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按化学性质分类常用的压裂液有水基压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液、乳状压裂液、醇基压裂液以及酸基压裂液等六种类型。
1.水基压裂液是以清水做溶剂或分散介质，向其中加入稠化剂、添加剂配制而成的。
主要采用三种水溶性聚合物作为稠化剂，即植物胶及衍生物（脈尔胶、田菁胶、香豆胶等）、纤维素衍生物和合成聚合物。
这几种高分子聚合物在水中溶胀成溶胶，经交联剂交联后形成黏度极高的冻胶，在施工结束后，为了使冻胶破胶还需要加入破胶剂。
2.油基压裂液是矿场原油或炼厂粘性成品油均可作油基压裂液，但其黏度较低、热稳定性差、携砂能力不好、压裂液效率低。
目前多用稠化油，基液为原油、汽油、柴油、煤油或凝析油。
稠化剂为脂肪酸皂（如脂肪酸铝皂，磷酸酯铝盐等），矿场最高砂比可达30% （体积比）。
稠化油压裂液遇地层水后会自动破乳，所以无需加入破胶剂。
3.泡沫压裂液是一种新型水基压裂液，它是液体、气体及添加剂的混合物。
基液多用淡水、盐水、聚合物水溶液，气相为二氧化碳、氮气、天然气，发泡剂用非离子型活性剂。
其最大特点是易于返排、滤失少以及摩阻低等，它具有弱酸性，可溶解近井地带及地层中的无机垢和部分岩石中的碳酸盐矿物，抑制粘土膨胀，改善或保护了油气层。
缺点是砂比不能过高、井深不能过大。
适用于低渗透、易水敏、高压油层和下部受水层威胁的油井以及气井的压裂，是一种综合性能较理想的压裂液体系。
4.乳状压裂液是指水包油型乳化液，基本上综合水基压裂液和油基压裂液的优点。
由于外相为水冻胶，所以乳状液的摩阻低、黏度高、热稳定，性好，其悬砂能力强，滤失低。
由于乳状液所含的水比较少，进入地层的水不多，因此可以较好的防止粘土膨胀和运移。
主要有聚合物乳化压裂液和植物胶冻胶原油乳化压裂液。
5.醇基压裂液由彳氐碳醇、稠化剂、水、PH调节剂、粘土稳定剂、助排剂等构成醇基压裂液。
醇基压裂液对砂岩储层无水敏、水锁伤害，而且还有解水锁的能力。
能有效降低水相滞留伤害，补充地层能量，具有返排能力强、低伤害等特点，能有效改善裂缝导流能力，提高压裂效果。
煤层气开采中氮气泡沫压裂技术的应用摘要：由于氮气泡沫压裂液具有较高强度，其携砂能力较强，能在地层下形成较强支撑，对地层影响较小。
因此可以应用于压力低、渗透较低的储层。
近年来，为解决煤粉堵塞、滤失严重等问题，技术人员可以针对低产井使用氮气泡沫压裂技术，实现煤层气井的高产稳产。
本文从氮气泡沫压裂技术特点出发，全面分析该技术应用优势，并提出压裂技术的具体应用，旨在提升气井生产效率，希望对读者有所帮助。
关键词：煤层气；氮气泡沫；压裂体系前言：从本质上看，该技术应用原理与水力压裂相同，在作业中将高压流体注入煤层中，压裂煤层气储层，形成强度较高的支撑裂缝以及复杂网络，实现煤层气井高产稳产。
并且，氮气泡沫压裂材料能降低体系整体密度，其使用液体量较少，能全面适用于水敏地层作业。
一、氮气泡沫压裂技术优势当前阶段，泡沫压裂技术具有增能压裂以及泡沫压裂等方式。
其中，增能压裂是利用气体以及泡沫材料完成压裂工作。
