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可重复使用的水基压裂液的制备与性能评价

文档作者：王满学1 何静2 韦海龙1 张婷婷1 魏君1 文档来源： 1. 西安石油大学化学化工学院 2. 陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院		更新日期： 2026年05月03日	点击数：
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第39 卷第1 期
2022 年3 月25 日
油田化学
Oilfield Chemistry
Vol.39 No.1
25 Mar，2022
http：//ythx.scu.edu.cn
文章编号：1000-4092（2022）01-021-07
可重复使用的水基压裂液的制备与性能评价*
王满学1，何静2，韦海龙1，张婷婷1，魏君1
（1. 西安石油大学化学化工学院，陕西西安710065；2. 陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安710075）
摘要：针对目前水基压裂返排液重复利用效率低的问题，本文以一种疏水缔合型聚合物BT1218 为增稠剂、十二
烷基苯磺酸和三乙醇胺为黏度促进剂FJ-1、Na2CO3为pH调节剂、KCl 为黏土防膨剂、氨基磺酸与过硫酸盐为复
合破胶剂，制备了一种可重复使用的水基压裂液RFrac-H，同时利用RFrac-H 破胶液制备了新的压裂液，并对其
耐温、耐剪切性和破胶性能进行了评价。实验表明：0.4% BT1218+0.1% Na2CO3+0.5% KCl+0.30% FJ-1 制备的
RFrac-H 压裂液，在170 s-1下，温度由30 ℃升至120 ℃时，压裂液的黏度大于50 mPa·s，压裂液在100 ℃、170 s-1
下连续剪切60 min 后的黏度大于40 mPa·s，静态沉砂速率为0.0214 cm/s，破胶液的黏度为2.51 mPa·s，表面张力
为24.4 mN/m，油水界面张力为0.282 mN/m，黏土防膨率大于80%。利用RFrac-H 破胶液重复制备压裂液的性
能完全满足压裂液性能指标要求，且破胶液重复使用次数多，压裂液制备成本低。利用破胶液制备的压裂液与
RFrac-H 比较，增稠剂和黏度促进剂加量减少了70%以上。
关键词：压裂液；疏水缔合型聚合物；破胶液；破胶液的重复使用；制备
文献标识码：A DOI：10.19346/j.cnki.1000-4092.2022.01.005
中图分类号：TE357.1+2 开放科学（资源服务）标识码（OSID）：
* 收稿日期：2020-12-10；修回日期：2021-11-04。
作者简介：王满学（1965—），男，教授级高级工程师，西安工业大学化学专业学士（1995），从事油气田酸化压裂工作液的研究与应用工
作，通迅地址：710065 陕西省西安市雁塔区电子二路18 号西安石油大学化学化工学院，E-mail：1479736223@qq.com。
随着水平井分段压裂、体积压裂技术在油气井
压裂改造中广泛应用，单井压裂规模达千方甚至万
方以上。大量含压裂液组分、泥砂、原油和地层水
的废液在压裂施工后返排到地面，如果处理不当，
会对井场周围土壤、植被和地表水造成一定程度的
危害。对压裂返排液的回收和再利用是近年兴起
的一项“节能、降耗和减排”新技术，是解决上述问
题的最佳途径。该技术利用处理后的压裂返排液
再配压裂液，既回收利用了返排液中的水资源，同
时又利用返排液中的有效化学助剂，保护了环境，
降低压裂综合成本，是今后压裂液技术发展的主要
方向。
从2006 年开始，国内研究者开展了利用处理后
压裂返排液制备压裂液的基础研究，同时进行了现
场试验性探索［1-5］。近几年来，相关技术的研究及现
场应用较多［6-10］，但多数技术是主要以处理后的返
排液为配液用水，以胍胶及其改性物等作为增稠
剂、以过氧化物为破胶剂制备了可重复压裂液。其
技术不足是处理后增稠剂大分子被过硫酸盐氧化
降解而彻底失去其增黏特性，当破胶液再利用时，
增稠剂就无法“可逆”恢复至原始特性，需要重新
加入增稠剂才能制备满足压裂液黏度要求的原胶
液［11-15］，未实现压裂返排液组分完全利用，因此，现
场急需一种高效、低成本、可重复使用的水基压裂
液技术。针对上述问题，本文以疏水缔合型聚合物
BT1218 为稠化剂、十二烷基苯磺酸和三乙醇胺为黏
度促进剂、Na2CO3为酸碱调节剂等制备了一种可重
复使用的水基压裂液RFrac-H，利用RFrac-H 破胶液
配制了新的压裂液，并评价了其耐温、耐剪切性和
破胶性能。
