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羧甲基羥丙基胍膠酸性壓裂液體系的制備及性能

文檔作者：劉銀倉，謝娟，孫春佳，張高群，楊超，郭粉娟，趙瑩文檔來源：中國石化中原石油工程有限公司井下特種作業公司		更新日期： 2026年08月08日	點擊數：
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第36 卷第1 期
2019 年3 月25 日
油田化學
Oilfield Chemistry
Vol.36 No.1
25 Mar，2019
文章編號：1000-4092（2019）01-033-05
羧甲基羥丙基胍膠酸性壓裂液體系的制備及性能*
劉銀倉，謝娟，孫春佳，張高群，楊超，郭粉娟，趙瑩
（中國石化中原石油工程有限公司井下特種作業公司，河南濮陽457164）
摘要：為了改善羧甲基羥丙基胍膠（CMHPG）酸性壓裂液性能，滿足高溫深井儲層壓裂改造需求，合成了一種有
機交聯劑，形成了組成為0.3%數0.6%CMHPG+0.6%數1.0%有機交聯劑ZJ-1+0.6%交聯調節劑TG-1+0.2%黏土
穩定劑NW-1+0.3%高效增效劑G-ZP+0.05%APS的酸性壓裂液體系，考察了該壓裂液體系的耐溫耐剪切性能、黏
彈性、濾失性能、破膠性能和巖心基質損害率。研究結果表明，CMHPG加量為0.6%、交聯劑ZJ-1 加量為0.75%的
壓裂液體系在130℃、170 s-1連續剪切90 min，凍膠的黏度大于200 mPa·s，150℃、170 s-1連續剪切90 min，凍膠黏
度大于100 mPa·s，表現出良好的耐溫耐剪切性；CMHPG加量為0.3%的酸性壓裂液凍膠的G'/G"值大于4，結構
黏度強，攜砂性能好；在90℃、破膠劑加量0.05%的情況下可實現1.5 h 內破膠，破膠液黏度小于3 mPa·s，破膠液
殘渣含量為157 mg/L，對鈉膨潤土的防膨率為93%，表面張力23.9 mN/m，與煤油間的界面張力為0.85 mN/m；壓
裂液濾失量低，濾液對儲層巖心基質滲透率傷害率約16%，對儲層的傷害較小。該CMHPG酸性壓裂液體系在某
盆地頁巖油探井進行了現場應用，取得了良好的應用效果。圖3 表7 參10
關鍵詞：酸性壓裂液；有機交聯劑；黏度；黏彈性
中圖分類號：TE357.1+2 文獻標識碼：A DOI：10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.01.007
* 收稿日期：2018-06-15；修回日期：2018-10-16。
作者簡介：劉銀倉（1971-），男，高級工程師，石油大學工程專業碩士（2005），主要從事壓裂工藝技術研究、技術管理工作，E-mail：13781372131@
sina.com。謝娟（1974-），女，高級工程師，華東石油大學石油工程專業學士（2004），本文通訊聯系人，從事油田壓裂酸化液體
系的研究和應用工作，通訊地址：457164 河南濮陽柳屯井下特種作業公司技術發展中心，E-mail：2280431921@qq.com。
近年來隨著國內油氣儲層改造技術的發展，油
氣工程師們對改造儲層的認識越來越精細，改造措
施的針對性越來越強，對各種入井液的技術要求也
越來越高。常規的植物膠堿性壓裂液體系會對堿
敏性儲層造成的二次傷害，雖然早已引起人們的認
知，但是在高溫深井儲層改造領域，由于植物膠酸
性壓裂液的部分技術不完善，對于大多數堿敏性儲
層依然采用堿性壓裂液體系。國內有文獻報道
CMHPG 酸性壓裂液體系現場應用［1-2］和室內研
究［3-4］的成功案例，但只是局限于低溫淺井（≤
90℃）。針對以上情況，本文在CMHPG分子結構研
究基礎上，通過優選氯氧化鋯的配位體，以提高單
位交聯點的交聯強度為思路，合成了有機交聯劑
ZJ-1 以提高CMHPG酸性壓裂液體系的耐溫性能，
形成了滿足高溫（100℃數150℃）儲層壓裂改造的
CMHPG酸性壓裂液體系，并對其性能進行了評價。
1 實驗部分
1.1 材料與儀器
羧甲基羥丙基胍膠（CMHPG），北京寶豐春石
油科技有限公司；交聯調節劑TG-1，北京寶豐春石
油科技有限公司；黏土穩定劑NW-1，北京寶豐春石
油科技有限公司；羥丙基胍膠（HPG），東營嘉頤化
工有限公司；有機硼交聯劑YL-JL-2，東營嘉頤化工