可以全面应用于低压低渗透性矿藏的完善以及优化。
技术人员在增能压裂技术应用中，其气体注入比例比传统技术应用高出7%-9%，一般为10%-52%。
从实际情况看，当泡沫质量小于52%时，可以称为增能压裂体系，当质量大于52%，可以称之为泡沫压裂体系。
从气体类别来看，可以分为二氧化碳增能技术、氮气增能技术等。
由于氮气以及二氧化碳气体整体性质较为稳定，在气体储存、运输以及施工中，能在作业中具有较好的安全性。
与此同时，由于气体整体压缩性较强，沸点低，压缩前后整体变化较大。
因此可以将氮气以及二氧化碳作为煤层气储藏中常用的增能材料。
从目前情况看，二氧化碳在作业、运输、储存以及设备方面具有独特优势。
因此二氧化碳在当前使用较多。
但由于该气体属于酸性气体，而目前所使用的主要为碱性体系，在使用二氧化碳时要开展针对性地调整，会在一定程度上增加技术应用成本。
相比于二氧化碳增能技术，氮气泡沫压裂技术携砂能力较强，能利用支撑剂将砂石带到更远位置。
页岩气co2泡沫压裂技术
现阶段，利用岩石毛细孔中的co2赋存量，利用其作为液体的体积膨胀及液体的许多性质，结合页岩气压裂技术，从而开发出了页岩气co2泡沫压裂技术。
首先，页岩气co2泡沫压裂技术是以低温液体co2为介质，通过液体发泡及压裂，使得油气藏毛细孔内许多封闭的油气节点与此液体co2充分接触，从而获得大量的页岩气。
其次，这样的技术能够有效的提高对深层页岩气的采收率，同时能够有效的减少污染，减少对环境的污染。
最后，岩石毛细孔中的co2不仅当作介质使用，其在页岩气开发过程中也可以被有效的利用，从而达到节能环保的目的。
总之，页岩气co2泡沫压裂技术是一种能够有效实现页岩气开采过程中高效减排的环保技术，并且具有节能环保、节约用水、降低开采成本等优点。
二氧化碳泡沫压裂的分析与研究田少华（中国石油川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司陕西西安７１００１８）摘要：随着现代石油开采的地层属性不断复杂化，传统的水基压裂液已难以满足现代石油开采的实际需求。
二氧化碳(CO 2)泡沫压裂是一种压裂液体系，因注入CO 2使压裂液体系中液体与气体可以互存。
本文主要通过分析CO 2泡沫压裂的机理，并对其适用性进行探讨。
关键词：CO 2；泡沫压裂；机理；适用性随着石油工业的发展，其储层越来越复杂，且非均质性也不断增强，较多地层出现低压、低渗现象，使入井液返排的难度不断升高，从而导致地层的二次污染。
传统的水基压裂液存在压裂液破胶不完全的问题，且在破胶后会有部分残渣余留于裂缝中，会使充填层的渗透率大幅降低，造成压裂效果不明显，难以满足石油工业的发展需求［１］。
而二氧化碳（ＣＯ２）泡沫压裂作为一种新型的压裂液体系，是一种能满足现在石油工业发展的重要技术。
一、CO 2泡沫压裂机理分析ＣＯ２泡沫压裂液体系在一些低压、低渗的储层中具有非常显著的施工效果，其工作机理主要包括二氧化碳泡沫压裂体系粘度高、滤失低、悬砂性好、摩阻小以及反排能力强等。
1.CO 2泡沫压裂体系粘度高ＣＯ２泡沫压裂体系在添加一定的稠化剂之后，并将ＣＯ２气体注入，因该气体结果具有的特点，能有效提高压裂液体系的粘度。