油田化学2022 年
http：//ythx.scu.edu.cn
1 实验部分
1.1 材料与仪器
疏水缔合型聚合物增稠剂BT1218（以AM、
AMPS亲水性单体，α-十二烯EA为疏水性单体合成
的疏水缔合聚合物，其中AM、AMPS、EA单体质量
比为1.1∶1∶0.1），平均相对分子质量为710×104，西
安石油大学自制；黏度促进剂FJ-1，由十二烷基苯磺
酸、三乙醇胺和水等复配而成，有效组分含量≥
40%，密度为1.010 g/cm3；Na2CO3、KCl、过硫酸铵和
氨基磺酸，化学级，西安化学试剂厂。
HAAkE MARS60 型流变仪（D100/200 系统），
赛默飞科学仪器公司；SITE100 型悬滴界面张力仪，
德国Krüss 公司；SIGMA700 型表面张力仪，瑞士白
奥林公司；GF-100 型高速搅拌机，常州科学仪器厂；
AP-2型恒温水浴，常州科学仪器厂。
1.2 实验方法
原胶液制备：在室温下，在搅拌情况下向99.5 g
的0.5% KCl 水溶液中加入0.4 g 的增稠剂BT1218，
搅拌10 min 中后加入0.1 g 的Na2CO3，再搅拌5 min
即为RFrac-H 原胶液，采用HAAKE MARS60 流变
仪，在室温、剪切速率170 s-1下测定原胶液放置不同
时间后的黏度。
RFrac-H 压裂液制备：在室温下，在100 g 原胶
液中加入0.3 g 的FJ-1，搅拌5 min 即可形成RFrac-H
压裂液，采用HAAKE MARS60 流变仪，在室温、剪
切速率170 s-1下测定放置10 min后压裂液的黏度。
RFrac-H 压裂破胶液制备：在室温下，取一定量
RFrac-H 压裂液，加入一定量的复合破胶剂（氨基磺
酸/过硫酸铵），搅拌5 min 后，在一定温度下放置60
min即可完全破胶。
RFrac-H1 压裂液的制备：在RFrac-H 破胶液中
加入0.1% Na2CO3调节pH 值至9～10，并加入一定
量的BT1218，制备的原液即RFrac-H1原胶液，再加
入0.1%～0.3%的FJ-1，搅拌5 min 即可形成一次利
用压裂液RFrac-H1。
重复以上操作制备二次利用压裂液RFrac-H2。
参照中国石油天然气行业标准SY/T 5107—
2005《水基压裂液性能评价方法》，评价压裂液的耐
温、耐剪切性能和破胶性能。
2 结果与讨论
2.1 RFrac-H 压裂液性能的影响因素
2.1.1 增稠剂BT1218的黏度特性
质量分数分别为0.2%、0.25%、0.3%和0.35%的
BT1218 溶液的黏度随放置时间的变化见图1。由
图1 可看出，在相同溶解时间下，随BT1218 加量的
增大，溶液的黏度增大；在相同加量下，随着溶解时
间的延长，BT1218 溶液的黏度逐渐增大，静置30
min后的黏度达最大。
先采用盐酸或碳酸钠调节水溶液pH值分别为
4、6、7、8、9 和10，然后加入0.35%的BT1218，测定在
不同时间下增稠剂溶液的黏度，结果见图2。由图2
可知，BT1218 溶液的黏度受酸碱性影响较大，随溶
液pH值的增大呈现先增后降的趋势。当溶液pH值
≤9 时，BT1218 溶液的黏度随着pH值升高增大；当
溶液pH=9 时，BT1218 溶液的黏度最大；继续增大
pH 值时，BT1218 溶液的黏度下降。因此，利用
图1 BT1218 加量对BT1218溶液黏度的影响
图2 酸碱性对BT1218溶液黏度的影响
时间/min
200
160
120
80
40
0
黏度/（mPa·s）
0 10 20 30 40 50 60
0.35%
0.30%
0.25%
0.20%
210
180
150
120
90
60
30
0
黏度/（mPa·s）
时间/min
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
pH=8
pH=7
pH=6
pH=4
pH=10
pH=9
22
第39 卷第1 期
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BT1218增稠剂这一特性，可在破胶剂中引入一定量的
酸性物质来加速其快速破胶；而在破胶液再利用时，将
酸性破胶液调节至pH值为碱性，使其黏度得以恢复。
2.1.2 黏度促进剂对压裂液性能的影响
在配方为0.4% BT1218 + 0.1% Na2CO3 + 0.5%
KCl的原胶液（放置10 min）中加入一定量的黏度促
进剂FJ-1，FJ-1 加量对压裂液的黏度和悬砂能力的
影响见图3。由图3 可看出，随FJ-1 加量的增大，压
裂液的黏度先增大后减小；沉砂速率先降低后增
高，说明压裂液的悬砂能力先增强后减弱。当FJ-1