有限公司；高效增效劑G-ZP，自制；氯氧化鋯、己六
醇、丙三醇、乳酸鈉、過硫酸銨均為工業品；巖心，現
場取心兩塊，φ3.8×4.5（cm），氣測滲透率分別為
0.368×10-3和0.404×10-3 μm²；鈉膨潤土，325 目，分析
純，上海研臣實業有限公司；煤油，實驗試劑，天津
市恒興化學試劑責任有限公司。
油田化學2019 年
RS6000 型高溫高壓流變儀，德國Haake 公司；
SLFDL-III 壓裂/酸化液動態濾失與傷害儀，山東中
石大石儀科技有限公司；JYW-200A自動界面張力
儀，承德市鑫國檢測設備有限公司；ZNN型六速旋
轉黏度計，青島海通達專用儀器有限公司；XGRL-4
滾子加熱爐，青島海通達專用儀器有限公司。
1.2 實驗方法
1.2.1 有機交聯劑ZJ-1的合成
按照物料配比，將50 g 氧氯化鋯、75 g 水放入帶
有回流冷凝裝置的三口燒瓶中，不斷攪拌，使其充
分溶解；向溶液中加入110 g 己六醇，并通氮氣，升
溫至50℃，反應2 h；停止通氮氣，加入60 g 丙三醇
和5 g 乳酸鈉，繼續攪拌反應1.5數2 h，得到有機鋯
交聯劑ZJ-1，產物的pH值3數4。
1.2.2 壓裂液的制備
基液的制備：將1000 mL的自來水倒入混調器
中，開啟混調器（800 r/min），將一定量的CMHPG慢
慢加入混調器中，待液體起黏后，用移液管分別移
取一定量的高效增效劑和黏土穩定劑加入混調器
中，將混調器轉速調至1000 r/min 后保持攪拌10
min，備用。
凍膠的制備：量取100 mL的基液，按照一定的
比例加入交聯調節劑TG-1 和有機交聯劑ZJ-1，使其
形成可挑掛的凍膠。
1.2.3 添加劑與CMHPG體系配伍性實驗
將組成為0.3%CMHPG+0.6% ZJ-1+0.6%TG-1+
0.05%APS 的壓裂液按照SY/T 5107—2005《水基壓
裂液性能評價方法》中6.13 所述方法徹底破膠。取
兩等份破膠液，一份空白，一份加入一定量的添加
劑，攪拌至充分溶解，將兩份破膠液在90℃水浴中
放置2 h，對比觀察現象評價其配伍性。
1.2.4 防膨率測定
稱取0.5 g 鈉膨潤土加入10 毫升離心管中，向
離心管中加入10 mL的破膠液，充分攪勻，室溫下放
置2 h 后裝入離心機內，在1500 r/min 轉速下離心
15 min，讀出鈉膨潤土的膨脹體積；分別用蒸餾水和
煤油代替破膠液，測試鈉膨潤土的膨脹體積，計算
防膨率。
1.2.5 表、界面張力測定
依據SY/T 5755—2016《壓裂酸化用助排劑性
能評價方法》，用圓環法測試室溫（25℃）下破膠液
的表面張力以及破膠液與煤油間的界面張力。
1.2.6 壓裂液性能測定
依據SY/T 5107—2005《水基壓裂液性能評價
方法》對CMHPG酸性壓裂液的基液黏度、耐溫耐剪
切性能、黏彈性、濾失性能、破膠性能、殘渣含量、巖
心基質滲透率損害率進行測定。
2 結果與討論
2.1 CMHPG體系成膠性能的影響因素
2.1.1 交聯調節劑的影響
交聯調節劑TG-1 為無色透明液體，呈酸性，易
分散于壓裂液中。在CMHPG 加量0.3%、交聯比
0.6%的情況下，考察交聯調節劑TG-1 對體系交聯
時間、pH 值、交聯狀態的影響，結果見表1。由表1
可見，TG-1 加量在0.6%數0.8%時，體系的pH值為3
數4，形成的凍膠交聯狀態良好。這是由于在
CMHPG溶液中加入適量的交聯調節劑后，一方面，
形成了一個有機-無機多元緩沖體系，為交聯劑提供
一個合適的pH值環境；另一方面，促進了交聯劑的
水解和羥橋作用而形成多核羥橋絡離子，進而與
CMHPG交聯形成性能優良的凍膠［5-6］。
2.1.2 CMHPG濃度、交聯比的影響
不同濃度的CMHPG溶液的基液黏度以及不同
交聯比（0.3%、0.6%、1.0%）下壓裂液的交聯情況見
表2。在CMHPG質量分數0.25%以上、交聯比0.6%
數1.0%的范圍內，室溫下壓裂液均可形成挑掛性能
良好的凍膠；與HPG壓裂液體系相比，相同加量下，
CMHPG基液黏度是HPG體系的1.2數1.4 倍，這對
于降低稠化劑用量，減少儲層傷害具有重要意義，
具體應用時可根據現場實際情況調整稠化劑加量
表1 交聯調節劑TG-1 對成膠性能的影響
TG-1 加量/
%
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
