Research and Application of Slick Water and Gel-Liquid Integrated Fracturing Fluids
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摘要:
滑溜水黏度较低，不能满足造缝、携带大粒径支撑剂和高砂比施工要求，限制了非常规储层大型压裂效率的提高。为此，以丙烯酸、丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和单体A为原料，采用反相乳液聚合法合成了一种耐高温、速溶型聚合物降阻剂SFFRE-1。通过研发与降阻剂SFFRE-1配伍性好的高效助排剂和优选黏土稳定剂，形成了滑溜水–胶液一体化压裂液。该压裂液耐温160 ℃，通过调整降阻剂SFFRE-1的加量，其黏度在1～120 mPa·s可调，在压裂施工过程中能够实现滑溜水和胶液在线混配及即时切换的要求。该压裂液在四川盆地的页岩气井和胜利油田的致密油井进行了应用，压裂过程中压裂液表现出良好的降阻和携砂性能，降阻率最高达到86%，砂比最高达到43%。研究和现场应用表明，滑溜水–胶液一体化压裂液能够满足非常规储层大型压裂施工需求。
Abstract:Due to its low viscosity, slick water has limited efficacy in inducing fractures, low carrying capacity for large particles, and a low sand concentration that fails to meet the needs for operation, which limits the efficiency of large-scale fracturing in unconventional reservoirs. Therefore, SFFRE-1, a heat resistant friction reducer dissolves instantly with acrylic acid(AA), acrylamide(AM), 2-acrylamide-2-methylpropyl sulfonic acid(AMPS) and Monomer A as raw materials, was developed by inverse emulsion polymerization. A slick water and gel-liquid integrated fracturing fluid was produced by researching and developing an optimal clay stabilizer and an efficient cleanup agent highly compatible with SFFRE-1. The resulting fracturing fluid can resist temperature as high as 160 °C, and its viscosity can be adjusted from 1 to 120 mPa·s by adjusting added amount of SFFRE-1. In this way, on site mixing and real-time transition between the slick water and gel-liquid in fracturing treatments can be achieved. The fracturing fluid has been applied in shale gas wells in Sichuan Basin and tight oil wells in Shengli Oilfield. It has shown excellent performance in friction reduction and sand carrying: the friction reduction rate reached 86% and the sand concentration was boosted to 43%. The research and field application show that the slick water and gel-liquid integrated fracturing fluid can meet the requirements of large-scale fracturing in unconventional reservoirs.