ＣＯ２泡沫的粘度主要取决于泡沫的质量与液相性能，其质量性能越好，则表明气泡的密集性就越好；而气泡的干扰、摩擦阻力越大，也就表明其粘度越高。
通常情况下，泡沫质量达到７５％至８０％之间时，其粘度就会达到最大。
因此，通过将其液相粘度增大，既可以有效提高泡沫的稳定性，还能有效增强泡沫流体的粘度，从而使ＣＯ２泡沫压裂液的造缝能力不断增强，最终产生出裂缝宽度越大、长度越长。
2.CO 2泡沫压裂体系滤失低ＣＯ２泡沫压裂液与传统的水基冻胶压裂液比较，具有滤失系数低与滤失量较小等特点，主要是由于该体系中添加了一定的稠化剂，从而使其造壁能力增强。
二氧化碳泡沫压裂技术研究及应用现状本文总结了二氧化碳泡沫压裂技术相对于常规水力压裂技术的优点，介绍了二氧化碳泡沫压裂室内研究及现场应用现状。
就目前国内的应用效果来说，二氧化碳泡沫压裂与普通水力压裂相比具有更好的压后投产效果，对于储层渗透率损害相对较低。
最后给出了二氧化碳泡沫压裂技术的认识与研究方向，将适合二氧化碳泡沫压裂技术的压裂液和解决压裂后产能递减率过高两点作为今后主要研究方向。
标签：二氧化碳；泡沫压裂；应用现状自从吉林油田在1997年引进国外石油公司的二氧化碳泡沫压裂设备后，国内相关高校及石油公司开始对二氧化碳泡沫压裂进行研究。
而二氧化碳泡沫压裂工艺以其相对于常规水力压裂较少的用水，对国内水敏地层的适应性，以及在低压地层中优异的返排能力，赢得了广泛关注，成为非常规油气储层的新型压裂方法。
二氧化碳泡沫压裂是将液态二氧化碳和压裂液同时注入井筒，使井筒中充满二氧化碳泡沫，以二氧化碳泡沫作为压裂介质进行造缝的压裂方法。
1 二氧化碳泡沫压裂优点相对于常规水力压裂，二氧化碳泡沫压裂具有许多常规压裂所无法企及的优点。
二氧化碳泡沫压裂水相含量低，能够有效降低储层中粘土膨胀运移，避免造成过高的储层渗透率降低，减少对储层的伤害。
而且二氧化碳水溶液pH值小于7，呈现弱酸性，也能够在一定程度上一直粘土膨胀。
对于地层能量不足，地层压力系数小于1的低压油气层，采用二氧化碳泡沫压裂能够有效降低井筒液柱压力，使地层有足够能量将压裂液快速返排，加之二氧化碳泡沫压裂液在储层中滤失量较低，进一步降低了进入地层的压裂液对储层造成的二次损伤。
在注入的液態二氧化碳中加入增粘减阻剂，注入井筒中形成的高质量二氧化碳泡沫具有较高粘度，相对于常规水力压裂携砂能力大大增强，同时能够有效降低了压裂管柱摩阻，为大排量压裂施工提供可能。
2 二氧化碳泡沫压裂室内研究与现场应用现状二氧化碳泡沫压裂室内研究主要集中在相应的压裂液的研制上。
国内研究人员参考国外使用的增稠剂，采用羟丙基胍胶作为增稠剂，测得液态二氧化碳与基液混合起泡年度达到了248mPa·s。
36在20世纪70年代末，德州开始使用浓度为50%二氧化碳，以提高液体流失的效率和减少水的使用。
二氧化碳泡沫是在1982年开发的，第一次使用了70%的二氧化碳作为内相泡沫压裂液。
到目前为止，现场效果表明，这种压裂液系统比普通凝析液和氮气泡沫压裂液效果更好。
1 泡沫的稳定性从热力学的角度来看，泡沫的形成增加了系统的表面积，从而增加了系统的自由能，系统自发地从一个更高的自由能态转化为更低的自由能。