交聯時間/
s
-
320
93
90
65
42
體系
pH值
6.0
4.5
4.0
3.0
2.0
2.0
交聯狀態
交聯極慢，無法挑掛，
不吐舌
初交聯，放置可挑掛，
易碎
交聯，可挑掛，交結結
實，吐舌
交聯，可挑掛，交結結
實，吐舌
交聯，可挑掛，有脫水
交聯，不可挑掛，脫水
34
第36 卷第1 期劉銀倉，謝娟，孫春佳等：羧甲基羥丙基胍膠酸性壓裂液體系的制備及性能
及交聯比，使壓裂液性能滿足現場施工要求。
2.1.3 黏土穩定劑的影響
在水基壓裂液施工過程中，壓裂液以小分子水
溶性濾液進入孔隙，會引起黏土顆粒膨脹、分散或
運移，造成儲層傷害。相對于堿性壓裂液，雖然酸
性體系提供的H+能夠抑制因黏土表面的負電性而
引起的黏土礦物的膨脹和運移，但在儲層黏土礦物
含量較高的情況下，加入一定量的黏土穩定劑，能
夠增強壓裂液的防膨能力［7］。
向空白破膠液（0.3%CMHPG+0.6% ZJ-1+0.6%
TG-1 + 0.05%APS）中加入一定量的黏土穩定劑
NW-1，測試黏土穩定劑NW-1 與CMHPG壓裂液體
系的配伍性、膨脹體積和防膨率，結果見表3。由表
3 可知，黏土穩定劑NW-1 與壓裂液體系的配伍性良
好，加入破膠液后中無沉淀、懸浮物產生；空白破膠
液中加入0.2%的NW-1 后，對鈉膨潤土的防膨率增
加了19.7%，隨著黏土穩定劑加量的增加，鈉膨潤土
的膨脹體積呈遞減趨勢，防膨率略有增加但變化不
顯著，因此，壓裂液體系的黏土穩定劑NW-1 加量確
定為0.2%。
2.1.4 高效增效劑的影響
高效增效劑G-ZP 是利用不同類型表面活性劑
的協同效應復配的具有降低表、界面張力、防乳化
和植物膠保質三效合一的添加劑，外觀為淡黃色透
明液體，密度1.009 g/cm3，pH值6.5，水溶。室溫下，
不同質量分數下高效增效劑G-ZP 溶液的表面張力
見圖1。由圖1 可知，增效劑的最佳加量為0.3%，此
時溶液的表面張力為23.7 mN/ m。
在空白破膠液中加入0.3%的高效增效劑
G-ZP，測試高效增效劑G-ZP 與體系的配伍性，測試
結果顯示G-ZP 與體系配伍性良好，破膠液中無新
的沉淀、懸浮物產生；加入G-ZP 的破膠液的表面張
力為23.7 mN/m、與煤油間的界面張力為0.71 mN/m。
黏土穩定劑加量0.2%、高效增效劑加量0.3%
時，體系的防膨率、表/界面張力均滿足石油行業標
準SY/T 6376—2008《壓裂液通用技術條件》技術指
標的要求。綜合以上研究，CMHPG酸性壓裂液體
系基本組成為：0.3%CMHPG+0.6%交聯劑ZJ-1+
0.6%交聯調節劑TG-1+0.2%黏土穩定劑NW-1+
0.3%高效增效劑G-ZP。
2.2 酸性壓裂液的耐溫耐剪切性能
在溫度90℃、剪切速率170 s-1下，測試了配方為
0.3%數0.5% CMHPG+0.6%交聯劑ZJ-1+0.6%交聯
調節劑TG-1+0.2%黏土穩定劑NW-1+0.3%高效增
效劑的壓裂液連續剪切90 min 的耐溫耐剪切性能；
保持其他添加劑加量不變，分別增大CMHPG加量
至0.4%、0.5%，相同條件下的測試結果見圖2。由圖
2 可知，CMHPG 加量為0.3%時，連續剪切90 min
后，凍膠的黏度大于100 mPa·s，隨著CMHPG加量
的增加，體系的耐溫耐剪切能力增強，能夠滿足壓
表2 不同濃度CMHPG 溶液的基液黏度及
不同交聯比下的交聯性能
CMHPG質量
分數/%
0.20
0.25
0.30
0.35
0.40
0.50
基液黏度/ （mPa·s）
15
23
32
41
51
78
不同交聯比下的交聯情況*
0.3
хх√√√√
0.6
х√√√√√
1.0
х√√√√√
*“×”：交聯狀態差或不交聯；“√”：交聯狀態良好或交聯后可
挑掛。
表3 黏土穩定劑評價試驗結果
NW-1加量/%
空白
0.20
0.30
0.35
0.40
膨脹體
積/mL
3.10
2.83
2.78
2.71
2.56
防膨率/%
73.5
93.2
93.9
94.5
94.7
配伍性
/
良好，無沉淀、無
懸浮物
良好，無沉淀、無
懸浮物
良好，無沉淀、無
懸浮物
良好，無沉淀、無
懸浮物
圖1 增效劑溶液濃度與表面張力關系曲線
表面張力/（mN·m-1）
G-ZP質量分數/%
