一种微泡压裂液、制备方法及应用与流程

本发明属于压裂液技术领域，尤其涉及一种微泡压裂液、制备方法及应用。

背景技术：

油气资源是国家生存、安全的重要战略物资，也是国民经济建设和生活的重要组成。压裂作为油气藏增产的最有效措施之一，已经在国内外得到了快速发展和广泛应用。它利用高压泵组将含有高浓度支撑剂的高粘度非牛顿流体泵入地层，在目的层附近形成高压，当压力超过该处地层的破裂压力时，会在目的层造缝并延伸扩展裂缝。作为在压裂过程中传递高压，压开储层，形成裂缝并最终携带支撑剂进入裂缝的压裂液是整个过程中最重要的工作流体。压裂液性能直接影响施工能否成功、压开裂缝的长度和支撑裂缝的导流能力，以及油气井压后的生产能力。

目前，国内外广泛使用的压裂液主要有水基压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液和乳化压裂液。每种压裂液因其组成不同具有不同特性，需要与储层的不同特点相结合优选合适的压裂液配方。根据压裂技术对压裂液的功能需要，压裂液通常需要与地层矿物、油、水较好地配伍，减小对储存基质的损害；具备合适的粘度、低滤失特性与造缝能力；较强的耐温耐剪切特性和携砂能力；在地层条件下的快速破胶能力，减小对支撑裂缝导流能力的损害。可见，压裂液技术的形成与发展，未来还将在如何提高携砂性和低损害性两个主要方面进一步研究。泡沫压裂液作为一种含气液两相的压裂液体系也经历了一个这样的发展历程。

最早将泡沫用于压裂施工的国家是美国。早在1970年就已经开始投入使用，至80年代末泡沫压裂液技术逐渐成熟。70年代初期，最先使用了氮气泡沫压裂液，按当时的注入技术，只能将支撑剂含量为120kg/m³～140kg/m³的砂浆泵入裂缝，支撑剂的铺置浓度比较低。尽管携砂能力不强、压裂液的性质还不够好，但是得到了较好增产效果，科研人员总结发现是因气体的膨胀特性，使得压后返排效果提高，引起了人们的兴趣。1973－1976年期间，是泡沫压裂液发展的初期，多数施工都是小规模的处理，泡沫压裂液的使用仍然处于试用阶段。1977－1978年间，人们开始考虑到泡沫压裂液对地层造成的伤害，并开始通过加入甲醇来减少地层伤害。1979－1983年间是泡沫压裂液工艺发展的快速发展阶段。泡沫压裂液主要的发展阶段是上世纪80年代中期，尤其是在解决气井压裂的问题上效果良好，当时90％以上的气井压裂都是应用的泡沫压裂液技术。经过几十年的发展和研究，泡沫压裂液已经趋于成熟，主要表现在对泡沫压裂液性质的了解，施工设计方面以及最终产能评价等方面。

从国外泡沫压裂液技术发展历程看，可以概括为以下四个过程：

(1)第一代泡沫压裂液基液的主要成分有水、盐水、醇类、原油，用氮气和发泡剂生成气泡。该泡沫压裂液滤失低、返排速率快，其缺点在于形成的泡沫稳定性差，泡沫的半衰期短，不能对高温井、深井施工，并且施工的规模要控制在较小范围内。

(2)第二代泡沫压裂液的改进仅仅是加入了植物胶，使泡沫性质趋于稳定。该泡沫压裂液除加强泡沫的稳定性之外，同时压裂液粘度也有所提高，携砂能力加强，因此比第一代泡沫压裂液满足更多施工条件要求。

(3)第三代泡沫压裂液是在第二代泡沫压裂液的基础上加入了交联剂，交联剂的主要作用也是提高携砂液粘度，进一步提高压裂液稳定性。采用延缓交联凝胶的方法进一步使得气泡变得均匀、稳定，体系的黏度提高加强了泡沫压裂液的耐温耐剪切性和携砂能力。

(4)第四代泡沫压裂液在液体组成方面与第三代泡沫压裂液差异不大，但是开始注重泡沫的均匀性，改善了泡沫体系的抗温和耐剪切性能，支撑剂含量已经达到了1440kg/m³以上，能够满足较大规模的加砂施工需要。

与国外泡沫压裂液发展有所不同，国内发展主要是在泡沫压裂液组成、添加剂性能研发与评价方面。主要可以分为两个阶段：第一个阶段为非交联泡沫压裂液研究；第二阶段为交联泡沫压裂液研究。其中交联泡沫压裂液按照其研究和应用不同又可以细分为酸性交联co2泡沫压裂液和有机硼交联n2泡沫压裂液两个部分。我国对泡沫压裂液的研究始于20世纪80年代末期。1989年中石油勘探院廊坊分院与美国cer公司合作，引进了流变回路装置，用它对非交联的co2泡沫压裂液的流变性进行了研究，测得不同泡沫质量下压裂液的流变参数，研究泡沫流体的流动性质；测试了泡沫质量与气泡大小、半衰期等参数，研究其衰变机理；以及压裂液的表观粘度，支撑剂在压裂液中沉降速率之间关系等；1989年蒋国华介绍了泡沫压裂液的发泡剂、稳泡剂的优选试验以及无机盐、温度、发泡速度对泡沫参数的影响。1998年在辽河油田首次进行了泡沫压裂液的施工，当时使用的是n2泡沫压裂液。2000年陈彦东利用从美国cer公司引进的大型多功能回路装置研究了泡沫压裂液的流动行为特征，获得了不同co2泡沫质量压裂液的流变参数，并使用rs75控制应力流变仪研究了co2泡沫压裂液的粘弹性能，分析了泡沫质量与表观粘度、粘弹性、微观结构、支撑剂沉降速率的关系；实验结果显示研究的泡沫压裂液具有低密度、低滤失量、流变性能好、携砂能力强、低伤害等特点。2000年以后，co2和n2泡沫压裂液在国内多个油田开始大量应用，并在低渗储层取得较好效果；同时，室内研究也进一步深入，泡沫压裂液的耐温耐剪切性、粘弹性、摩阻特性、低损害特性等研究与评价获得快速发展，与此同时，开发了就地自生泡沫压裂液、酸性泡沫压裂液、表活剂泡沫压裂液、清洁n2泡沫压裂液、类泡沫压裂液等，几年来又开发了含sio2、al2o3等纳米类泡沫压裂液，正在改进泡沫压裂液的性能。

