第六章 水力压裂.docx

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第六章水力压裂

第六章水力压裂

水力压裂（hydraulicfracturing）是利用地面高压泵组，以超过地层吸液能力的排量将高粘压裂液泵入井内而在井底产生高压，当该压力超过井壁附近地应力并达到岩石抗张强度，使地层产生裂缝。

继续注入压裂液使水力裂缝逐渐延伸；随后注入带有支撑剂的混砂液，使水力裂缝继续延伸并在缝中充填支撑剂。

停泵后，由于支撑剂对裂缝壁面的支撑作用，在地层中形成足够长的、足够宽的填砂裂缝，从而实现油气井增产和注水井增注。

图6-1为水力压裂作业示意图。

水力压裂的增产增注机理主要体现在：

（1）沟通非均质性构造油气储集区，扩大供油面积；

（2）将原来的径向流改变为线性流和拟径向流，从而改善近井地带的油气渗流条件；（3）解除近井地带污染。

水力压裂主要用于砂岩油气藏，在部分碳酸岩油气藏也得到成功应用。

图6-1水力压裂作业示意图

1—混砂车；2—砂车（罐）；3—液罐（组）；4—压裂泵车（组）；5—井口；6—压裂管柱；7—动态裂缝；8—支撑裂缝；9—压裂液；10—储层

本章从水力压裂系统工程角度全面阐述压裂造缝机理、压裂液材料性能与评价方法、裂缝延伸模拟、支撑剂在裂缝中运移分布、水力压裂设计和水力裂缝诊断评估方法，并扼要介绍水力压裂技术新发展。

第一节水力压裂造缝机理

水力压裂裂缝的形成和延伸是一力学行为，水力裂缝的形态与方位对于有效发挥压裂对储层的改造作用密切相关，必须掌握水力压裂的裂缝起裂与延伸过程的力学机制。

本节从地应力场分析及获取方法入手介绍水力裂缝的形成机理、造缝条件、裂缝形态与方位、破裂压力预测方法。

图6-2为水力压裂施工泵压变化的典型示意曲线。

F点对应于地层破裂压力（使地层破裂所需要的井底流体压力），E点为瞬时停泵压力（即压裂施工结束或其它时间停泵时的压力），反映裂缝延伸压力（使裂缝延伸所需要的压力），C点对应于闭合压力（即裂缝刚好能够张开或恰好没有闭合时的压力），S点为地层压力。