加量为0.30%时，压裂液的黏度和悬砂能力均最
佳。疏水缔合型聚合物增稠剂BT1218 与阴离子表
面活性剂FJ-1 之间协同作用对溶液黏度的影响显
著高于聚合物单剂对溶液黏度贡献，可通过调整
FJ-1加量维持BT1218溶液的黏弹性。
通过上述实验优化得到了RFrac-H 压裂液的配
方为：99.70% RFrac-H 原胶液+0.30% FJ-1，其中，
BT1218/FJ-1 的最佳质量比约为4/3，RFrac-H 原胶
液配方为0.4% BT1218+0.1% Na2CO3+0.5% KCl。
2.1.3 压裂液RFrac-H的综合性能
RFrac-H 压裂液是依据疏水缔合聚合物与表面
活性剂相互协同作用三阶段模型为理论基础［16-21］，
首先依靠疏水缔合聚合物中的疏水基与表面活性
剂分子自组装形成混合胶束，然后依靠这种胶束与
聚合物分子链中多个疏水基团形成的物理交联结
构体来改变大分子链形态及流体力学体积，使聚合
物溶液的黏度特性发生显著改变，其中疏水缔合聚
合物形成的黏度称之为溶液的“基础”黏度，聚合物
与表面活性剂协同作用形成的黏弹性流体黏度为
压裂液携砂黏度。本实验利用此原理进行压裂液
的成胶设计，压裂液的成胶机理如图4所示。
配方为0.4% BT1218 + 0.30% FJ-1 + 0.1%
Na2CO3+0.5% KCl的压裂液的耐温抗剪性的评价结
果见图5 和图6。在剪切速率170 s-1 下，当温度由
30 ℃升至120 ℃时压裂液RFrac-H 的黏度由起初的
145 mPa·s 降至近70 mPa·s；在温度100 ℃、剪切速
率170 s-1下，压裂液RFrac-H 在被连续剪切80 min
后的黏度≥50 mPa·s。由此可见，RFrac-H 压裂液
具有良好的耐温抗剪切性能。
RFrac-H 压裂液的破胶是采用氨基磺酸和过硫
酸盐作为复合破胶剂，利用聚合物溶液在弱酸环境
下黏度急剧下降这一特性（图2），通过在压裂液中
图3 黏度促进剂加量对BT1218溶液特性的影响
图4 疏水缔合聚合物与表面活性剂相互作用
图6 RFrac-H 压裂液的黏度随剪切时间的变化
图5 RFrac-H 压裂液的黏温曲线
黏度/（mPa·s）
黏度（/ mPa·s） 黏度（/ mPa·s）
FJ-1 加量/%
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2
160
140
120
100
80
60
14
12
10
8
6
4
2
0
沉砂速率/（cm·s-1）
时间/min
10 20 30 40 50 60 70 80 90
100
90
80
70
60
50
40
30
温度/℃
120
100
80
60
40
20
温度/℃
5 10 15 20 25 30 35
时间/min
200
175
150
125
100
75
50
25
0
140
120
100
80
60
40
20
0
Surfactant Hydrophobe Polymer chain
王满学，何静，韦海龙等：可重复使用的水基压裂液的制备与性能评价23
油田化学2022 年
http：//ythx.scu.edu.cn
引入酸性胶囊作为主要破胶剂使压裂液黏度大幅
度降至一定值，然后借助少量的过氧化物实现破
胶。其设计目的是在实现压裂液破胶过程中尽可
能减少过氧化物破胶剂对增稠剂分子结构的破坏，
最大限度地保持破胶液中增稠剂的结构和黏度特
性，提高破胶液中增稠剂在再利用时的使用效率。
本实验首次利用氨基磺酸和过硫酸盐作为复
合破胶剂，在100 ℃ 下对配方为0.4% BT1218 +
0.3% FJ-1+0.1% Na2CO3+0.5% KCl的压裂液进行破
胶，其中氨基磺酸加量为压裂液质量的0.1%，过硫
酸铵加量为0.005%，在100 ℃下破胶反应2 h 后完
全破胶，破胶液无残渣，黏度为2.512 mPa·s，表面张
力为24.4 mN/m，与煤油间的界面张力为0.282 mN/m，
对黏土的防膨率为81.2%，其中聚合物BT1218 的相
对分子质量由破胶前600×104～800×104 下降为
400×104～600×104，说明氨基磺酸和过硫酸盐复合
破胶剂对压裂液RFrac-H 具有良好的破胶性能。
综上所述，优化的RFrac-H 压裂液完全满足SY/
T 5107—2005对水基压裂液性能评价指标的要求。
2.2 利用破胶液制备压裂液
由于RFrac-H 压裂液体系具有聚合物和表面活
性剂型压裂液共性。为了实现压裂液破胶液再利
用，实验通过采用氨基磺酸和过硫酸铵作为复合破
胶剂。在破胶液后续利用时，可以通过调节破胶液
的酸碱性并添加一定量的增稠剂以弥补因破胶对