归纳起来，国内泡沫液技术的发展、形成包括以下几个方面：

(1)80年代末到90年代中期，对不同施工条件下的泡沫压裂液进行了软件模拟，研究泡沫压裂液在施工过程中的流变性能。

(2)90年代中期到2003年，对在裂缝壁面内的泡沫流体流动的特性进行了研究，推算出在储层裂缝中，泡沫压裂液的流动方式应该用幂律层流的方程进行描述更加准确。但非交联泡沫压裂液在我国仅限于研究其流动机理，并没有在现场应用。酸性交联co2泡沫压裂液与有机硼交联n2泡沫压裂液在实际应用中都得到了较好的应用效果。

(3)从2003年到2008年前后，对已有co2泡沫压裂液，n2泡沫压裂液的性能评价和矿场应用有所增加，但同期大量开发了多种泡沫压裂液体系，如自生气泡沫压裂液，低分子醇基泡沫压裂液，低损害抗高温泡沫压裂液，酸性交联泡沫压裂液等，同时开展了相应的机理研究与性能评价以及现场应用，属于泡沫压裂液发展比较快的一段时间。但是对于泡沫压裂液来说，由于其使用的发泡装置、增压设备比较昂贵，大大增加了施工作业的成本，对于深井施工存在的困难也没有解决。因此在我国泡沫压裂液仅作为研究或一部分井施工，并没有进行大范围的推广应用。

(4)除了上述主体压裂液进一步性能优化与现场应用外，2007年以后，以sio2、al2o3等纳米技术引入到co2泡沫压裂液中，通过改进泡沫分子的排列结构提高泡沫压裂液的耐温性和减小施工过程中的管柱摩阻，但截至目前，还没有进行矿场应用，这是泡沫压裂液近些年的一条新的技术路线。另一条新的技术路线就是美国aphrons体系的引入，将我国可循环泡沫与国外aphrons体系看成微泡沫钻井液对待，在随后的一段时间内，将这类体系统称为微泡沫体系，并认为微泡沫是一种“一核一层三模”的微观体系。至2013年，国内在微泡沫体系方面的研究有很大进展，相关学术论文有180余篇，主要研究领域在钻完井方面，还没有作为泡沫压裂液引入压裂技术中，其主要的研究方向包含了微泡沫体系的流变性、滤失性、稳定性等等。微泡沫体系研发开始由复配发泡剂、高效稳泡剂、增稠剂等配制微泡沫体系，研究了当泡沫质量在0.1至0.82之间的泡沫流变性，认为赫-巴流变模式能够较为正确的反映出泡沫流体的流动性质。

(5)2008年后，以中国石油大学(北京)的郑力会教授为代表提出了在现场使用的微泡沫钻井液体系并不是前面所提出的“一核一层三模”结构，而应该是“一核两层三模”，在微泡沫的结构上加以研究和矿场的钻完井堵漏方面的应用。

关于微泡沫微观结构的讨论还需要进一步深入，还存在很多问题需要解决。微泡一词是sebba在1997年首次提出的，开始sebba将它命名为aphrons。微泡沫体系首先应用于石油天然气行业中是作为微泡沫钻井液的，它是一种全新应用的近平衡钻井液。在1998年由brookey研制出了一种可循环的泡沫体系，被称为aphrons钻井液，aphrons体系逐渐受到关注。随后又研发出了cga(colloidalgasaphrons)钻井液体系，具有较强的剪切稀释能力，在流动过程中甚至如水一样，而在低流速下又具有一定的粘度。正是由于微泡沫较为稳定的性质，近年来成功地应用于石油天然气领域，首先应用微泡沫这一特殊性质的体系是钻井液，20世纪末美国钻井液公司m-i和acti-system公司共同研发了一种近平衡钻井液，就是应用了微泡沫独特的性质。这种钻井液不需要用高压挤入二氧化碳、氮气或者空气。在常温常压下用机械搅拌的方式就能够产生细微的泡沫，也就是aphrons体系。从此，微泡沫开始广泛的应用于世界各种枯竭储层、高渗透地层、以及天然裂缝发育的储层，并且获得了巨大的成功。国内首先由中国石油大学(北京)的郑力会教授把微泡沫体系发展为完井绒囊，成功应用于煤层气、裂缝性储层的钻完井矿场堵漏中。

根据泡沫压裂液技术的发展，本文把以往比较成熟的泡沫压裂液统称为常规泡沫压裂液。总结泡沫压裂液技术的进展可见，这些常规泡沫压裂液具有如下优点：

(1)具有气液两相特征和较高粘度，特别是增加稠化剂和发生交联后，耐温耐剪切性提高，携砂能力增强。

(2)具有较强膨胀性，有利于加快压后返排，减小对裂缝和基质的损害。对低压地层压裂的优势比较明显。

(3)高粘特性使得具有降滤失性，减小液体滤失对储层基质的损害。

(4)具有一定泡沫质量，减少了水量及其对地层的损害，特别是对水敏地层的优势比较明显。

(5)具有气泡聚集性，可以封堵部分大孔隙和天然裂隙裂缝，降滤的同时，增大裂缝的主净压力，利于加大裂缝长度。

当然，通过分析泡沫压裂液的组成、特性，总结泡沫压裂液的应用与技术的进展，也发现这种常规泡沫压裂液具有一些缺点：

(1)泡沫的稳定性较差，容易聚集、快速破灭。主要原因在于泡沫的结构简单，特别是气液表面张力大，稳定性差，泡沫较大，且不均匀。

(2)矿场施工需要专用增压装置和发泡装置。由于气液两相，且泡沫尺寸大，压缩困难，压力高，增加了费用和安全风险。

(3)管流摩阻大、施工压力偏高。泡沫压裂液气液两相流的摩阻大，增大了井口压力和施工装备与费用。

(4)不适合较深井施工。受液沫结构所限，即便采用增压装置，甚至二级增压，基本适合在3500m以上的井作业；且两相流摩阻大，制约力了泡沫压裂液的应用范围。

(5)成本高。常规泡沫压裂液所用的气体都是n2或co2，两种气体都不易在现场制取，需要用特殊车辆进行运输，然后再通过大型专用泵车注入地下，设备费用高。而且施工规模受限，专用设备多，增大井场摆放困难和安全风险。