与此同时，由于重力作用和边界的作用而产生的液体在泡沫中继续释放，再加上液体膜表面的蒸发继续稀薄，最终导致泡沫破裂。
因此，泡沫液是一个不稳定的系统。
2 泡沫粘度和流变特性泡沫的粘度比气液两相流体的粘度要高，这取决于液相的性质和泡沫的质量。
高质量泡沫，泡沫越密，摩擦阻力越大，粘度越高，泡沫粘度的75%~80%，泡沫粘度达到最大值。
增加液体的粘度不仅增加了泡沫的稳定性，而且增加了泡沫的粘度。
3 携带砂能力除了传统的水力压裂液的粘弹性效应外，还可以防止颗粒的纵向运动，而泡沫也有一个微小的颗粒结构，可以被封装、支持和维护，并与支撑剂的粒子泡沫流体一起移动到一个特定的位置。
只有当支撑支撑剂的泡沫严重变形或泡沫的稳定性非常差的时候，支撑剂才会下沉，而通道是在泡沫之间形成的。
4 滤波器的损耗特性由于气液两相结构与气液相互作用的界面张力，泡沫液具有良好的过滤损耗。
在同样前提下，泡沫液的过滤系数跟传统的数值比起来，要小一些。
当泡沫液进入毛孔时，需要很多能力来接触阻力，不让气泡发生不好的变化，而毛孔内的毛孔的毛细作用也让液体的过滤发生了缓慢变化。
滤失的系数数值其实受了一些别的影响：第一、泡沫流体自身粘度和自身地层渗透率的变化；第二、地下储层流体自身粘度数值和压缩系数数值；第三、泡沫自身形成的物理系数。
在低渗透地下地层中，泡沫流体的自身过滤数值是平常的水基压裂液系数数值的好几倍。
在高渗透率数值的地层中，泡沫自身对于流体的过滤系数数值其实基本上与平常的水基压裂液数值是一样的，进一步的加强泡沫流体自身粘度数值就能提供泡沫流体自身成形效果。
CO2压裂工艺技术CO2压裂工艺技术是80年代以来发展起来的新工艺技术，它是以液态CO2或CO2与其它压裂液混合，加入相应添加剂，来代替常规水基压裂液完成造缝、携砂、顶替等工序的压裂工艺技术。
根据使用的压裂液组成不同，CO2压裂工艺技术可分为二氧化碳液体压裂、二氧化碳（甲醇）稠化水压裂、二氧化碳与氮气双相泡沫压裂和二氧化碳泡沫压裂四种形式，其中以二氧化碳泡沫压裂最为常用。
⑴原理CO2压裂液主要成分是液态CO2、原胶液和若干种化学添加剂。
在压裂施工注入过程中，随深度的增加，温度逐渐升高，达到一定温度后，CO2开始汽化，形成原胶为外相，CO2为内相的两相泡沫液。
由于泡沫液具有气泡稠密的密封结构，气泡间的相互作用而影响其流动性，从而使泡沫具有“粘度”，因而具有良好的携砂性能，在压裂施工中起到与常规水基压裂液相同的作用。
⑵技术优点①液体的二氧化碳在地层中既能溶于油又能溶于水，改善原油的物性，降低油水界面张力，有效提高油气采收率；②二氧化碳压裂液和常规压裂液相比，只有极少量的水和固相颗粒进入地层，同时二氧化碳泡沫可在裂缝壁面形成阻挡层，从而大大减少滤失，减少对地层的伤害；③CO2泡沫压裂液的PH值在3.5左右，即可有效防止粘土膨胀，又能对地层起解堵作用，有利于保护或增加地层孔隙渗透性，对水敏性地层效果更佳；④返排时，随井底压力下降，二氧化碳起到气驱作用，对于低产能井，有助于提高返排能力和加速返排速度。
使用CO2压裂，返排出的液体一般为总液量的75～90%，可以减少地层伤害，这是使用二氧化碳压裂气层的主要原因之一。