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
30
29
28
27
26
25
24
23
35
油田化學2019 年
裂液攜砂性能要求。
為了滿足高溫深井儲層改造需求，適當地增大
了CMHPG、ZJ-1 加量，制備了組成為0.6%CMHPG+
0.75%交聯劑ZJ-1+0.6%交聯調節劑TG-1+
0.2%黏土穩定劑NW-1+0.3%高效增效劑G-ZP的壓
裂液，測定了該壓裂液分別在100℃、130℃、150℃
下的耐溫耐剪切性能，結果見圖3。由圖3 可知，該
酸性壓裂液在130℃下連續剪切90 min 后，凍膠的
黏度仍大于200 mPa·s；150℃連續剪切90 min 后，
凍膠的黏度仍大于100 mPa.s，表現出良好的耐溫耐
剪切性能。
2.3 酸性壓裂液的黏彈性
黏彈性的研究對于壓裂液的攜砂特性具有重
要意義，G'和G"分別表示儲能模量即彈性模量和損
耗模量即黏性模量，G'/G"值表示黏彈性的強弱，比
值>>1 時體系的結構性強；比值<<1 時體系流動性
強［8］。室溫下，用RS6000 流變儀的錐板測試系統測
試了CMHPG 加量為0.3%的酸性壓裂液凍膠在不
同交聯比下的G'、G"，并與HPG壓裂液（0.45% HPG+
0.5% YL-JL-2 交聯劑）進行了對比。由表4 可知，在
黏性模量G"基本相當的情況下，CMHPG酸性壓裂
液凍膠的G'值明顯高于HPG凍膠的，且隨著交聯比
的提高，CMHPG 凍膠的G'值逐漸增大，在交聯比
0.7%時，G'/G"達到最高值。由此可知，CMHPG酸性
壓裂液體系能夠達到更高的結構黏度，施工過程中
具有更好的攜砂和造縫性能。
2.4 酸性壓裂液的濾失性能
濾失性能是關系到壓裂液造縫和攜砂性能的
一個重要指標，室內使用SLFDL-III 壓裂/酸化液動
態濾失與傷害儀測試了組成為0.6%CMHPG+0.75%
交聯劑ZJ-1+0.6%交聯調節劑TG-1+0.2%黏土穩定
劑NW-1+0.3%高效增效劑G-ZP 的壓裂液的靜態濾
失性能。實驗溫度130℃，實驗壓差3.5 MPa，測試
時間36 min，實驗測得該體系初濾失量4.22×10-2m3/
m2，濾失系數2.65×10-4 m/ min，濾失速度0.44×10-4
m/min ，表明該壓裂液的濾失量較低，使用效率高，
地層傷害小。
2.5 酸性壓裂液的破膠性能
在90℃下，向組成為0.3%CMHPG+0.6%交聯
劑ZJ-1+0.6%交聯調節劑TG-1+0.2%黏土穩定劑
NW-1+0.3%高效增效劑G-ZP 的酸性壓裂液凍膠中
加入一定量的過硫酸銨，在密閉容器中靜態破膠，
在一定時間后測定黏度，結果見表5。由表5 可知，
通過調整破膠劑加量，可以實現在90℃下1.5數4 h
內破膠，破膠液的黏度小于3 mPa·s。此外，APS加
量為0.05%時，破膠液的殘渣含量為157 mg/L，表面
張力為23.9 mN/m，與原油的界面張力0.85 mN/m，
滿足SY/T 6376—2008《壓裂液通用技術條件》技術
指標的要求。常規HPG有機硼壓裂液稠化劑加量
0.30%時，破膠液殘渣含量在350 mg/L 以上［9-10］。由
此可見，該酸性壓裂液體系具有破膠徹底、殘渣含
量低的特點。
圖2 不同CMHPG加量下體系的耐溫耐剪切
性能（剪切速率170 s-1）
圖3 不同溫度下體系的耐溫耐剪切性能
表4 酸性壓裂液黏彈性的測試結果
（室溫25℃，振蕩頻率0.1數10 Hz）
壓裂液
0.45% HPG+0.5% YL-JL-2
0.30% CMHPG+ 0.6% ZJ-1
0.30% CMHPG+ 0.7% ZJ-1
0.30% CMHPG+ 0.8% ZJ-1
G'/Pa
0.76
1.85
1.96
2.35
G"/Pa
0.41
0.45
0.42
0.52
G'/G"
1.85
4.11
4.67
4.52
600
500
400
300
200
100
0
黏度/（mPa·s）
時間/min
0 20 40 60 80
0.30%
0.50%
0.40%
700
600
500
400
300
200
100
0
黏度/（mPa·s）
100℃
150℃
130℃
時間/min
0 20 40 60 80
36
第36 卷第1 期劉銀倉，謝娟，孫春佳等：羧甲基羥丙基胍膠酸性壓裂液體系的制備及性能
2.6 酸性壓裂液對儲層的傷害情況