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“十三五”以来，我国加大了非常规油气资源勘探开发的力度，水平井分段体积压裂技术已成为致密油气和页岩油气有效动用和效益开发的关键核心技术[1-7]，而滑溜水是非常规油气井压裂的关键工作液。通常采用快速溶解增黏的聚丙烯酰胺线性阴离子聚合物配制滑溜水，但该滑溜水黏度较低，不能满足造缝、携带大粒径支撑剂和高砂比施工要求，且随着储层条件变化和“井工厂”、规模化压裂作业要求，需要降低压裂成本和提高压裂效率。因此，无需提前配液、可在线连续混配，既能满足造缝、携带大粒径支撑剂和高砂比施工要求，又能降阻的一体化压裂液得到广泛关注[8-15]。压裂液连续混配最早见于1988年，目的是避免提前配液可能造成的保存、过量浪费与排放问题[16]。2009年，C. W. Aften[17]总结了一体化压裂液连续混配的3个关键要求：1）压裂液添加剂在不同水质压裂用水中具有良好的溶解性；2）压裂液添加剂快速并持续水化溶解；3）不同添加剂间具有良好的配伍性。从国内报道来看，快速水化溶解与形成高黏体系，仍是研发一体化压裂液的重点与难点[1]。一体化压裂液的核心是快速与水混溶增黏的聚合物乳液降阻剂[16]，而阴离子疏水缔合聚丙烯酰胺共聚物溶解速度慢，降阻效果差，不能作为一体化压裂液的降阻剂[12-18]。因此，笔者以丙烯酸（AA）、丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）和单体A为原料，采用反相乳液聚合法，合成了一种耐高温、速溶型乳液降阻剂SFFRE-1，并优选配套的添加剂，形成了滑溜水-胶液一体化压裂液，现场应用性能良好，为非常规储层的高效勘探开发提供了技术支撑。
1. 降阻剂的合成及性能评价
1.1 降阻剂的合成
以AM-AA为主链，添加功能单体A、磺酸基团等，进行反相乳液聚合，合成了相对分子质量适中的聚丙烯酰胺类高分子共聚物，共聚物中的磺酸基团、羧酸基团和高分子侧链基协调作用，可以提高共聚合物的降阻、抗温和抗盐性能。将乳化剂（十二烷基硫酸钠（SDS）与山梨醇单月桂酸酯（Span-20）的混合物（1∶25））、白油等按一定质量比（13∶100）加入高温高压反应釜中，形成均匀的油相；将AA、AM、AMPS和单体A按一定质量比（3∶3∶1∶1）混合配制成水溶液，将其pH值调至7后慢慢加入高温高压反应釜中的油相中，搅拌均匀后得到稳定的乳液体系；将乳液体系放在15 ℃冷水中，温度保持恒定，通入N2充分乳化20 min，缓慢滴加适量氧化还原引发剂（NaHSO3和（NH4）2S2O8），反应4～5 h后，加入转相剂，即得到反相乳液型降阻剂SFFRE-1，其分子结构如图1所示。
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图 1 反相乳液型降阻剂SFFRE-1的结构Figure 1. Structure of inverse emulsion friction reducer SFFR-11.2 降阻剂性能评价
反相乳液型降阻剂SFFRE-1是一种白色乳状液体，相对分子质量为1 200万～1 500 万，其在清水中的溶解时间少于10 s；降阻剂SFFRE-1质量分数0.1%溶液的黏度为2.0～3.5 mPa·s，降阻率约为80%。
用自来水配制质量分数为0.1%，0.2%，0.3%，0.4%，0.5%，0.6%，0.7%，0.8%，0.9%和1.0%的降阻剂SFFRE-1溶液，在室温下用六速黏度计分别测试其在剪切速率170 s−1下的表观黏度，结果见图2。
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图 2 不同质量分数SFFRE-1溶液的黏度Figure 2. Viscosity of SFFRE-1 solution with different mass fractions从图2可以看出，降阻剂SFFRE-1的质量分数为0.1%～1.0%时，降阻剂SFFRE-1溶液的黏度与其质量分数呈较好的线性关系。通过控制降阻剂SFFRE-1的加量，能够配制不同黏度的压裂液基液，加量低时可作为滑溜水，加量高时可作为胶液（黏度可达120 mPa·s）。
2. 一体化压裂液配方及性能评价
为抑制黏土矿物的膨胀伤害和利于助排，通过研制配套的助排剂、优选黏土稳定剂，形成了滑溜水–胶液一体化压裂液体系配方，并通过实验室试验对该压裂液的性能进行了评价。
2.1 添加剂的制备及压裂液配方确定
2.1.1 助排剂的研制
非常规致密储层一般具有非均质性强、孔渗性极差等特点，易于受到外来流体的伤害。压裂后大量压裂液滞留在储层，增大了储层的二次伤害风险。添加助排剂，可以降低压裂液的表面张力、调节储层的润湿性，有助于压裂液的充分返排，减少压裂液在储层孔喉和微裂缝中的滞留量，降低对储层的伤害。为此，研发了与降阻剂SFFRE-1配套的高效助排剂。
测试了4种溶液（清水、0.1% SFCU-1溶液、0.1% SFCU-1+0.1% SFFRE-1溶液、0.1% SFCU-1+0.1% SFFRE-1+0.3%黏土稳定剂溶液）的表面张力和界面张力，结果见表1。由表1可知：0.1% SFFRE-1溶液和0.1% SFFRE-1+0.3%黏土稳定剂溶液中加入0.1% SFCU-1后的表面张力较低，说明助排剂 SFCU-1可以降低压裂液的表面张力和界面张力，其最优加量为0.1%。