⑶二氧化碳泡沫压裂设计方法二氧化碳泡沫压裂设计采用“恒定内相”的设计方法，即把水基液部分看作外相，液态二氧化碳和支撑剂看作内相，施工过程中总排量和水基压裂液的排量恒定，随着加入支撑剂浓度的提高，液态二氧化碳的排量相应减小，使支撑剂和液态二氧化碳的体积量始终保持一个恒定值，这样有利于降低施工压力，提高施工一次成功率。
一种抗高温二氧化碳泡沫压裂液的研究1.泡沫压裂1.1泡沫压裂介绍。
利用特殊装备、特殊的化学添加剂，使用CO2/N2泡沫液作为压裂液进行加砂压裂的水力压裂施工方式称为“泡沫压裂”。
常用的CO2泡沫压裂的压裂液是由液体CO2（-18℃）和凝胶水（压裂液基液）与发泡剂构成的“气-液分散体系”，这种分散体系是热力学不稳定体系.1.2 CO泡沫压裂液的优点。
21.用于低渗油气层改造，CO2溶于水中形成低PH值的碳酸水可以减少粘土膨胀提高渗透率增加近井地带导流能力致使产量提高。
2.减少了水基压裂液用量，因此大大减少了压裂液对储层的污染。
3.具有低滤失性，提高了液体效率，有利于裂缝型油气藏的改造。
4.较高的表观粘度，是理想的前置液和携砂液，造缝能力强，携砂能力强。
5.在储层中汽化后，增加地层能量，提高返排率，有利于保护地层，减少油层污染。
6.CO2可大量溶解在原油中，使原油体积膨胀，粘度下降，增加原油流动性，使原油产量增加。
7. CO 2饱和碳酸水的界面张力为清水的20～30%，使流动阻力大大降低，是较好的助排剂1.3 CO泡沫压裂的发展概况2●70 年代开始使用水+ 起泡剂+N 2组成的比较原始的泡沫压裂液，砂液比只有1-2PPG（1PPG=119.8kg/m 3 ），但解决了低压井的压后液体返排问题●80年代初采用水+起泡剂+聚合物+N2/CO2组成的泡沫压裂液，巨大地提高了泡沫压裂液的粘度及稳定性，砂液比提高到了4-5PPG，高压储层泡沫压裂工艺技术获得成功，使得该技术得到了飞速发展。
80年代末开始采用水+起泡剂+聚合物+交联剂+CO2组成的泡沫压裂液，泡沫的稳定性进一步提高，造缝能力、抗温能力和携砂能力进一步增强，高温下砂液比也可达到4-5PPG，深井高温储层泡沫压裂技术得到发展。
1.4 CO 2 泡沫压裂的工艺技术的特点及用途1.4.1恒内相设计当支撑剂浓度增加时，保持压裂液基液排量稳定，但相应降低液体CO2排量，使其降低值与支撑剂占的空间值相当，内相（气体+支撑剂）和外相（液体）保持平衡，以保证压裂液的泡沫质量、表观粘度恒定。
恒内相技术可以保障砂液比，避免因为砂比提高后压裂液性能的改变而导致的井口压力增高（摩阻增加、密度降低）。
但是会增加施工操作工作量。
1.4.2变泡沫质量渐增施工当支撑剂浓度增加时，保持压裂液基液排量和液体CO2排量稳定，随着支撑剂浓度增加，压裂液的泡沫质量也增加。
该施工方式操作简单，不需要频繁改排量，CO2注入量大。
但是随着砂比增加、泡沫质量也增加，混砂液摩阻也增加，对卡封压裂无法判断砂堵或摩阻增加分量，易导致井口压力超高，提前结束施工。
1.4.3变泡沫质量渐减施工设计当支撑剂浓度增加时，提高压裂液基液排量，逐步降低液体CO2排量，保持施工总排量不变。
该施工方式可降低压裂液摩阻，降低井口压力，施工成功率高。
但是随着砂比增加、泡沫质量也减少，CO2注入量减少，返排能力降低。