將組成為0.3%CMHPG+ 0.6%交聯劑ZJ-1 +
0.6%交聯調節劑TG-1+0.2%黏土穩定劑NW-1+
0.3%高效增效劑G-ZP+0.05%APS的酸性壓裂液制
備濾液，測試濾液對巖心基質滲透率的傷害率，結
果見表6。由表6 可知，該酸性壓裂液對巖心基質滲
透率的傷害率小于20%，對儲層的傷害較小。
2.7 現場應用效果
某盆地頁巖油1 井儲層解釋孔隙度8.0%數
10.5%，滲透率0.3×10-3數0.8×10-3 μm²，黏土礦物含
量38%數45%；頁巖油2 井核磁有效孔隙度5.1%數
8.9%，滲透率0.01×10-3數0.18×10-3 μm²，黏土礦物含
量41%數50%。考慮儲層滲透率低、黏土含量較高
的特點，在兩口井采用CMHPG酸性壓裂液（0.35%
CMHPG+0.6%交聯劑ZJ-1+0.6%交聯調節劑TG-1+
0.2%黏土穩定劑NW-1+0.3%高效增效劑G-ZP+
0.05%APS）進行了現場施工，取得了良好的應用效
果，兩口井日產油量達到工業油流標準（表7）。采
用羧甲基羥丙基酸性壓裂液體系，抑制了黏土礦物
的膨脹運移，降低了壓裂液對儲層的傷害。
3 結論
通過考察羧甲基羥丙基胍膠加量、有機交聯劑
ZJ-1 交聯比、交聯調節劑TG-1 加量以及輔助添加劑
對CMHPG 酸性壓裂液性能的影響，形成了滿足
100℃數150℃儲層壓裂改造的CMHPG 酸性壓裂
液體系。
CMHPG 加量0.6%、有機交聯劑ZJ-1 加量
0.75%的壓裂液體系在150℃、170 s-1 連續剪切90
min，凍膠黏度大于100 mPa·s，具有良好的耐溫耐
剪切性；壓裂液凍膠的G'/G"值大于4，結構黏度強，
攜砂性能好；破膠液殘渣含量為157 mg/L；壓裂液
濾失量低，濾液對儲層巖心基質滲透率傷害率約
16%，對儲層的傷害較小。
CMHPG酸性壓裂液體系在某盆地頁巖油探井
進行了兩口井的現場應用，壓裂液性能完全滿足現
場施工技術要求，平均砂比13%，壓后平均返排率
43%，日產油量達到工業油流標準，具有良好的經濟
與社會效益。
參考文獻：
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系流變性研究［J］.石油與天然氣化工，2011，40（1）：58-62.
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表5 90℃下壓裂液凍膠靜態破膠實驗結果
APS加量/%
0.02
0.03
0.04
0.05
不同破膠時間下破膠液黏度（/ mPa·s）
1.0
19.6
10.2
8.4
4.1
1.5
18.2
8.6
5.4
3.0
2.5
16.3
4.2
3.5
1.4
3.0
6.4
3.0
1.7
4.0
3.1
1.9
表6 巖心基質滲透率傷害率試驗結果
巖心號
1#
2#
層位
青一段
青一段
氣測滲
透率/ （10-3μm2）
0.368
0.404
孔隙
度/%
10.45
10.96
傷害前滲
透率/ （10-3μm2）
0.1242
0.1269
傷害后滲
透率/ （10-3μm2）
0.1015
0.1077
傷害
率/%
18.28
15.13
表7 頁巖油1、2 井的施工簡況及產量
井號
頁巖油1
頁巖油2
液量/
m3
830
860
加砂/
m3
94
98
平均砂
比/%
12.7
13.3
累計排液/
m3
349（含原油
37.2）
375（含原油
57.2）
返排
率/%
42.0
43.5
產量/ （m3·d-1）
4.2
5.4 （下轉第47頁。to be continued on p.47）
37
第36 卷第1 期熊俊杰，趙戰江，安琦等：硝酸鈉加重海水基壓裂液性能評價
Performance Evaluation of Seawater-based Fracturing Fluid Weighted by Sodium Nitrate
XIONG Junjie1，ZHAO Zhanjiang1，AN Qi1，WANG Shibin2
（1. CNOOC EnerTech-Drilling &amp;amp; Production Co.，Tianjin 300452，P R of China；2. College of Petroleum Engineering，Southwest Petroleum