尽管常规泡沫压裂液的机理研究与矿场应用有了较大进展，微泡沫绒囊体系也在钻完井的封堵方面取得了较好应用效果，但是目前国内还没有关于微泡压裂液的相关报道。项目组多年来开展了泡沫液体系的室内研究和矿场应用，特别是跟踪了国内外泡沫压裂液技术不同阶段的研究进展，在室内研究和矿场试验过程中，逐步形成了一些关于微泡沫液体体系的认识和阶段成果。受国家基金项目：国家科技重大专项“多气合采钻完井技术和储层保护”(2016zx050660020001)、中国石油科技创新基金项目：“排量作用下裂缝转向扩展力学机理研究”(2019d-5007-0206)的支撑，进一步研究了微泡沫体系的结构特征和流变特性和流体力学性质变化，2017年并将研究成果在塔里木盆地塔河油田进行了现场试验，首次评估了微泡沫绒囊暂堵剂用于碳酸盐岩深井暂堵酸化的效果，结果表明：①微泡沫绒囊注入后岩心的弹性模量减小，而泊松比增大，岩心的弹性应变增大，从而提高了岩心的韧性变形能力；②微泡沫绒囊在碳酸盐岩裂缝中暂堵后裂缝的承压能力逐渐提升，在注入压力到达峰值后并未出现“断崖式”陡降，微泡沫绒囊已经形成封堵带，展现出强力封堵能力；③微泡沫绒囊封堵裂缝后，其封堵压力与裂缝宽度呈负指数关系增长，而且随裂缝宽度增加，封堵剂承受压力达到稳定的时间缩短；④微泡沫绒囊封堵后提高了岩石的变形能力，封堵液在裂缝内形成憋压，当缝内净压力大于岩石最大最小水平地应力差时，迫使裂缝转向，形成新裂缝，达到暂堵转向的压裂目的；⑤现场试验井储层中部深度为6330m、温度为130℃，施工的顺利、安全、有效表明微泡沫体系可以在高温深井中应用，提升了应用范围。并于2019年将研究成果“绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的应用”发表在《天然气工业》科技期刊第39卷12期上。受国家重大专项和科研项目基金的支撑，项目组还研究了微泡沫酸的结构特征与流变特性及与盐酸、氢氟酸等酸液如何配伍的技术问题，通过大量实验优化出了复配型发泡性和稳泡能力较强的发泡剂和稳泡剂及其质量分数，对比评价了微泡沫酸、胶凝酸、交联酸等多种酸液体系与岩石的反应速度、反应级数等特性，对微泡沫酸的发泡性、半衰期、微观形态、抗盐性等进行了研究，取得较好评价结果，最终形成了微泡沫酸体系的配方组成及其配制方法，成为国内一种新型酸液体系，并于2020年3月获批国家知识产权局的专利审批，形成发明专利：一种微泡沫酸液及其制备方法，专利号：zl201710877063.9。在微泡沫酸液体系和微泡沫暂堵剂研究过程中得到了一些经验教训，特别是取得一些研究认识与成果后，项目组进一步思考能否研发形成一种微泡压裂液体系，组构一种具有发泡性、稳泡性、流动减阻性、抗压性、耐温耐剪切的流变性、携砂性比较好的微泡沫结构体系，改进常规泡沫压裂液中的一些不足。经过三年多的实验与探索，形成了能够克服常规泡沫压裂液部分技术不足，性能优化，应用面更广的微泡压裂液配方及其具体配制方法。

综上所述，常规泡沫压裂液受限于液沫结构，泡沫大小差别大，易聚、易破，稳定性差、抗压能力低，施工需要专用增压装置、发泡装置；液沫流体为常规气液两相流，管流摩阻大，井口压力高，不能用于深井；这两个方面的明显不足，制约了常规泡沫压裂液的应用领域。因此本次研究的微泡压裂液设想通过优化发泡剂、稳泡剂、稠化剂和交联剂的配方组成，改善微泡压裂液的微观结构，除了满足常规压裂液、常规泡沫压裂液的基本特性要求外，增强其抗压能力和降低流动摩阻，省除专用增压装置，扩大泡沫压裂液的应用领域。

可见，现有常规泡沫压裂液技术存在的主要问题及缺陷为：

(1)液沫结构相对简单，泡沫大小差别大，易聚、易破，稳定性差，功能不足。

(2)抗压能力低，管流摩阻大，井口压力高，施工需要专用增压装置，不能用于深井矿场施工，增加了费用和安全风险，应用领域受限，不适合国家未来油气能源开发向深井，特别是海上深井发展的需要。

解决以上问题及缺陷的难度为：

如何从众多具有发泡性和稳泡性的表面活性剂中优选出具有较好发泡性和稳泡性的发泡剂、稳泡剂，特别是能够制备成泡沫微小、均匀、微泡在液体中独立分散或点对点接触分散，具备较低气液表面张力特性的发泡剂和稳泡剂；如何组构发泡剂、稳泡剂、稠化剂和交联剂，使之除了具有常规压裂液、常规泡沫压裂液的基本流变特性、低损害特性外，还具有抗压与低摩阻特性。其中发泡剂和稳泡剂的优选是关键。

解决以上问题及缺陷的意义为：

从表面活性剂作用机理出发，科学解决现有泡沫压裂液技术的不足，丰富压裂液体系与技术系列；通过液沫结构优化，制备的微泡压裂液具备高抗压性，低摩阻性，使得泡沫压裂液的低损害特性、特别适应于水敏、能量不足地层的应用优势得到充分发挥，扩大泡沫压裂液技术的应用领域；为国家油气能源建设向陆上深层、海洋深井的压裂增产提供开发技术与储备技术。

技术实现要素：

针对现有泡沫压裂液技术存在的问题，本发明提供了一种微泡压裂液、制备方法及应用。

本发明是这样实现的，一种微泡压裂液、制备方法及应用，所述微泡压裂液按照质量分数由0.2％特级羟丙基胍胶、0.2％有机硼交联剂、0.2％十二烷基硫酸钠(sds)、0.3％十二烷基磺基甜菜碱(sjt)、0.2％十二醇(sf-1)，其余为水组成；水补足至100％

本发明的另一目的在于提供一种制备所述微泡压裂液的微泡压裂液制备方法，所述微泡压裂液制备方法包括：

步骤一，按照质量百分数，分别称取0.2g特级羟丙基胍胶、0.2g有机硼交联剂、0.2gsds、0.3gsjt以及0.2gsf-1；

步骤二，在1000ml容量瓶中加入自来水100ml，将称取的0.2g特级羟丙基瓜胶粉缓慢溶解于容量瓶水中，并搅拌均匀后待其溶胀45min；

步骤三，依次将称取的0.2g有机硼交联剂、0.2gsds、0.3gsjt和0.2gsf-1加入容量瓶中，不断搅拌至均匀，形成一种乳白色微小泡沫液，即可得所述微泡压裂液。