泡沫压裂的发展方向及现状1.5 CO2CO2 泡沫压裂液的研究在国外始于20 世纪60 年代，1986 年联邦德国的费思道尔夫在石炭系士蒂凡组气藏的压裂改造中试验成功；与此同时，在美国犹他州东部犹他盆地的瓦塞兹（Wasatch）地层的压裂改造试验中CO2泡沫压裂比常规压裂取得了更好的增产效果；2005 年，斯伦贝谢在一口边际油藏低压致密气井上成功进行了以VES 为稠化剂的二氧化碳泡沫压裂，标志着二氧化碳泡沫压裂液化学取得了新的突破。
目前，国外在压裂液、工艺技术、现场施工质量控制等方面已日趋成熟，压裂液体系虽然仍由盐水、起泡剂、植物胶、稳泡剂和CO2组成，但更强调内相气泡的分布和体积的控制，具有耐温耐剪切性能更好、气泡半衰期更长和携砂能力更强等特点，最大携砂浓度可达1 400 kg/m3，加砂规模达到150 t以上，可满足大型加砂压裂施工的需要。
目前，在美国、加拿大和德国已得到大量应用，应用比例达30 %～50 %，取得了良好的应用效果。
国内对CO2泡沫压裂液的研究始于20 世纪90 年代，与国外相比，国内在该技术上的差距主要表现为廉价高效与耐高温稠化剂和添加剂的开发限制了泡沫压裂液的进一步推广应用，施工设备与工艺不完善，施工井数少导致施工经验不足等。
CO2泡沫压裂液由液态CO2和交联冻胶组成，pH 值为3~5。
考虑到CO2作为酸性介质的交联问题，一般多采用羧甲基羟丙基瓜尔胶（CMHPG）作为CO2泡沫压裂液的稠化剂，但由于国内没有成熟的工业化CMHPG 或羧甲基瓜尔胶（CMG）产品，目前国内成熟的CO2泡沫压裂液体系仍多选用羟丙基瓜尔胶（HPG）作为稠化剂。
而常规的HPG 水基压裂液通常在碱性条件下交联，在酸性条件下破胶，因此为了进一步增强泡沫压裂液的流变性能，克服由于大量液体CO2 加人对压裂液的稀释作用，酸性交联成为泡沫压裂液开发的关键环节。
川庆钻探工程有限公司工程技术研究院研发出了酸性交联剂AL-1，并优选出了与之配套的压裂液添加剂，形成了一套由HPG 稠化剂、AL-1 酸性交联剂、WDJ-2 起泡剂和CF-5E 助排剂等组成的CO2 泡沫压裂液体系。
室内研究表明该体系的泡沫质量达到60 %10 石油化工应用 2014 年第 33 卷以上，具有良好的稳定性和耐温耐剪切性能，滤失量和对地层岩心的伤害明显低于常规冻胶压裂液，并且破胶彻底，该体系在苏里格气田已经完成的试气压裂作业中取得了良好的增产改造效果。
中原石油勘探局与西南油气田采气工程研究院合作，开发出一种由稠化剂、交联剂、pH 调节剂、起泡剂、温度稳定剂、泡沫稳定剂和破胶剂等组成的酸性交联泡沫压裂液体系。
该体系的泡沫质量达到52 %~60 %，施工最高井温130 ℃，最大井深3 700 m，在施工工艺上引进了美国SS 公司的成套设备并取得了较大的突破。
同时，中原油田开发出国产化的HV-100 羧甲基羟丙基胍尔胶，该产品在经过加工和洗涤去除聚合物中的植物纤维后，仅含有2 %～4 %的不溶性残渣。
使用以该CMHPG 产品为稠化剂的冻胶泡沫压裂液进行了3 789 m 深井的CO2泡沫压裂试验，施工成功并取得了良好的增产效果。
另外，吉林油田、大庆油田、长庆油田和CNPC 勘探院廊坊分院也相继开展了CO2泡沫压裂液的相关研究和现场试验，在低渗透油气藏的改造中取得了良好的增产效果。