表 1 SFCU-1的基本性能Table 1. Basic properties of SFCU-1序号 测试溶液 表面张力/
（mN·m−1）界面张力/
（mN·m−1）降阻率，% 1 清水 72.00 25.00 2 0.1% SFCU-1 22.77 1.23 3 0.1% SFCU-1+
0.1% SFFRE-123.60 1.32 80 4 0.1% SFCU-1+
0.1% SFFRE-1+
0.3%黏土稳定剂23.80 1.56 83 2.1.2 黏土稳定剂的优选
笔者初选3种黏土稳定剂，配制成0.3%的溶液，参考行业标准《油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》（SY/T 5971—2016）中的离心法测定其防膨率，结果见表2。由试验结果可知，黏土稳定剂3的防膨率最高。降阻剂SFFRE-1属于阴离子型降阻剂，而黏土稳定剂3属于小阳离子型黏土稳定剂，选用黏土稳定剂3，可以兼具防膨及配伍性。测定配方0.1%SFFRE-1+0.1%SFCU-1和0.3%SFFRE-1+0.1% SFCU-1的滑溜水加入0.3%黏土稳定剂3后的防膨率和黏度，结果见表2。由试验结果可知，2种配方滑溜水加入0.3%黏土稳定剂3后防膨率大于80%，且加入黏土稳定剂3对其黏度影响不大，表明其与降阻剂SFFRE-1配伍性好。
表 2 黏土稳定剂的基本性能Table 2. Basic properties of the clay stabilizer序号 液体 防膨率，% 黏度/（mPa·s） 1 0.3%黏土稳定剂1 66.3 2 0.3%黏土稳定剂2 79.4 3 0.3%黏土稳定剂3 83.6 4 0.3%黏土稳定剂3+0.1%SFFRE-1+
0.1%SFCU-182.0 3.5 5 0.3%黏土稳定剂3+0.3%SFFRE-1+
0.1%SFCU-183.6 13.5 2.1.3 滑溜水–胶液一体化压裂液配方确定
通过合成降阻剂SFFRE-1、研制助排剂SFCU-1和优选黏土稳定剂及优化其加量，形成了滑溜水–胶液一体化压裂液的配方：0.1%～1.0%SFFRE-1+0.1% SFCU-1+0.3%黏土稳定剂3。
2.2 压裂液性能室内评价
2.2.1 降阻性能
依据中国石化一级企业标准《页岩气压裂用降阻水技术条件》（Q/SH 0619—2014），配制0.1%SFFRE-1溶液，加入0.1%SFCU-1和0.3%黏土稳定剂，搅拌40 s，形成滑溜水–胶液一体化压裂液。
采用管路摩阻仪评价滑溜水–胶液一体化压裂液的降阻剂性能。室温下，测定不同剪切速率下滑溜水–胶液一体化压裂液在ϕ15.0 mm直管中的压降，并与相同条件下的清水压降进行对比，求得溜水–胶液一体化压裂液不同剪切速率下的降阻率，结果如图3所示。
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图 3 滑溜水–胶液一体化压裂液不同剪切速率下的降阻率Figure 3. Friction reduction rate of the slick water and gel-liquid integrated fracturing fluid in different shear rates从图3可以看出，随着剪切速率增大，滑溜水–胶液一体化压裂液的降阻率升高，最高达80%。滑溜水–胶液一体化压裂液的降阻机理是，由于加入了大分子聚合物，其线性基团伸展，使管道中流体内部的紊动阻力下降，抑制了径向的湍流扰动，使更多作用力作用于沿着流动方向的轴向，同时吸收能量，干扰薄层间的水分子从缓冲区进入湍流核心，从而阻止或者减轻湍流，湍流越大，抑制效果越明显，表现出的降阻效果越好[19-20]。
2.2.2 耐温耐剪切性能
按配方1.0% SFFRE-1+0.1% SFCU-1+0.3%黏土稳定剂3配制滑溜水–胶液一体化压裂液，用流变仪评价其在160 ℃下的耐剪切性，结果见图4。从图4可以看出，滑溜水–胶液一体化压裂液的黏度随温度升高而降低，和大部分水溶性聚合物一样呈现出“热变稀”现象。这是因为，温度升高，会加速聚合物分子链段的运动，削弱分子间的相互作用力，分子链间缠结形成的三维网状结构被破坏，导致滑溜水–胶液一体化压裂液的黏度降低。另外，降阻剂加量越大，保留黏度越高，耐温性能也就越好[21]。从图4还可以看出，滑溜水–胶液一体化压裂液在温度160 ℃下以剪切速率170 s−1剪切120 min后，黏度还保持在50 mPa·s，说明其具有良好的耐温耐剪切性能。
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图 4 滑溜水–胶液一体化压裂液在160 ℃下的流变曲线Figure 4. The rheological curve of the slick water and gel-liquidintegrated fracturing fluid at 160 ℃2.2.3 携砂性能