综合上述的所有技术方案，本发明所具备的优点及积极效果为：

本发明的微泡压裂液是一种乳白色微小泡沫液，其微泡沫直径分布在30～100μm之间，非常细小、均匀；具有特殊的“一核两层三模”微观结构，性能稳定。与常规泡沫液不同，在制备过程中不需要专用泡沫发生装置，室内用玻璃棒搅拌，矿场用水泥车循环液体即可；泡沫微小，具有高抗压特性，在施工过程中不需要专用增压装置；管流摩阻小，利于降低井口压力，可用于深井；在储层条件下保有泡沫的聚集特性，具有暂堵作用，能有效降低压裂液向微小孔隙或天然裂缝中的滤失，提高压裂液效率；在人工裂缝中具有耐高温耐剪切特性，携砂能力强；泡沫质量大，液体少，可增大低压地层压后的返排，减小水敏和残胶的伤害。本发明的微泡压裂液体系特别适应于水敏、低压、裂缝性滤失地层，可用于高温深井储层压裂，具有广泛的应用前景，为油气能源建设向陆上深层、海洋深井的压裂增产提供开发技术与储备技术。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例的技术方案，下面将对本申请实施例中所需要使用的附图做简单的介绍，显而易见地，下面所描述的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1本发明实施例提供的微泡压裂液制备方法流程图

图2不同发泡剂发泡体积(ml)评价实验

图3不同发泡剂半衰期(min)评价实验

图4sds与abs复配发泡体积(ml)评价实验

图5sds与op-10复配发泡体积(ml)评价实验

图6sds与sjt复配发泡体积(ml)评价实验

图7sds与abs复配发泡液的半衰期(min)评价实验

图8sds与op-10复配发泡液的半衰期(min)评价实验

图9sds与sjt复配发泡液的半衰期(min)评价实验

图10稳泡剂oa-12泡沫液的发泡体积(ml)和半衰期(min)评价实验

图11稳泡剂sf-1泡沫液的发泡体积(ml)和半衰期(min)评价实验

图12微泡基液稠化剂评价实验

图13交联泡沫液交联剂评价实验

图14微泡沫压裂液发泡性和稳泡性测试图

图15微泡压裂液不同时间的形态图

图16微泡沫在静止条件下不同时间的结构变化图

图17微泡沫理论微观结构图

图18常规泡沫与微泡沫微观结构对比图

图19微泡压裂液耐温耐剪切性(90℃)实验图

图20微泡压裂液耐温耐剪切性(120℃)实验图

图21微泡压裂液的抗压性测试图

图22微泡压裂液与几种常见压裂液的摩阻实验图

图23砂比30％20-40目石英砂在微泡压裂液中静止24hr图

表1几种压裂液中支撑剂沉降速度实验

表2微泡压裂液破胶实验

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种微泡压裂液、制备方法及应用，下面结合附图对本发明作详细的描述。

本发明实施例提供的微泡压裂液按照质量分数由0.2％特级羟丙基胍胶、0.2％有机硼交联剂、0.2％十二烷基硫酸钠(sds)、0.3％十二烷基磺基甜菜碱(sjt)、0.2％十二醇(sf-1)和水组成；余量为水，水补足至100％。

如图1所示，本发明实施例提供的微泡压裂液制备方法包括：

s101，按照配比分别称取0.2g级羟丙基胍胶、0.2g有机硼交联剂、0.2gsds、0.3gsjt以及0.2gsf-1；

s102，在1000ml容量瓶中加入自来水100ml，将称取的0.2g特级羟丙基瓜胶粉缓慢溶解于容量瓶水中，并搅拌均匀后待其溶胀45min；

s103，依次将称取的0.2g有机硼交联剂、0.2gsds、0.3gsjt和0.2gsf-1加入容量瓶中，不断搅拌至均匀，形成一种乳白色微小泡沫液，即可得所述微泡压裂液。

下面结合具体实施例对本发明的技术方案作进一步说明。

实施例1：

1微泡压裂液配方体系功能试剂的评价优选

1.1发泡剂优选

发泡剂是泡沫压裂液的主剂，其性能直接影响泡沫压裂液的发泡能力、稳定性、流变性、携砂性、半衰期和返排能力。微泡压裂液中发泡剂的优选至关重要。

工业上广泛应用的发泡剂主要有四类：阴离子表面活性剂，阳离子表面活性剂，两性离子表面活性剂和非离子表面活性剂。其中，阴离子表面活性剂的发泡能力通常最强，价格也最便宜，工业应用较为广泛；其主要不足是对硬水的敏感程度较高，遇到矿物质成分较高的储层，泡沫容易破灭。阳离子表面活性剂能够在酸性和硬水地层条件下保持良好发泡能力，并且泡沫稳定性较好，但是价格相对较贵。两性离子表面活性剂具备了阴离子发泡剂发泡能力强的特点以及阳离子发泡剂抗盐的特点；非离子表面活性剂受水质和ph值大小的影响不大，往往与地层配伍性好，但是发泡率不高。

1.1.1实验试剂与仪器

主要实验试剂：十二烷基硫酸钠(sds)、十二烷基苯磺酸钠(abs)，上海来果化工有限公司；fbm-4，河南新乡富邦科技有限公司；辛基苯酚聚氧乙烯醚(op-10)，山东滨州嘉源环保有限责任公司；月桂醇羰基琥珀酸酯盐(dlsk)、十二烷基磺基甜菜碱(sjt)，南京金陵石化研究院有限责任公司；特级羟丙基瓜胶，京昆油田化学科技开发公司。

主要实验仪器：电热鼓风干燥箱、恒温水浴锅、电子天平，北京奥赛利特科技发展有限公司；电动搅拌器，深圳市中毅科技有限公司；秒表、温度计、容量瓶、量筒、烧杯、移液管、玻璃棒等，北京东方远博化工贸易有限公司。

1.1.2发泡机理

泡沫是不溶性气体在外力作用下进入液体中，通过气液接触和体系内表面活性剂的作用，被液体所隔离的非均相体系。液体和气体接触后表面积快速增加，体系内的自由能也迅速增加，导致气泡不稳定；当溶液中含有表面活性剂时，其中的低分子、小分子易于扩散至液气表面，亲水基和憎水基被气泡壁吸附并有规则排列在气液表面形成弹性膜，降低液气表面张力，减少产生泡沫所需做的表面功，从而降低体系自由能，使泡沫易于形成并趋于稳定；而表面活性剂中的高分子、大分子吸附后，可在液气表面形成高强度的表面膜，起到稳定泡沫的作用。即泡沫是由气液的表面作用形成的。

