻流量为6.3688 乂1〇41113/(1，釆用常规 瓜尔胶压裂液施工的92 口对比井平均无阻流量为 4.5885 x lOtiVd，增产效果较好。