压裂液的携砂性能指压裂液对支撑剂的悬浮能力。压裂液携砂能力越强，支撑剂在压裂液中的沉降速度越慢，越有利于压裂液携带支撑剂进入裂缝并均匀铺置。如果压裂液携砂能力太差，支撑剂沉降速度过快，容易形成砂堵，造成压裂施工失败[22]。
按配方1.0% SFFRE-1+0.1% SFCU-1+0.3%黏土稳定剂3配制滑溜水–胶液一体化压裂液，加入30/50目陶粒（陶粒与滑溜水–胶液一体化压裂液体积比为3∶10）搅拌均匀，观察不同静止时间下陶粒的沉降情况，发现30/50目陶粒20 min无沉降（见图5），说明滑溜水–胶液一体化压裂液具有良好的携砂性能，能够满足现场压裂施工要求。
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图 5 滑溜水–胶液一体化压裂液的携砂性能Figure 5. Sand carrying capacity of the slick water and gel-liquid integrated fracturing fluid2.2.4 滤失性能
参考行业标准《水基压裂液性能评价方法》（SY/T 5107—2016），测试了交联胍胶压裂液和滑溜水–胶液一体化压裂液在温度70 ℃、压力6 MPa条件下的静态滤失量，结果如图6所示。交联胍胶压裂液的配方为0.35%速溶胍胶HPG+0.3%有机硼交联剂+0.15%Na2CO3（下同）；滑溜水–胶液一体化压裂液的配方为1.0%SFFRE-1+0.1%黏土稳定剂3+0.1%SFCU-1（下同）。从图6可以看出，滑溜水–胶液一体化压裂液和交联胍胶压裂液的累计滤失量变化曲线基本重合，说明两者的滤失性能相当，表明滑溜水–胶液一体化压裂液的滤失性能满足压裂施工要求。
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图 6 不同压裂液的累计滤失量与时间平方根的曲线Figure 6. Curve of the filtration rate and square root of time with different fracturing fluids2.2.5 破胶性能
参考行业标准《水基压裂液性能评价方法》（SY/T 5107—2016），评价滑溜水–胶液一体化压裂液的破胶性能。滑溜水–胶液一体化压裂液中分别加入0.05%的（NH4）2S2O8、K2S2O8和NaBrO3，测定其在温度90 ℃下的破胶时间和破胶液的黏度和残渣含量，结果见表3。由表3可知，滑溜水–胶液一体化压裂液加入NH4）2S2O8，K2S2O8和NaBrO3等3种破胶剂均可在60 min破胶，且破胶剂对残渣的影响不大。
表 3 滑溜水–胶液一体化压裂液破胶试验结果Table 3. Gel breaking experimental results of the slick waterand gel-liquid integrated fracturing fluids破胶剂及加量 温度/
℃破胶时间/min 破胶液黏度/（mPa·s） 残渣含量/（mg·L−1） 0.05%（NH4）2S2O8 90 60 3 52 0.05%K2S2O8 60 3 55 0.05%NaBrO3 60 3 52 2.2.6 伤害性能
参考行业标准《水基压裂液性能评价方法》（SY/T 5107—2016），采用某致密砂岩气藏同一全直径岩心钻取的标准长岩样，进行滑溜水–胶液一体化压裂液和胍胶压裂液破胶液的伤害试验，结果见表4。
表 4 不同压裂液破胶液伤害试验结果Table 4. Experimental results of gel breaker damage of different fracturing fluids岩心编号 直径/cm 长度/cm 孔隙度，% 渗透率/mD 伤害率，% 备注 伤害前 伤害后 1 2.484 5.108 7.63 0.128 0.051 60.2 胍胶压裂液 2 2.480 4.766 7.09 0.109 0.042 61.5 3 2.492 5.592 7.30 0.109 0.094 13.8 一体化压裂液 4 2.484 5.264 7.08 0.108 0.092 14.8 由表4可知，胍胶压裂液破胶液对致密砂岩的伤害率平均为60.8%，滑溜水–胶液一体化压裂液胶液破胶液对致密砂岩的伤害率平均为14.3%。胍胶压裂液破胶液对致密砂岩既有残渣的伤害，又有残胶的伤害，因此其对致密砂岩的伤害较大[23-24]。滑溜水–胶液一体化压裂液的增稠剂为高分子聚合物，只有残渣的伤害，因此其对致密砂岩的伤害率较低。
3. 现场应用
研发的滑溜水–胶液一体化压裂液在四川盆地和胜利油田10余口井进行了现场应用。压裂过程中，通过调整滑溜水–胶液一体化压裂液中降阻剂SFFRE-1的加量，实现了造缝、携砂等功能。压后评估及产能统计显示，10余口井均取得了较好的压裂效果，获得了较高产能。
3.1 四川盆地外围复杂构造区页岩气井的应用