本实验采用机械搅拌进行发泡，烧杯等较大容器可用电动搅拌器发泡，量筒等较小容器可以玻璃棒人工快速搅拌气泡。其发泡原理是通过在泡沫基液中旋转搅拌，空气进入基液内形成泡沫流体。

1.1.3发泡液配制方法

首先称取10g发泡剂，置于100ml容量瓶中，加自来水稀释至100ml，搅拌均匀，制成含量为100g/l的发泡剂标准溶液；其次按水基压裂液基液配制方法，称取特级羟丙基瓜胶粉4g，缓慢加入盛水2000ml烧杯中，搅拌均匀，制成质量分数为0.2％的瓜胶基液；最后分别量取发泡剂标准溶液1ml、2ml、3ml、4ml、5ml、6ml，分别置于6个500ml量筒中，分别加0.2％胍胶基液至100ml，配成发泡剂含量分别为1g/l、2g/l、3g/l、4g/l、5g/l、6g/l的泡沫基液。

如果选用复配发泡剂进行实验，则按上述方法加入完一种发泡剂标准溶液后，再加入另一种发泡剂标准溶液；其它加入方法同上。

1.1.4测定步骤

室内通过手动玻璃棒快速搅拌500ml量筒中的泡沫基液，发现液体中泡沫逐渐增多，大泡沫逐渐变少、小泡沫增多，溶液成乳白色流体，直至看不到明显泡沫，泡沫液体积不再增加，然后停止搅拌，开始记录时间和泡沫液初始体积(作为发泡体积)，并观察。记录量筒底部开始出现液体的时间到液体上升至50ml时，停止记录，作为泡沫液的半衰期(泡沫析出一半液体所需要的时间)。

按照上述制备泡沫液、记录测定过程的方法，分别对不同发泡剂及其不同质量分数的发泡液进行评价，作图、做表分析实验结果，并对发泡剂进行优选。

1.1.5实验结果与讨论

本实验中主要应用了十二烷基苯磺酸钠(abs)、十二烷基硫酸钠(sds)、月桂醇磺基琥珀酸酯盐(dlsk)、辛基苯酚聚氧乙烯醚(op-10)、fbm-4、sjt(十二烷基磺基甜菜碱)六种发泡剂进行发泡能力测试。

(1)发泡剂单剂发泡性能评价

图2为上述6种发泡剂在不同含量下泡沫稳定时测得的最大发泡体积。可见，sds在使用含量大于1.5g/l以后的发泡体积明显大于其它5种发泡剂的发泡体积，而且在使用含量大于3.0g/l以后的发泡体积相对稳定，泡沫统计基本在350ml左右，其它的都在275ml以下；其次在一个通常使用含量范围2.0～4.0g/l，fbm-4的发泡能力略优于其它4种：dlsk、abs、sjt和op-10。因此优先选择sds作为较好发泡剂，其次可选fbm-4。

(2)发泡剂单剂稳泡性能评价

图3为上述6种发泡剂在不同含量下泡沫稳定的最长时间。可见，abs在使用含量大于4.0g/l以后形成泡沫的稳定时间最长，为76min，稍高于sds的69min，其他4种的明显偏低，不及25min；sds所产生泡沫在使用含量大于2.0g/l以后泡沫体积稳定时间增加，一直较长，在60min以上，而且相对稳定。两者比较，sds产生泡沫的稳定性总体上优于abs。其它4种的稳定性相对较差。因此，从稳定性上优选sds，其次选择abs作为较好发泡剂备用。

通过图2和图3可见，以上6种发泡剂的发泡及其泡沫稳定性有以下特点：

①随着发泡剂含量增加，泡沫体积有整体增加趋势，但并不是含量越大，泡沫体积越大，如op-10，随着含量增加，气泡体积基本上无变化。

②随着发泡剂含量增加，并不是所有泡沫的稳定性都增加，半衰期变长。仅有sds和abs表现明显，其它发泡剂表现不突出，其中sjt和fbm-4虽然具有一定的发泡能力，但是半衰期极短，还不到10min。

综合比较6种发泡剂发泡性能及稳泡性能，由大到小顺序为：sds>op-10>abs>fbm-4>dlsk>sjt。其中，sds能生成较细腻且丰富的泡沫；abs生成的泡沫液粘度较大，但泡沫体积较小；op-10生成的泡沫体积较大，稳定时间相对稍长；fbm-4的发票和稳定时间都一般；dlsk生成的泡沫较大，但特不稳定；而sjt生成的泡沫体积不大，稳定时间也较短。

(3)复配发泡剂发泡性能评价

表面活性剂之间相互搭配使用或表面活性剂与其它化学物质之间的配合使用，其作用一是能够加强本身性质，其二是可以适应不同的使用条件，使得该混合体系比单一表面活性剂所产生的体系性质更加优良，更能满足使用者的要求，其三是相互间能够互相弥补各自缺点，使性能更加完善，有时还能有一些新的性能，这是一个非常大的优势就。因此表面活性剂复配无论是在实际的应用当中还是在性能研究过程中都有着非常重要的作用，尤其是在实际应用中，较少用到单一表面活性剂，绝大多数情况下都是以表面活性剂之间的复配形式使用的。

从前面单一发泡剂性能测试结果可见，sds可以生成细腻、丰富的泡沫，且稳定性好，因此决定以sds为主发泡剂，分别与abs、op-10、sjt进行复配，并评价复配后的性能。复配使用时两者的配比影响较大，比例不同，测试结果差异明显。

a:sds与abs复配

图4为不同含量的abs与sds两种发泡剂复配后稳定的最大发泡体积。可见，sds含量为1.0g/l时，即便abs的含量变化较大，复配发泡的体积相对较小，在450ml左右；sds含量为4.0g/l时，abs的含量仅为1.0g/l时有一个相对较大的发泡体积，约550ml，优势也不是太大，且含量增大时的体积反而降低，约400ml，使用范围较窄；sds含量在2.0～3.0g/l区间时，与不同含量的abs复配的发泡体积都是比较理想的，sds含量为2.0～g/l时，在450～550ml之间，为3.0g/l时在550～600ml之间。因而，sds含量在2.0～3.0g/l区间时可以暂时作为与abs复配的选择。