现场应用表明，对低渗透油气藏进行CO2泡沫压裂改造在工艺技术上是可行的，该技术解决了三低油气藏排液困难的问题，降低了液体对油气层的伤害，气井压裂改造效果尤为明显。
1.6 总结对于广大低渗、低压、强水敏和水锁性油气藏，二氧化碳压裂液具有伤害小、破胶彻底、返排迅速等优点，展现出良好的应用前景。
但与国外相比，国内相关研究起步较晚，并且由于二氧化碳泡沫压裂液具有酸性交联和两相流的特殊性，液态二氧化碳存在粘度太低的缺陷，造成目前国内二氧化碳压裂液体系还不够成熟。
因此，认真总结国内外二氧化碳压裂液的研究及应用现状，对于指导今后二氧化碳压裂液的研究方向具有重要意义。
2．植物胶压裂液2.1常用植物胶植物胶（包括田菁胶、瓜尔胶、胡麻胶、香豆胶）是我国新研制开发的一类天然植物胶，从盛产植物豆中制得，主要成分是半乳甘露聚糖，油田最常用的稠化剂———胍胶、羟丙基胍胶、羧甲基羟丙基双衍生胍胶、羟丙基羧甲基胍胶、延迟水化羟丙基胍胶等都属于半乳甘露聚糖稠化剂。
（注：半乳甘露糖( 图1) 属于多糖类天然高分子植物胶，其结构是D －甘露糖通过β－1，4苷键连接形成主链，在某些甘露糖上D －半乳糖通过α－1，6苷键形成侧链而构成多分枝的聚糖。
许多植物种子的内胚乳中均含有半乳甘露糖。
）2.2胍胶压裂液的优势虽然新型压裂液层出不穷，但仍然没有动摇胍胶压裂液的主导地位，一方面因为胍胶压裂液使用历史相对较长，已形成了相关的配套工艺，并且胍胶压裂液压裂液成本较低，携砂能力强，破胶工艺已成型，滤失也较低，能满足一般的地层压裂需要；另一方面，新型的压裂液虽然各有优势，但也存在尚未解决的各种弱点，如以表面活性剂基的清洁压裂液虽然对地层伤害小，但其粘度相对较小，且滤失量大，成本高。
2.3胍胶压裂液的劣势水力压裂过程中,压裂液的伤害影响着压裂改造的效果。
胍胶破胶液中的水不溶物、残渣等固相颗粒不会侵入低渗地层,胍胶对地层的伤害可逆,可通过返排过程渐渐恢复至90%。
胍胶对支撑剂导流层的伤害随浓度增加而增加,且几乎不可逆。
3. 一种抗高温二氧化碳泡沫压裂液的研究3.1. 抗高温二氧化碳泡沫压裂液的构思（1）研究必要性：目前国内二氧化碳泡沫压裂液还处于发展初级阶段，由以上介绍可知设备及各项配套技术不完善，对这方面的管理和研究也不足。
笔者认为，有必要解决植物胶压裂液体系目前存在的残渣，微生物腐蚀问题以及二氧化碳泡沫压裂液体系目前存在的低PH环境下粘弹性不稳定问题。
（2）耐高温改性胍胶+CO2泡沫压裂液的组合应用。
3.2优点及用途此CO泡沫压裂液体系能在低PH环境下保持粘弹性、耐高温、残渣量少易2返排等优点。
3.3配方对稠化剂、起泡剂、酸性交联剂、粘土稳定剂、杀菌剂、助排剂、引发剂、泡沫质量进行筛选并在RV 20旋转粘度计170s-1剪切速率和120℃下可应用于二氧化碳泡沫压裂的压裂液配方。
3.3.1稠化剂的筛选3.3.2起泡剂的筛选3.3.3交联剂的筛选3.3.4粘土稳定剂的筛选3.4性能评价：泡沫压裂液稳定性评价；泡沫压裂液的交联性能评价；应用高温流变仪进行抗温抗剪切（流变）性能评价；泡沫质量对压裂液性能的影响；破胶性能及残渣含量测试；压裂液的防膨性能评价；。