University，Chengdu，Sichuan 610500，P R of China）
Abstract: In order to satisfy the fracturing needs of deep and ultra-deep well in offshore oil and gas fields，the fracturing fluid was
prepared by sodium nitrate weighted seawater，zwitterion guar thickener，organic borate-zirconate crosslinker，etc. The density，
swelling performance，shear resistance，filtrate reduction performance，gel-breaking performance，permeability damage rate and
conductivity damage rate of sodium nitrate weighted seawater-based fracturing fluid were studied. The results showed that the
density of 35% sodium nitrate weighted seawater-based fracturing fluid was 1.20 g/cm3 at 20℃ . The effect of sodium nitrate
seawater solution on the swelling performance of zwitterion guar was greater than that of seawater. The sodium nitrate weighted
seawater-based fracturing fluid had good performances，including shear resistance，filtrate reduction performance，etc. The
viscosity of fracturing fluid was 76 mPa·s on the condition of temperate 150℃ ，shear rate 170 s-1，shear time 120 min. The
dynamic filtration coefficient of fracturing fluid was 2.81×10-4 m/min0.5 at 80℃. The viscosity of breaking fluid was lower than 5
mPa·s after fracturing fluid breaking 3—4 h at 60℃ or 80℃. The core permeability damage rate of fracturing fluid was 23.3%，and
the conductivity damage rate was 41.89% under 82.7 MPa closed pressure，which satisfied the requirements of fracturing.
Keywords: weighted fracturing fluid；seawater；sodium nitrate；performance evaluation
（上接第37頁。continued from p.37）
Preparation and Properties of CMHPG Acid Fracturing Fluid System
LIU Yincang，XIE Juan，SUN Chunjia，ZHANG Gaoqun，YANG Chao，GUO Fenjuan，ZHAO Ying
（Downhole Special Service company，Zhongyuan Petroleum Engineering Ltd.，Sinopec，Puyang，Henan 457164，P R of China）