压裂过程中的泵压是地应力场、压裂液在裂缝中流动摩阻和井筒压力的综合作用结果。

在致密地层，首先向井内注入压裂液使地层破裂，然后不断注液使压裂缝向地层远处延伸。

显然，地层破裂压力最高，反映出注入流体压力要克服由于应力集中而产生的较高井壁应力以及岩石抗张强度。

一旦诱发人工裂缝，井眼附近应力集中很快消失，裂缝在较低的压力下延伸，裂缝延伸所需要的压力随着裂缝延伸引起的流体流动摩阻增加使得井底和井口压力增加。

停泵以后井筒摩阻为零，压裂缝逐渐闭合，施工压力逐渐降低。

对于高渗透地层或存在裂缝带，地层破裂时的井底压力并不出现明显的峰值。

一、地应力场分析与测量

地下岩石的应力状态通常是三个相互垂直且互不相等的主应力（principalstress）。

地应力场不但影响到水力压裂造缝过程，而且通过井网与人工裂缝方位的配合关系影响到油藏开发效果。

1．地应力场

存在于地壳内的应力称为地应力（in-situstress），是由于上覆岩层重力、地壳内部的垂直运动和水平运动及其它因素综合作用引起介质内部单位面积上的作用力。

包括原地应力场和扰动应力场两部分。

前者主要包括重力应力、构造应力、孔隙流体压力和热应力等；后者主要是指由于人工扰动作用引起的应力。

1）重力应力场

是指沉积盆地中的储层受到上覆岩层重力作用而形成的应力分布。

上覆岩层重力为

（6-1）

式中z——深度H处的垂向应力；

r（h）——随深度变化的上覆岩体密度；

H——压裂层位深度。

在地层中孔隙流体压力作用下，部分上覆岩层的重力被孔隙流体压力所支撑。

但由于颗粒间胶结作用，孔隙压力并未全部支撑上覆地层压力，因而有效垂向应力为

（6-2）

式中——孔隙弹性常数。

Terzaghi认为：

地层岩石变形由有效应力引起。

假设地层岩石为理想的均质各向同性线弹性体，弹性状态下垂向载荷产生的水平主应力分量由广义胡克（Hook）定律计算。

（6-3）

式中

，

—分别为地层水平面x和y方向的有效应力；

，

—分别为地层水平面x和y方向的应变；

E，

—分别为地层岩石杨氏弹性模量和泊松比。

E和ν为岩石力学参数，典型值见表6-1。

它们与岩石类型和所受到的围压、温度有关。

表6-1常见岩石的泊松比与杨氏模量

岩石类型

杨氏模量，104MPa

泊松比

岩石类型

杨氏模量，104MPa

泊松比

硬砂岩

4.4

0.15

砾岩

7.4

0.21

中硬砂岩

2.1

0.17

白云岩

4.0~8.4

0.25

软砂岩

0.3

0.20

花岗岩

2.0~6.0

0.25

硬灰岩

7.4

0.25

泥岩

2.0~5.0

0.35

中硬灰岩

—

0.27

页岩

1.0~3.5

0.30

软灰岩

0.8

0.30

煤

1.0~2.0

0.30

因岩体水平方向上应变受到限制，即x=0，y=0。

则泊松效应引起的水平应力场为

（6-4）

砂岩的泊松比一般在0.15~0.27之间。

泊松比越大，水平主应力越接近垂向应力。

考虑孔隙流体压力后的地层水平主应力为

（6-5）

2）构造应力场

构造应力场是指构造运动引起的地应力场增量。

它以矢量形式迭加在地层重力应力场中，使得水平主应力场不均匀。

一般而言，在正断层和裂缝发育区是应力释放区，例如，正断层中的水平主应力可能只有垂向应力的1/3，而在逆断层或褶皱地带的水平应力可以大到垂向应力的3倍。

通常，构造应力场只有两个水平主应力，属于水平的平面应力状态，而且挤压构造引起挤压构造应力，张性构造引起拉张构造应力。

3）热应力场

热应力场是指由于地层温度变化在其内部引起的内应力增量，与温度变化量和岩石性质有关。

油田开发中的注水、注蒸汽和火烧油层等可以改变油藏的主应力大小，甚至主应力方向。

将油藏边界视为无穷大，考虑其侧向应变受到约束，温度变化引起的水平应力增量x，y为

（6-6）

式中T——岩石热膨胀系数；

图6-3微型压裂压力曲线

T——地层温度增量。

2．地应力场确定

地应力场确定包括地应力大小和方向。

主要手段主要有：

1）水力压裂法

由图6-3所示微型压裂（mini-frac）压力曲线计算应力场。

（6-7）

（6-8）

（6-9）

式中

—分别为地层破裂压力和裂缝重张压力；

—分别为岩石抗张强度和地层闭合压力。

2）实验室分析方法

应用定向取心技术保证取出岩心样品的主应力方位与其在地层中主应力方位一致。

岩心从地下三向压应力状态改变到地面自由应力状态，根据岩心各方向的变形确定主应力方位和数值。

（1）滞弹性应变恢复（ASR）

基于岩心与其承压岩体发生机械分离后所产生的应力松弛，按各个方向测量应变并确定主应变轴。

并假定主方向与原位应力主轴相同，按已知的弹性常数和上覆岩层载荷情况间接计算应力值。

（2）微差应变分析（DSCA）

从井底取出的岩心由于应力释放和应变恢复会发生膨胀，产生或重新张开微裂缝。

基于应变松弛作为“应力史”痕迹的思想，应变松弛形成的微裂缝密度和分布与岩心已经出现的应力下降成正比。

通过描述微裂隙分布椭球，即可揭示以前的应力状态。

根据和这些微裂缝相关的应变推断主应力方向，并从应变发生的最大方向估算出最小主应力值。

3）测井解释方法

利用测井（主要是密度测井、自然伽玛测井、井径测井和声波时差测井以及中子测井、自然电位测井等）资料，首先基于纵横波速度与岩石弹性参数之间的关系解释岩石力学参数，再结合地应力计算模式获得连续的地应力剖面。