其黏度特性造成的损害，使新制备的原液黏度重新
达到所需值。
2.2.1 一次利用压裂液RFrac-H1
（1）增稠剂对RFrac-H 破胶液黏度影响
在室温下，在2.1.3 节制备的RFrac-H 破胶液中
依次加入0.1%的Na2CO3和一定量的增稠剂BT1218
制得一次原胶液，考察不同BT1218 加量对一次原
胶液黏度和悬砂能力的影响，结果见表1。从表1 可
看出，随着BT1218 加量的增大，一次原胶液的黏度
和悬砂能力逐渐增大。当在RFrac-H 破胶液中加入
0.1%的增稠剂RFrac-H 时所制备的一次原胶液的黏
度和悬砂能力均优于用地表水配制的含0.30%的增
稠剂原胶液性能（黏度78.9 mPa·s，沉砂速率1.255
cm/s）。这是因为用于配液的RFrac-H 破胶液中含
有部分未被降解的聚合物和黏度促进剂组分。新
制备的一次原胶液配方为：RFrac-H 破胶液+0.1%
BT1218+0.1% Na2CO3。
（2）FJ-1加量对RFrac-H 压裂液的性能影响
在一次原胶液中加入黏度促进剂FJ-1，制得一
次压裂液即RFrac-H1压裂液。在室温下，向100 g 的
RFrac-H1原胶液加入一定量的FJ-1，充分搅拌5 min
后考察FJ-1 加量对所制备的RFrac-H1压裂液的黏
度和悬砂能力的影响，结果见表2。从表2 可看出，
随着FJ-1 加量的增大，RFrac-H1压裂液的黏度先增
大后减小，悬砂能力先增强后减弱。当FJ-1 加量为
0.1%时，压裂液的黏度最高，悬砂能力最强。通过
实验优化的RFrac-H1压裂液配方为：RFrac-H 破胶
液+0.1% BT1218+0.1% Na2CO3+0.1% FJ-1。
（3）RFrac-H1压裂液性能
抗温和抗剪切性是压裂液重要的特性指标之
一。配方为RFrac-H 破胶液+0.1% Na2CO3+0.1%
BT1218 +0.1% FJ-1 的一次压裂液RFrac-H1 的抗
温和抗剪性测试结果见图7 和图8。在剪切速率
170 s-1下，当温度由室温升至120 ℃时，RFrac-H1压
裂液的黏度从起初140 mPa·s 降至73 mPa·s；
RFrac-H1压裂液在100 ℃、170 s-1下被连续剪切85
min后的黏度稳定且维持在50 mPa·s 以上。由此可
见，RFrac-H1压裂液具备优良的抗温抗剪切性且与
原压裂液RFrac-H 的性能相当。
表1 BT1218 加量对一次原胶液性能的影响
BT1218 加量/
%
0
0.05
0.10
0.15
0.20
黏度/
（mPa·s）
32.44
47.48
81.94
103.0
144.3
沉砂速率/
（cm·s-1）
9.680
5.233
1.125
0.109
0.040
表2 FJ-1 加量对RFrac-H1压裂液黏度和悬砂能力的影响
FJ-1 加量/
%
0
0.02
0.05
0.10
0.12
0.15
黏度/
（mPa·s）
81.94
92.90
109.8
125.0
120.2
118.2
沉砂速率/
（cm·s-1）
0.314
0.123
0.062
0.046
0.060
0.054
24
第39 卷第1 期
http：//ythx.scu.edu.cn
（4） RFrac-H1压裂液的破胶液性能
在100 ℃下，向RFrac-H1 压裂液中分别加入
0.1%的氨基磺酸和0.005%的过硫酸铵，恒温2 h 后
RFrac-H1压裂液彻底破胶，破胶液破胶液无残渣，黏
度为2.227 mPa·s，表面张力为24.20 mN/m，与煤油
间的界面张力为0.26 mN/m，稠化剂BT1218 的相对
分子质量为400×104～600×104。
综上可见，RFrac-H1压裂液的抗温、抗剪切性和
破胶性能均符合压裂液和返排液评价指标要求。
与RFrac-H 压裂液比较，采用RFrac-H 压裂破胶液
配制RFrac-H1压裂液的增稠剂加量降低了75%，黏
度促进剂加量降低了66.7%，且破胶液中增稠剂的
相对分子质量仅较破胶前的下降约20%。
2.2.2 二次压裂液RFrac-H2
在室温下，通过在RFrac-H1破胶液中加入0.1%
Na2CO3 和不同量的增稠剂BT1218 制得二次原胶
液，对其溶液黏度特性测试发现，配方为RFrac-H1破
胶液+0.1% BT1218+0.1% Na2CO3 的二次原胶液
（pH=8.6）的黏度为80.3 mPa·s，与用水配制的配方
为0.4% BT1218+0.1% Na2CO3+0.5% KCl 的原胶液
的黏度相当。因此，二次原胶液配方为：RFrac-H1破
胶液+0.1% BT1218+0.1% Na2CO3。
（1）FJ-1加量对RFrac-H2压裂液性能的影响