DY井是中国石化部署在川东南綦江褶皱带东溪构造东斜坡的一口页岩气预探井，该井导眼井完钻井深4 248.00 m（奥陶系宝塔组），井深3 769.70 m处侧钻，钻至井深5 971.00 m完钻（志留系龙马溪组），水平段长1 503.00 m，其中1 124.00 m位于2号小层，379.00 m位于3号小层。
该井具有储层埋藏深（4 300 m）、闭合压力高（98 MPa）、水平两向应力差异大（17 MPa）、层间应力及岩石力学参数变化大等特点，面临高排量建立难度大、复杂裂缝难以形成、缝高小、改造体积不足、加砂难和主缝–微缝导流能力低等主要难点。经过研究，决定采用密切割多段少簇双暂堵体积压裂技术和滑溜水–胶液一体化压裂液为主的体积压裂技术。
DY井分30段压裂，滑溜水–胶液一体化压裂液用量超90 000 m3，施工主体模式为前置胶液+高黏滑溜水+中顶胶液+高黏滑溜水。压裂施工过程中，通过调整滑溜水–胶液一体化压裂液中降阻剂SFFRE-1的加量，实现了前置胶液、高黏滑溜水和中顶胶液的功能，最大砂比达到18%，与采用滑溜水压裂的邻井相比，提高了40%。此外，滑溜水–胶液一体化压裂液降阻率创出了较高指标，18 m3/min排量下，加砂强度达到3.6 t/m，降阻率最高达到86%。该井压后测试产气量达到41.2×104 m3/d，实现了深层页岩气的重大勘探突破。
3.2 胜利油田梁家楼区块致密油井的应用
滑溜水–胶液一体化压裂液在胜利油田高青、梁家楼区块的G946X1井和L78X10井等8口井进行了应用，取得了良好的降阻、携砂效果（见表5）。下面以G946X1井为例介绍应用情况。
表 5 胜利油田高青、梁家楼区块一体化压裂液应用效果统计Table 5. Application effect statistics of the integrated fracturing fluids in Gaoqing and Liangjialou Blocks in Shengli Oilfield井号 储层类型 砂比，% 降阻率，% C97X22 致密砂岩 42 75 C87-1 致密砂岩 42 75 L78X10 致密砂岩 42 75 L78X11 致密砂岩 42 75 L78X12 致密砂岩 42 75 G946X1 致密砂岩 43 75 L121X2 页岩油 43 75 L106X7 页岩油 41 75 G946X1井的压裂思路为，利用滑溜水–胶液一体化压裂液变黏度、携砂能力强的特点，用前置低黏度胶液小排量造缝，精确控制缝高，高黏胶液增大裂缝长度；低黏度胶液与小粒径支撑剂配合支撑次级裂缝；通过增大液体规模，提高改造体积；“高砂比”尾追，强化近井裂缝导流能力；压后控压排液，降低压裂液对储层的伤害[25-30]。G946X1井射孔段主体排量5.0～5.5 m3/min，压裂液用量1 215.83 m3，支撑剂用量121.5 m3，平均砂比23%（最高达43%），平均降阻率75%。压裂过程中，根据压裂液黏度要求调整降阻剂SFFRE-1加量，SFFRE-1加量分别为0.6%（低黏）、0.8%（中黏）和1.0%（高黏），施工期间压裂液性能稳定，携砂能力良好。该井压裂后日增产油量12 t，稳产期超6个月。
4. 结论与建议
1）现有降阻剂溶解速度慢、降阻率低，无法满足一体化压裂液在线混配要求，以AA、AM、AMPS和单体A为原料，合成了乳液型降阻剂SFFRE-1，其溶解时间少于10 s，0.1% SFFRE-1溶液的降阻率达到80%以上。
2）通过研制与降阻剂SFFRE-1配伍性好的助排剂和优选黏土稳定剂，形成了滑溜水–胶液一体化压裂液。压裂过程过程中可根据对压裂液黏度的要求，通过调整降阻剂SFFRE-1加量调节黏度，其黏度调节范围1～120 mPa·s。该压裂液的防膨率大于80%，表面张力小于25 mN/m，最高耐温160 ℃，降阻率80%。
3）现场应用表明，降阻剂SFFRE-1的溶解速度快，滑溜水–胶液一体化压裂液在线混配操作简单，黏度可调，降阻率达到80%以上，携砂能力较好，最高砂比达到43%，能够满足页岩油气储层及常规储层大型压裂施工需要。
4）建议开展驱油降阻一体化压裂液及纳米驱油压裂液方面的研究，以提高驱油效率和压裂液返排效果。
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图 1 反相乳液型降阻剂SFFRE-1的结构
Figure 1. Structure of inverse emulsion friction reducer SFFR-1
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图 2 不同质量分数SFFRE-1溶液的黏度
Figure 2. Viscosity of SFFRE-1 solution with different mass fractions
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图 3 滑溜水–胶液一体化压裂液不同剪切速率下的降阻率
Figure 3. Friction reduction rate of the slick water and gel-liquid integrated fracturing fluid in different shear rates