4）有限元模拟

根据若干个测点地应力资料，借助于有限元数值分析方法，通过反演得到构造应力场。

强烈取决于根据研究工区所建立的地质模型、数学力学模型和边界条件。

此外，测定地应力方向的常用方法还有声波测定、井壁崩落法、地面电位法、井下微地震法和水动力学试井等方法。

3．人工裂缝方位

在天然裂缝不发育的地层，压裂裂缝形态取决于其三向应力状态。

根据最小主应力原理，水力压裂裂缝总是产生于强度最弱、阻力最小的方向，即岩石破裂面垂直于最小主应力方向，如图6-4所示。

当z最小时，形成水平裂缝（horizontalfracture）；当y最小时，形成垂直裂缝（verticalfracture）。

（a）z最小（b）y最小

图6-4水力压裂人工裂缝形态示意图

对于显裂缝地层很难出现人工裂缝。

而微裂缝地层可能出现多种情况，人工裂缝面可以垂直于最小主应力方向；也可能基本上沿微裂缝的方向发展，把微裂缝串成显裂缝。

二、破裂压力

地层岩石破裂前，井壁最终应力场为钻孔应力集中、向井筒注液产生的应力、注入压裂液径向滤失诱发应力的迭加。

基于最终应力分布结合岩石破裂准则确定破裂压力计算公式。

1．井壁最终应力分布

1）井筒应力分布

对于裸眼井，记井眼半径为rw。

钻井完成后地层中应力分布可视为无限大均质各向同性岩石平板中有一圆形孔眼时的应力状态，如图6-5a所示。

记压应力为正、张应力为负，根据弹性力学理论计算图中任意点（r,）处的应力分布。

（6-10）

式中x、y—分别为x方向和y方向上的应力；

r、—分别为径向和周向（切向）上的应力；

，r—任意径向与x轴的极角和极半径；

r—计算点剪切应力。

图6-5a钻井后地层受力物理模型图6-5b钻井后的井壁应力分布

由式（6-10）可知：

离井壁越远，周向压应力迅速降低，径向压应力逐渐增加；而且大约几个井径之后，周向压应力降为原地应力，径向应力增加到原地应力。

如图6-5b所示。

实际上，由于岩石的抗压强度比抗张强度大得多，而且钻井孔眼引起的应力集中使得井壁处应力大于原地应力，因此，水力压裂造缝时主要关心的应是井壁处的周向应力。

通常记x>y，则

当=0或180，井壁处周向应力最小。

min=3y-x

当=90或270，井壁处周向应力最大。

max=3x-y

对于套管完成井，考虑到水泥环与岩石的力学性质比钢材与岩石的力学性质差别小得多，可按双层厚壁圆筒的弹性力学理论计算井筒周围的应力状态。

2）向井筒注液产生的应力分布

为了在井壁的薄弱处人为诱发裂缝，需要向井筒注入高压液体使井底压力迅速提高。

将裸眼井筒周围岩石系统视作具有无限壁厚、且承受内外压力的厚壁圆筒，按弹性力学理论计算其应力分布

（6-11）

式中pe，pi—分别为厚壁筒外边界压力（无穷远处pe为零）和井底注入压力。

式（6-11）表明：

注入压裂液在井壁周围各个方向上所产生的应力均为张应力，因此，向井筒注液有利于撕开地层。

同时，注液产生的应力沿井轴半径逐渐衰减，在井壁处产生的张应力近似为注液压力，离井轴越远，应力越小。