Abstract: In order to improve the performance of carboxymethyl hydroxypropyl guar（CMHPG）acid fracturing fluid and meet the
needs of high temperature deep well reservoir fracturing，an organic cross-linking agent was synthesized，a CMHPG acid fracturing
fluid，composed of 0.3%—0.6% CMHPG，0.6%—1.0% organic cross-linking agent ZJ-1，0.6% conditioning agent TG-1，0.2% clay
stabilizer NW-1 and 0.3% high-efficiency clay stabilizer G-ZP，was prepared and the temperature and shear resistance，
viscoelasticity，filtration property，gel-breaking performance and the matrix damage of the fracturing fluid upon core were
investigated. The results showed that the continuous shear viscosity of the system containing 0.6% CMHPG and 0.75% organic
cross-linking agent ZJ-1 was more than 200 mPa·s when sheared at the temperature of 130℃ and at the shearing rate of 170 s-1 for
90 min，and more than 100 mPa·s when sheared at the temperature of 150℃ and at the shearing rate of170 s-1 for 90 min，indicating
great temperature and shear resistance. Viscoelastic test results showed that the G'/G" of the acid fracturing fluid with the CMHPG
content of 0.3% was greater than 4，exhibiting the strong structure viscosity and great sand-carrying performance. When 0.05% gel
breaker was added，the system could be broken within 1.5 hours at the temperature of 90℃ with the viscosity of breaking solution
less than 3 mPa·s，gel breaking residue of 157 mg/L，anti-swelling rate of 93%，surface tension of 23.9 mN/m and interface tension
of 0.85 mN/m. The damage rate of matrix permeability of the reservoir core was 16%，and the damage to the reservoir and filtration
loss was relatively low. The CMHPG acid fracturing fluid system was applied in a shale oil exploration well and achieved good
application results.
Keywords: acid fracturing fluid；organic cross-linker；viscosity；viscoelasticity
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