b:sds与op-10复配

图5为不同含量的op-10与sds两种发泡剂复配后稳定的最大发泡体积。可见，sds含量为1.0g/l时，增大op-10含量，虽然复配的发泡体积增加，但都不大，不到350ml；sds含量为4.0g/l时，op-10含量为2.0～3.0g/l时有一个相对最大的发泡体积，约550ml；sds含量在2.0～3.0g/l区间时，与不同含量的op-10复配的发泡体积在420～460ml之间。因此，考虑复配的发泡性能，则选sds为4.0g/l，op-10为2.0g/l，若结合经济性考虑，则选sds为2.0g/l，op-10为1.0g/l。都可以作为二者复配的选择。

c:sds与sjt复配

图6为不同含量的sjt与sds两种发泡剂复配后稳定的最大发泡体积。可见，sds与sjt复配的发泡体积变化不大，sds和sjt的含量都在2.0～3.0g/l时，复配的发泡体积相对较大，约400ml；sds含量为1.0g/l或4.0g/l时，sjt含量为1.0～3.0g/l时复配发泡体积均较小，在250ml左右。虽然二者复配发泡体积不大，但比其它两种复配时的泡沫均匀、细腻，呈乳白色。因此，如果要考虑二者的复配，则选sds和sjt均为3.0g/l稍微好点。

(4)复配发泡剂稳泡性能评价

a:sds与abs复配

图7为不同含量的abs与sds两种发泡剂复配后稳定时的半衰期。可见sds与abs复配泡沫液的半衰期随使用量的不同变化较大，特别是abs含量达到2.0g/l以后，好的半衰期可达200min以上；而sds含量为2.0g/l时，abs含量在2.0～4.0g/l间的稳泡时间保持稳定，基本维持在80min，在稳定性上具有一定优势，只是半衰期稍微小点。

b:sds与op-10复配

图8为不同含量的op-10与sds两种发泡剂复配后稳定时的半衰期。可见sds与op-10复配泡沫液的半衰期与使用量的不同差异较小，在sds含量不变情况下，增大op-10的使用量，半衰期基本不变，如sds含量为1.0g/l或4.0g/l时，半衰期都在60min左右；如sds含量为2.0g/l，op-10含量达到2.0g/l时，半衰期都在95min左右；sds含量为3.0g/l，op-10含量达到1.0g/l时，半衰期为95min，以后谁op-10含量增大，半衰期反而减小。sds和op-10含量均为2.0g/l时，半衰期相对较好。

c:sds与sjt复配

图9为不同含量的sjt与sds两种发泡剂复配后稳定时的半衰期。可见sds与sjt复配泡沫液的半衰期差异较大，当sds含量为2.0g/l时，sjt含量为2.0g/l时泡沫液半衰期达到225min，sjt含量为3.0g/l时为180min，4.0时为170min。sds为其他含量时，变化sjt含量泡沫液的半衰期都比较小，均在70min以下。因此，从半衰期角度考虑选择sds为2.0g/l、sjt为3.0g/l较好。

比较单项发泡剂与复配发泡剂的发泡性、稳泡性实验结果，可见复配以后的发泡性和稳泡性都有提高，优先选复配型发泡剂比选单一的好；sds与abs和sds与op-10不同配比复配的发泡体积很多都大于sds与sjt复配的，但复配后的泡沫液的泡沫大小、均匀分布程度不及sds与sjt复配的；当sds含量为2.0g/l，sjt含量为3.0g/l时发泡体积在350～400ml，发泡能力达到65％以上泡沫质量，同时稳泡能力达到最大，225min，具有显著的增粘效果，使得体系的黏度高而达到泡沫稳定能力强的效果；具有较好的协同效应；同时考虑到本微泡压裂液开发研究的目的之一是具有较强抗压能力，减去增压装置，可以用于深井，微泡沫液必须保有一定的液体含量。综合分析后优选复配发泡剂为2.0g/lsds+3.0g/lsjt。

1.2稳泡剂优选

1.2.1实验试剂与仪器

主要实验试剂：十二烷基二甲基氧化胺(oa-12)，上海金山经纬化工有限公司；十二醇(sf-1)，天津开发区乐泰化工有限公司。

主要实验仪器：与发泡剂优选中泡沫液配制用仪器相同。

1.2.2稳泡机理

常用发泡剂多为表面活性剂，产生的泡沫体系具有较大的表面自由能，其状态往往不稳定。而泡沫压裂液必须具有较好的稳定性才能够满足油田现场压裂携砂的要求，因而必须泡沫体系的稳泡性能进行研究，通常通过添加稳泡剂来加强泡沫体系的稳定性。

泡沫破坏的主要原因是由于液膜排液变薄和泡内气体的扩散。由于气液两者密度等物化性质相差大，混合后不稳定，液体中的微小气泡总是升到液面，然后破灭。泡沫研究发现，泡沫稳定性与包裹气核的液膜强度关系密切，主要受三种因素影响：(1)液膜的表面粘度大小；(2)液膜表面张力大小；(3)液膜表面所带电荷的性质；还有体系的压力、温度、液膜的表面电荷、液膜的表面电荷等。其中最主要的是液膜的表面粘度，它不单能够保证泡沫在受到一定外力作用时不能轻易破裂，同时又减缓了液膜的排液速度，从而增加了泡沫的稳定性。通过使用稳泡剂主要两个作用：①能够一定程度提高体系的表面粘度，从而延长泡沫的半衰期；同时提高体系内表面活性剂的黏度。②能够提高泡沫液膜的强度，使泡沫寿命增加。

1.2.3泡沫液配制方法

与发泡剂优选中(1.1.3)泡沫液配制方法相同，用稳泡剂配制泡沫液。

1.2.4测定步骤

与发泡剂优选中(1.1.4)泡沫液测定方法相同，测定稳泡剂配制泡沫液的体积和半衰期。

1.2.5实验结果与讨论

(1)稳泡剂oa-12性能评价

图10为稳泡剂oa-12泡沫液的发泡体积和半衰期评价实验。可见，稳泡剂oa-12形成泡沫液在其用量为2.0g/l时发泡体积最大、半衰期最长，为分别为193ml、117min；在用量为1.0g/l时泡体积为200ml，半衰期为83min。增大稳泡剂oa-12用量，并不能增长半衰期和发泡体积。在oa-12用量为2.0g/l时半衰期较长，稳泡性较好。如选用，则取该含量较好。