3）注入液径向渗入地层引起的应力

注入液径向渗入近井筒地带产生另外一个应力区，增大了井壁周围岩石应力。

其周向应力值近似为

（6-12）

4）井壁最终应力分布

地层岩石破裂之前井壁周围应力为上述几种应力迭加，总存在两个方向（如果x>y，在=0，180方向）受到的周向应力最小

可见，离开井壁较远处，周向应力仍为压应力，但在井壁附近为张应力，因而，水力压裂能够形成人工裂缝。

井壁处的周向应力简化为

（6-13）

2.水力压裂造缝条件

岩石破坏准则是衡量有效主应力间的极限关系。

超过该极限值，就出现不稳定或破坏。

岩石破裂准则很多。

水力压裂中常用最大张应力准则，认为施加于裂缝壁面的总有效应力一旦达到物体的抗张强度t地层就会破坏。

即

（6-14）

令孔隙弹性常数为1，分别研究裸眼井水力压裂中垂直裂缝和水平裂缝形态相应的造缝条件。

地层破裂极限条件下的注入压力即为地层破裂压力（fracturepressure）。

1）形成垂直裂缝

如果注入压裂液滤失到地层，井壁上有效周向应力为周向应力与注液压力pi之差，即

（6-15）

由最大张应力准则，当井壁岩石的周向应力

达到井壁岩石水平方向的最小抗张强度

时，岩石将在垂直于张应力方向脆性断裂而形成垂直裂缝。

此时的地层破裂压力为

（6-16）

如果压裂液不滤失，孔隙流体压力依然为Ps，总的有效周向应力为

（6-17）

同理，结合最大张应力准则，地层破裂压力为

（6-18）

2）形成水平裂缝

当注入压裂液向地层滤失，将增大垂向应力。

其增量与水平方向应力增量相同，则总的有效垂向应力为

（6-19）

根据最大张应力准则，形成水平缝的条件是

于是

（6-20）

但上式计算出的破裂压力偏大，修正为

（6-21）

如果压裂液不向地层滤失，就不存在由于滤失引起的应力增量。

根据最大张应力准则

（6-22）

同理推得相应的破裂压力公式

（6-23）

修正到与实验室数据吻合

（6-24）

综合前述推导分析可得：

无论是形成垂直裂缝或水平裂缝，压裂液向地层滤失时，由于流体传递了该压力而使破裂压力有所降低。

但压裂液向地层滤失增加了地层污染可能性。

【例6-1】已知某砂岩油藏地层岩石平均密度2300kg/m3，泊松比0.20，地层压力系数1.05。

并假设水平方向地应力均匀分布，抗张强度为3.5×106Pa,忽略沉积岩的垂向抗张强度。

试计算无滤失条件下形成垂直裂缝和水平裂缝的深度界限HC。

解上覆岩石压力为

地层压力近似为

有效垂向应力

均匀水平应力场的地层水平应力

在无滤失情况下，让形成垂直裂缝和水平裂缝的破裂压力相等，即

代入上述各应力计算公式，临界深度HC为

该结果说明在浅地层容易形成水平裂缝，而深地层容易形成垂直裂缝。

由于计算上述临界深度时忽略了各地普遍存在的构造应力和压裂液影响，因而只能是大致的深度界限。

3．破裂压力梯度

破裂压力梯度（fracturepressuregradient）定义为地层中某点破裂压力与该点深度的比值，即