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图 4 滑溜水–胶液一体化压裂液在160 ℃下的流变曲线
Figure 4. The rheological curve of the slick water and gel-liquidintegrated fracturing fluid at 160 ℃
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图 5 滑溜水–胶液一体化压裂液的携砂性能
Figure 5. Sand carrying capacity of the slick water and gel-liquid integrated fracturing fluid
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图 6 不同压裂液的累计滤失量与时间平方根的曲线
Figure 6. Curve of the filtration rate and square root of time with different fracturing fluids
表 1 SFCU-1的基本性能
Table 1 Basic properties of SFCU-1
序号 测试溶液 表面张力/
（mN·m−1）界面张力/
（mN·m−1）降阻率，% 1 清水 72.00 25.00 2 0.1% SFCU-1 22.77 1.23 3 0.1% SFCU-1+
0.1% SFFRE-123.60 1.32 80 4 0.1% SFCU-1+
0.1% SFFRE-1+
0.3%黏土稳定剂23.80 1.56 83 
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表 2 黏土稳定剂的基本性能
Table 2 Basic properties of the clay stabilizer
序号 液体 防膨率，% 黏度/（mPa·s） 1 0.3%黏土稳定剂1 66.3 2 0.3%黏土稳定剂2 79.4 3 0.3%黏土稳定剂3 83.6 4 0.3%黏土稳定剂3+0.1%SFFRE-1+
0.1%SFCU-182.0 3.5 5 0.3%黏土稳定剂3+0.3%SFFRE-1+
0.1%SFCU-183.6 13.5
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表 3 滑溜水–胶液一体化压裂液破胶试验结果
Table 3 Gel breaking experimental results of the slick waterand gel-liquid integrated fracturing fluids
破胶剂及加量 温度/
℃破胶时间/min 破胶液黏度/（mPa·s） 残渣含量/（mg·L−1） 0.05%（NH4）2S2O8 90 60 3 52 0.05%K2S2O8 60 3 55 0.05%NaBrO3 60 3 52
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表 4 不同压裂液破胶液伤害试验结果
Table 4 Experimental results of gel breaker damage of different fracturing fluids
岩心编号 直径/cm 长度/cm 孔隙度，% 渗透率/mD 伤害率，% 备注 伤害前 伤害后 1 2.484 5.108 7.63 0.128 0.051 60.2 胍胶压裂液 2 2.480 4.766 7.09 0.109 0.042 61.5 3 2.492 5.592 7.30 0.109 0.094 13.8 一体化压裂液 4 2.484 5.264 7.08 0.108 0.092 14.8
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表 5 胜利油田高青、梁家楼区块一体化压裂液应用效果统计
Table 5 Application effect statistics of the integrated fracturing fluids in Gaoqing and Liangjialou Blocks in Shengli Oilfield
井号 储层类型 砂比，% 降阻率，% C97X22 致密砂岩 42 75 C87-1 致密砂岩 42 75 L78X10 致密砂岩 42 75 L78X11 致密砂岩 42 75 L78X12 致密砂岩 42 75 G946X1 致密砂岩 43 75 L121X2 页岩油 43 75 L106X7 页岩油 41 75
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