(2)稳泡剂sf-1性能评价

图11为稳泡剂sf-1泡沫液的发泡体积和半衰期评价实验。可见，稳泡剂sf-1形成泡沫液在其用量为2.0g/l时发泡体积最大，为206ml，对应半衰期最长，为133min；增大sf-1用量，发泡体积和半衰期都在缓慢减小；在用量为1.0g/l时半衰期为94min，对应发泡体积为185ml。半衰期较长，稳泡性较好，对应发泡体积适中。如选用，则取含量2.0g/l较好。

比较图10和图11两种稳泡剂形成泡沫液的发泡体积半衰期评价实验。可见，稳泡剂sf-1用量为2.0g/l时发泡体积为206ml，对应半衰期为133min；稳泡剂oa-12用量为2.0g/l时发泡体积为193ml对于半衰期为117min。如选用，则取含量2.0g/l的sf-1较好。

1.3稠化剂与交联剂优选

1.3.1实验试剂与仪器

主要实验试剂：特级羟丙基瓜胶，京昆油田化学科技开发公司；有机硼交联剂，北京拓普北方科技发展有限公司。

主要实验仪器：haakers600型流变仪，德国哈克公司生产，自天津赛力斯自动化科技有限公司购买；六速旋转粘度计htd13145-6，青岛海通达专用仪器有限公司；电热鼓风干燥箱、恒温水浴锅、电子天平，北京奥赛利特科技发展有限公司；电动搅拌器，深圳市中毅科技有限公司；秒表、温度计、量筒、烧杯、移液管、玻璃棒等，北京东方远博化工贸易有限公司。

1.3.2交联机理

有机硼络合物首先通过水解多级电离，缓慢产生硼酸根离子，然后硼酸根离子与植物胶聚糖分子链上的顺式邻位羟基作用，形成三维网状或体状冻胶。其中，有机配位体主要是含多羟基的低分子化合物。可见，有机硼交联剂与植物胶交联其作用的是硼酸根离子。如果有过量配物体包裹在有机硼交联剂周围，就会对硼酸根离子产生屏蔽，从而延缓聚糖分子链上邻位顺式羟基和有机硼交联剂中的有机配物体对硼酸根离子产生竞争争夺，有机配体同硼酸根离子的亲和力受溶液ph值影响，ph越高，这种亲和力越强。因此，可以通过调节体系的ph值来实验交联的快慢，达到控制延迟交联的时间。

1.3.3瓜胶基液、交联液配制方法

按中华人民共和国石油天然气行业标准“syt5107-2005水基压裂液性能评价方法”之5.2制备基液，5.3制备交联液，5.4制备冻胶。向4个1000ml烧杯中分别加水100ml、缓慢加入0.1g、0.15g、0.2g和0.3g特级羟丙基瓜胶粉，溶胀45min；然后向每个烧杯中分别加入0.2gsds和3.0gsjt，形成含特级羟丙基瓜胶的泡沫基液。

重复上面的方法先在4个烧杯中配制含特级羟丙基瓜胶的泡沫基液，然后顺序分别加入0.1g、0.2g、0.3g和0.4g有机硼交联剂，最后再向每个烧杯中分别加入0.2gsds和3.0gsjt，形成含特级羟丙基瓜胶和有机硼交联剂的泡沫液。

1.3.4测定步骤

(1)对含特级羟丙基瓜胶的泡沫基液，分别测定泡沫基液稳定体积稳定时的发泡体积和烧杯底部出水10ml时经过的时间，即为发泡体积和出液10％时间。

(2))含特级羟丙基瓜胶和有机硼交联剂的泡沫液，分别测定泡沫液稳定体积稳定时到烧杯底部出水10ml时经过的时间，即为出液10％时间。

1.3.5实验结果与讨论

(1)稠化剂性能评价

加入适量的增稠剂胍胶可以大大提高体系的黏度，从而促使泡沫稳定，图12所示为质量分数从0.1％～0.3％特级羟丙基瓜胶与前文优选的发泡剂和稳泡剂组成泡沫基液实验图。可见，随着胍胶质量分数的增大，泡沫的体积呈现先增大后减小的趋势，但稳泡能力，即出现10ml液体的时间却呈增大的趋势。综合两方面考虑，特级羟丙基胍胶质量分数选为0.2％时可以满足压裂需求。

(2)交联剂性能评价

目前现场应用的压裂交联剂主要有硼砂、有机硼和有机锆几种，选择依据主要是交联液的耐温性、破胶性，耐温性侧重考察交联液的携砂能力，破胶性侧重考察交联液破胶后对储层和裂缝的损害。硼砂主要用于中低温较浅井层的压裂施工，有机锆主要用于高温深井超深井。本研究目的针对中深井压裂开发微泡压裂液，因此选用有机硼交联剂作为配方优选方向；微泡压裂液现场试验取得效果后，将进一步向超深井压裂方向攻关，届时选择有机锆等用于超高温地层之用的交联剂。

图13为不同质量分数交联剂与不同质量分数胍胶在优选发泡剂和稳泡剂条件下的测试结果，可见在特级羟丙基瓜胶和有机硼交联剂质量分数都为0.2％时，泡沫液出现10ml液体的时间达到300min以上，稳泡性能很好；进一步增加交联剂质量分数，效果增加不再明显。因此，有机硼交联剂的使用选用质量分数为0.2％即可。

图14为制得微泡压裂液的发泡体积和杯底的出液时间。可见，发泡体积在300min以上仍然保持在660ml，从90min开始才有液体析出，直到310min杯底才有10ml液体析出，液体析出缓慢，其半衰期将非常长，表明微泡压裂液的稳定性很好。综上所述，优选配方为0.2％特级羟丙基胍胶+0.2％有机硼交联剂。

1.4微泡压裂液配方初选

根据前文对发泡剂、稳泡剂、稠化剂和交联剂的评价实验，进行了优选；考虑到各功能试剂的含量很低，绝大部分是清水，压裂液密度约为1.0g/cm³，因而将g/l换算后按质量百分数提出微泡压裂液配方，组成如下：

0.2％特级羟丙基胍胶+0.2％有机硼交联剂+0.2％十二烷基硫酸钠(sds)+0.3％十二烷基磺基甜菜碱(sjt)+0.2％十二醇(sf-1)，其余为水。

实施例2：

2微泡压裂液体系的制备方法

第一步：按照配比分别称取0.2g特级羟丙基胍胶、0.2g有机硼交联剂、0.2gsds、0.3gsjt以及0.2gsf-1；

第二步：在1000ml容量瓶中加入自来水100ml，将称取的0.2g特级羟丙基瓜胶缓慢溶解于容量瓶水中，并搅拌均匀后待其溶胀45min；

第三步：依次将称取的0.2g有机硼交联剂、0.2gsds、0.3gsjt和0.2gsf-1加入容量瓶中，不断搅拌至均匀，形成一种乳白色微小泡沫液，即可得所述微泡压裂液。