1）理论计算。

忽略构造应力和岩石抗张强度影响。

对于均匀水平应力场，假设孔隙弹性常数为1，破裂压力梯度为

（6-25）

上式忽略了构造应力和岩石抗张强度影响，因而与实际情况存在一定差异。

2）统计方法。

油田使用的地层破裂压力梯度通常是根据大量的压裂实践统计出来的。

一般范围在15~25kPa/m之间，个别地区可达36kPa/m。

根据破裂压力梯度可以大致估算压裂裂缝形态。

当αF<15～18kPa/m,形成垂直裂缝；

当αF>22～25kPa/m,形成水平裂缝。

三、降低破裂压力的途径

当地层破裂压力较高，通过优化施工参数、压裂管柱和压裂液性能，压裂泵车仍无法有效破裂地层时必须设法降低地层破裂压力。

主要途径包括：

1.改善射孔参数

应力场与地应力状态（大小、方向）、射孔孔眼参数（直径、孔深和孔密）、射孔压力、孔眼方向与地应力方向的夹角等有关。

因此，优化射孔参数、改进射孔工艺可以降低破裂压力。

2.酸化预处理

主要机理是溶解胶结物成分而降低岩石胶结强度和清洁射孔孔眼降低的破裂压力。

后者的影响体现在：

①增加孔眼有效深度和孔径而大幅度降低破裂压力；②解除射孔污染，提高孔眼周围渗透率而减低破裂压力。

3.高能气体压裂

推进剂引爆以后，爆轰压力波携带巨大能量瞬间到达井壁，首先在井壁上激起应力波，衰减很快，在地层形成一次裂缝；然后对地层的加载方式变得更复杂，随着传播距离增加，应力波幅值递减，作用能量下降，直到不能破岩的应力波称为弹性波，使岩石进一步破碎、延伸一次裂缝和形成二次裂缝。

第二节压裂液

压裂液（fracturingfluid）是水力压裂过程中的工作液，起着传递压力、形成和延伸裂缝、携带支撑剂的作用。

根据压裂不同阶段对液体性能的要求，一次压裂施工可以使用多种类型、性能不同的液体。

按照在不同阶段注入井内的压裂液所起的作用，压裂液主要分为以下三类：

（1）前置液即不含支撑剂的压裂液，用于形成和延伸压裂缝，为支撑剂进入地层而建立必要的空间，同时可以降低地层温度以保持压裂液粘度。

（2）携砂液用于进一步延伸压裂缝，并将支撑剂带入压裂缝中预定位置，充填裂缝而形成高渗透支撑裂缝带。

携砂液实质上是一种混有支撑剂的压裂液，用量视地层情况、液体性能和压裂改造规模而定。

（3）顶替液用于将井筒内携砂液全部顶入压裂缝避免井底沉砂。

压裂液性能的好坏直接影响到压裂作业的成败，尤其对于大型压裂（MHF，massivehydraulicfracturing），这种影响更为突出。

因此，压裂液必须满足以下性能要求：

（1）有效地悬浮和输送支撑剂到裂缝深部；

（2）与地层岩石和地下流体的配伍性；

（3）滤失少主要取决于压裂液粘度和造壁性，加入降滤剂可大大降低滤失量；

（4）低摩阻降低施工泵压，有利于保证压裂施工安全和成功率；

（5）低残渣、易返排降低对生产层的污染和对填砂裂缝渗透率的影响；

（6）热稳定性和抗剪切稳定性保证压裂液不因温度升高或流速增加引起粘度大幅度降低;