在室温下向二次原胶液中加入一定量的黏度
促进剂FJ-1，充分搅拌5 min 后，考察FJ-1 加量对所
制备的压裂液RFrac-H2的黏度和悬砂能力的影响，
结果见表3。从表3 可看出，随FJ-1 加量的增大，压
裂液RFrac-H2的黏度先增大后减小，悬砂能力先增
强后减弱呈现先增后降的趋势，当FJ-1 加量为
0.05%时，压裂液RFrac-H2的黏度最大，悬砂能力最
强。利用二次破胶液制备的压裂液RFrac-H2的配方
为：RFrac-H1 破胶液+0.1% BT1218+0.1% Na2CO3+
0.05% FJ-1。
（2）二次压裂液RFrac-H2性能
RFrac-H2压裂液的抗温和抗剪切性能测试结果
见图9 和图10。从上述压裂液的抗温曲线看出：
RFracH2压裂液在170 s-1下，实验温度由20 ℃升至
120 ℃时，压裂液的黏度＞60 mPa·s；该压裂液在
100 ℃，170 s-1连续剪切60 min 后的黏度稳定且保
持在50 mPa·s 左右；通过测试其破胶液黏度小于
图7 RFrac-H1压裂液的黏温曲线
图8 RFrac-H1压裂液的黏时曲线（100 ℃、170 s-1）
表3 FJ-1 加量对RFrac-H2原胶液性能的影响
FJ-1 加量/
%
0
0.05
0.10
0.20
黏度/
（mPa·s）
80.3
85.9
73.5
68.9
沉砂速率/
（cm·s-1）
0.023
0.011
0.035
0.147
图9 RFrac-H2压裂液的黏温曲线 黏
度
/（mPa·
s） 黏
度
/（mPa·
s）
黏度/（mPa·s）
120
100
80
60
40
20
温度/℃
0 5 10 15 20 25 30
时间/min
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
140
120
100
80
60
40
20
0
时间/min
20 40 60 80
100
90
80
70
60
50
40
30
温度/℃
120
100
80
60
40
20
温度/℃
时间/min
10 20 30
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
王满学，何静，韦海龙等：可重复使用的水基压裂液的制备与性能评价25
油田化学2022 年
http：//ythx.scu.edu.cn
2.98 mPa·s，且无残渣，破胶液的表面张力小于23.8
mN/m，与煤油间的界面张力小于0.218 mN/m。由
此表明：RFrac-H2压裂液具有良好抗温和抗剪切性
能，且BT1218 和FJ-1 加量与压裂液RFrac-H 比较减
少了75%。
3 结论
采用氨基磺酸/过硫酸盐为复合破胶剂体系对
配方为0.4% BT1218 + 0.3% FJ-1 + 0.1% Na2CO3 +
0.5% KCl 的压裂液进行破胶，既实现了压裂液的
“暂时”破胶，又最大限度地维持了破胶液中增稠剂
分子结构。
利用RFrac-H 压裂液破胶液制备的一次压裂液
RFrac-H1和二次压裂液RFrac-H2的抗温、抗剪性、破
胶液特性与压裂液RFrac-H 相当，制备压裂液时增
稠剂和黏度促进剂加量减少了70%以上，既可回收
利用了返排液中的水资源，又可降低压裂综合成本。
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图10 RFrac-H2压裂液黏时曲线（100 ℃、170 s-1）
黏度/（mPa·s）
140
120
100
80
60
40
20
0
时间/min
20 40 60 80
100
90
80
70
60
50
40
30
温度/℃
26
第39 卷第1 期
http：//ythx.scu.edu.cn
Research on the Reusable Water-based Fracturing Fluid
WANG Manxue1，HE Jing2，WEI Hailong1，ZHANG Tingting1，WEI Jun1
（1. College of Chemistry &amp;amp; Chemical Engineering，Xi’an Shiyou University，Xi’an，Shaanxi 710065，P R of China；2. Research Institute of Shaanxi
Yanchang Petroleum（Group）Ltd.，Xi’an，Shaanxi 710075，P R of China）