实施例3：

3微泡压裂液体系的性能评价

3.1微泡压裂液形态

按照所述优化配方及其配制过程制备的微泡压裂液形态如图15所示，可见微泡沫呈乳白色，微泡大小肉眼不可见，颜色均匀，显示泡沫分布也均匀，发泡体积650ml，稳定时间长，即使200min也没有明显变化。图16显示了微泡沫在静止条件下不同时间的结构变化，微泡的大小一般在30～300μm，肉眼不能直观到泡，微泡变化非常缓慢。图17为微泡沫的理论微观结构图，由“一核二层三膜”构成，保证了泡沫的发泡性、稳定性、抗压性、流动低摩阻性。图18显示了常规泡沫与微泡沫的微观结构图对比，可见其大小与分布差异。

3.2微泡压裂液耐温耐剪切性

图19为制备的微泡压裂液90℃耐温耐剪切性测试实验。可见，在90℃和170s^-1下剪切120min后依然保有75mpa.s的表观粘度，而且在90℃下随剪切时间延长，微泡液的表观粘度缓慢下降，显示了较好的稳定性，满足现场压裂施工对携砂液的要求。

图20则为制备的微泡压裂液在120℃下的耐温耐剪切性测试实验。可见，在170s^-1下剪切120min后保有61mpa.s的表观粘度，而且在120℃高温下随剪切时间延长，微泡液的表观粘度下降也是很缓慢，显示了较好的高温稳定性，完全满足现场压裂施工对携砂液的要求。

3.3微泡压裂液抗压性

图21显示了微泡压裂液在30～120℃下系统压力从1.0mpa到20.0mpa微泡压裂液密度的测试结果。可见，在同一温度下，随着系统压力增加，微泡压裂液的密度增加；在同一压力下，随着温度增加，微泡压裂液的密度减小。在20mpa系统压力下30℃和120℃时微泡压裂液的密度分别为0.8963g/cm³和0.8370g/cm³，表明微泡压裂液具有较强的抗压能力，即使在高压下仍然含有一定量气体，且随温度变化，为在深井、超深井中应用提供了实验依据和技术支撑。

3.4微泡压裂液减阻性

图22比较了微泡沫压裂液与几种常见压裂液在2-7/8″油管(62mm内径)的摩阻大小，从摩阻系数可见，排量越大，摩阻越大，且随排量增加其增幅越大；清水的摩阻最大，经常作为其他压裂液摩阻大小比较的对象；一种0.10％聚合物压裂液的摩阻最小，大小约是清水的22％～35％；其次是一种0.35％瓜胶压裂液，约是清水的35％～50％；一种常规泡沫压裂液的摩阻已经较以前有所减小，大约是清水的55％～80％；本研究形成的微泡压裂液的摩阻约是清水的45％～60％。数据显示，具体条件下，微泡压裂液的摩阻依然大于聚合物压裂液和瓜胶压裂液的摩阻，但比常规泡沫压裂液的摩阻有明显降低，约占70％左右，比清水摩阻下降很多，这些表明为微泡压裂液具有较好的降阻性，为降低井口施工压力，应用于深井、超深井具备了减阻条件。

3.5微泡压裂液携砂性

表1显示了一种规格为30目，密度为1.62g/cm³的石英砂在5种液体中的自由沉降实验结果，可见，石英砂在清水中的沉降速度最快，为；其次是在一种0.10％高分子聚合物压裂液中0.769cm/min，为；在常规co2泡沫压裂液中为0.184cm/min；在0.35％特级胍胶压裂液为0.535cm/min；在本研究形成的微泡压裂液中为0.107cm/min，显然其沉降速度最慢，其原因在于静止时具有较高粘度，泡沫分布均匀，交联泡沫液具有较高弹性。微泡压裂液支撑剂沉降结果远低于压裂液行业要求(1.08cm/min)，表明具有良好的携砂性。图23是砂比为30％的20-40目石英砂在微泡压裂液中静止6hr时形态图，4hr后上部有少量泡沫聚集，是由于微泡液中有小量水析出引起，其余部分石英砂均匀分布在微泡压裂液中，悬砂稳定。可见石英砂在微泡压裂液的沉降很缓慢，具有较好携砂能力，满足现场压裂施工对携砂、悬砂的要求。

3.6微泡压裂液破胶性

表2为微泡压裂液的破胶实验结果。可见，在0.1％过硫酸钾破胶剂的原子氧作用下，微泡压裂交联液破胶水化，2hr后体系表观粘度为15.4mpa·s，3hr后下降到8.5mpa·s；体系水分增加，泡沫的稳定性降低，开始消泡，完全消泡需要月176min。增加消泡剂后，完全消泡时间仅需25min，2hr后体系表观粘度为5.5mpa·s，3hr后下降到3.8mpa·s。如果用现场原油作消泡剂，完全消泡需要月77min，2hr后体系表观粘度为6.3mpa·s，3hr后下降到4.9mpa·s。可见，微泡压裂液的破胶性满足行业要求，可以减小对地层的损害。

表1几种压裂液中支撑剂沉降速度实验

表2微泡压裂液破胶实验

本发明的微泡压裂液其微泡沫直径分布在30～100μm之间，非常细小、均匀；特殊的“一核两层三模”微观结构，性能稳定。本发明的微泡压裂液与常规泡沫压裂液不同，在制备过程中不需要专用泡沫发生装置，气源为大气中空气，室内用玻璃棒搅拌，矿场用水泥车循环液体即可；在施工过程中不需要专用增压装置，泡沫微小、细腻、均匀，具备高抗压特性；在储层条件下利用泡沫的聚集特性，具有暂堵作用，能有效降低压裂液向微小孔隙或天然裂缝中的滤失，提高压裂液效率；在人工裂缝中具有耐高温耐剪切特性，携砂能力强；泡沫质量大，液体少，可增大低压地层压后返排，减小水敏和残胶的伤害。本发明微泡压裂液体系特别适应于水敏、低压、裂缝性滤失地层，将来可以用于高温深井，具有广泛的应用前景。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，都应涵盖在本发明的保护范围之内。