（7）经济有效性。

本节介绍压裂液和添加剂、压裂液流变性，重点阐述压裂液的滤失性和压裂液对储层的伤害机理与保护措施。

一、压裂液类型

由于压裂地层的温度、渗透率、岩石成分和孔隙压力等地层条件千差万别以及压裂工艺的不同要求，必须开发研究与之相适应的压裂液体系。

目前，约有70%的压裂采用胍胶和羟丙基胍胶为主的水基压裂液，5%为油基压裂液，25%采用增能气体。

1.水基压裂液

水基压裂液是国内外目前使用最广泛的压裂液。

除少数低压、油湿、强水敏地层外，它适用于多数油气层和不同规模的压裂改造。

主要问题是在水敏地层引起粘土膨胀和迁移，在井眼附近引起油水乳化、未破胶聚合物、不相容残渣和添加剂引起支撑裂缝带渗透率损失。

水基压裂液包括活性水压裂液、稠化水压裂液和水基冻胶压裂液。

水基冻胶由水、稠化剂、交联剂和破胶剂等配制而成。

用交联剂将溶于水的稠化剂高分子进行交联，使具有线性结构的高分子水溶液变成线型和网状体型结构混存的高分子水冻胶，或者说水基冻胶压裂液是交联了的稠化水压裂液。

1）稠化剂。

稠化剂是水基冻胶压裂液的主体，用以提高水溶液粘度、降低液体滤失、悬浮和携带支撑剂。

主要用稠化剂有植物胶及衍生物、纤维素衍生物和工业合成聚合物。

典型的植物胶是胍胶（G）和田菁粉（T），国内也用过香豆子、皂仁、槐豆、魔芋等天然植物胶。

但天然植物胶压裂液残渣含量高、热稳定性差、抗剪切稳定性弱。

为了改善这些性质，往往需要进行改性开发。

2）交联剂。

交联剂是能与聚合物线型大分子交联形成新的化学键，使其联结成网状体型结构的化学剂。

聚合物可交联的官能团和聚合物水溶液的pH值共同决定了交联剂类型。

常用交联剂为两性金属（或非金属）含氧酸盐。

大多数两性金属含氧酸盐在pH=7~11溶液中，羟基合物阴离子通过极性键和配位键与含有邻位顺式羟基的各种非离子型半乳甘露聚糖植物胶及衍生物交联。

典型产品为有机硼交联剂。

此外，还有无机盐类两性金属盐、无机酸脂和醛类。

3）破胶剂。

破胶剂是使粘稠压裂液有控制地降解成低粘度压裂液的添加剂。

压裂液迅速破胶有利于从裂缝中快速返排出来。

水基压裂液中常用氧化破胶剂，也有生物酶体系和有机弱酸等，温度对选择破胶剂有重要影响。

常用氧化破胶剂是过硫酸盐，它通过热分解产生硫酸根与高分子聚合物发生化学反应而渐降低聚合物分子量从而减小压裂液粘度。

低温（<52℃）时热分解很慢，但加入胺可以加速游离根生成；超过52℃后，硫酸根生成很快。

故在65.5~107℃用小剂量过硫酸盐即可，甚至采用胶囊包裹以防过早破胶。

普通氧化破胶剂适用温度54~93℃，延迟活化氧化破胶剂适用温度83~116℃。

2．油基压裂液

矿场原油或炼厂粘性成品油均可用于配制油基压裂液，但性能较差，故多用稠化油。

其基液为原油、汽油、柴油、煤油及凝析油。

目前主要采用的稠化剂是铝磷酸脂与碱的反应产物。

如铝酸钠、脂和碱的反应是一种络合反应，依次生成某种溶液，增加了柴油或中高比重原油体系的粘度，并提高了温度稳定性，可用于井底温度达127℃的油井。

典型的破胶剂是碳酸铵盐、氧化钙和/或氨水溶液，采用弱酸降解该体系效果有限。

油基压裂液的最大优势是避免水敏性地层由于水敏引起的水基压裂液伤害，而且稠化油压裂液遇地层水自动破乳。

但是油基压裂液易燃且成本高；流动摩阻一般高于水基冻胶压裂液；而且高温条件下温度稳定性不及水基冻胶压裂液；技术和质量控制要求高。

因此，油基压裂液主要用于不太深的水敏性油气藏改造。

3．乳化压裂液

乳化压裂液是用表面活性剂稳定的两种非混相的高粘分散体系。

水相有水或盐水、聚合物稠化水、水冻胶和酸类及醇类，油相有现场原油、成品油和凝析油。

最常用的是聚乳状液，典型组成是：

1/3稠化盐水（外相）+2/3油（内相）+成胶剂、表面活性剂。

内相百分比越大，粘度越高，内相浓度低于50%则粘度太低，高于80%则乳化液不稳定或粘度太高。

乳化压裂液的主要特点是：

乳化剂被岩石吸附而破乳，故排液快，对地层污染小；摩阻特性介于线性胶和交联液之间；温度增加，聚状乳化压裂液变稀，限制了在高温井的应用；而且成本高（除非油相能有效回收）。

4．泡沫压裂液

泡沫压裂液是气体分散于液体的分散体系，典型组成是：

水相+气相+起泡剂。

水相：

稠化水、水冻胶、酸液、醇或油。

气相：

CO2、N2、空气。

起泡剂：

多为非离子型表面活性剂。

泡沫压裂液的粘度稳定性取决于泡沫质量（foamquality，也称泡沫干度），它定义为

泡沫干度（泡沫质量）=

由图6-6可看出，泡沫质量典型值为70%~85%。

图6-6泡沫粘度与泡沫质量曲线

泡沫压裂液的主要特点是：

泡沫液滤失系数低，液体滤失量小，浸入深度浅，返排速度快，对地层伤害小；摩阻损失小（比清水低40%~60%）；压裂液效率高，裂缝穿透深度大。

因此，泡沫压裂液尤其适于低渗低压水敏性油气藏。

但是泡沫压裂液温度稳定性差；而且粘度不够高，难以适应高砂比要求。

此外，为适应现代压裂技术的需要，还研制了粘弹性表面活性剂（VES）压裂液、低聚物压裂液和醇基压裂液体系等。

二、水基冻胶压裂液添加剂

为满足对压裂液性能要求，需要加入多种添加剂（additive），以改善压裂液流变性、高温稳定性、破乳和控制滤失性能等。

不同类型压裂液需要的添加剂种类不同。

主要介绍水基压裂液的各种添加剂。

1．pH调节剂

控制特定交联剂和交联时间所要求的pH值，加速或延缓某些聚合物的水合作用，保证压裂液处于破胶剂和降解剂的有效作用范围。

加入足够的pH调节剂（弱酸或碱），即使是因为地层水或其它原因而有改变pH值趋势时，仍能保持pH值不变。

典型缓冲剂：

氢氧化钠、碳酸氢钠、磷酸氢钠、醋酸钠、苏打粉、甲酸、醋酸、富马酸等。

2.杀菌剂

几乎所有的水基压裂液都应加入杀菌剂，保持胶液表面的稳定性、阻止地层内细菌生长。

常用的戊酰醛、氯酚盐、季胺、异噻唑啉等虽能杀菌，但未必能使产生细菌而破坏多糖（糖聚合物）的酶丧失活性。

油基压裂液中不用杀菌剂。

3．粘土稳定剂

砂岩地层常含有粘土是造成压裂液对储层伤害的重要因素。

粘土与胶结物的类型、分布状态和含量、孔隙尺寸与粒度分布决定了水基压裂液的潜在伤害程度。

1）KCl。

提供充分的阳离子浓度防止阳离子交换出现侵析而阻止粘土颗粒扩散。

K+可以很好地使粘土稳定，防止水侵入。

KCl虽有助于保持粘土质点的化学环境，但无法提供永久稳定的环境。

2）季胺。

带正电荷的基吸附在带负电荷的粘土质点，其烃链从质点向外伸展形成“有机屏障”而保持粘土颗粒呈不分散状态。

可用于防止在压裂和自喷时高速流动引起的裂缝表面剥落和微粒产生。

3）阳离子型聚合物稳定剂。

牢固吸附于粘土表面，束缚并阻