Abstract: In view of the current low efficiency of reuse of water-based fracturing flowback fluid，A reusable water-based fracturing
fluid RFrac-H was prepared used a hydrophobic associative polymer BT1218 as a thickener，and dodecylbenzenesulfonate and
triethanolamine as a viscosity accelerator FJ-1，Na2CO3 as pH regulator，KCl as clay anti-swelling agent，sulfamic acid and
persulfate as composite breaker，and RFrac-H gel breaker was also used to prepare new fracturing fluid，and the temperature
resistance，shear resistance and gel breaking performance of the fracturing fluid were evaluated. Experiments results showed that
when the temperature rose from 30 ℃ to 120 ℃ ，the viscosity of RFrac-H fracturing fluid，composed of 0.4% BT1218+0.1%
Na2CO3+0.5%KCl+0.30% FJ-1，was greater than 50 mPa·s at the shear rate of 170 s-1；the viscosity of the above fracturing fluid
was greater than 40 mPa·s after continuous shearing for 60 min at the temperature of 100℃ and at the shear rate of 170 s-1，and its
static settlement velocity of suspended sand was 0.0214 cm/s. After breaking，the viscosity of the breaker fluid was 2.51 mPa·s，the
surface tension was 24.4 mN/m，the interfacial tension was 0.282 mN/m，and the clay anti-swelling rate was greater than 80%. The
performance of the fracturing fluid prepared by RFrac-H breaker fully met the requirements of fracturing fluid performance
indicators，and the breaker fluid could be reused several times，which could reduce the cost of liquid preparation notably. Compared
with RFrac-H，the fracturing fluid prepared by using breaker fluid had a reduction of more than 70% in the amount of thickener and
viscosity accelerator.
Keywords: fracturing fluid；hydrophobically associating polymer；gel breaker；reuse of gel breaker；preparation
（上接第15页。continued from p.15）
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Preparation and Performance Evaluation of Polymer Microsphere as Drilling Fluid Filtrate Additive
LIU Yun1，WANG Ning2，ZHANGWenzhe3
（1. Research Center for Exploration and Development Technology，Yanchang Oilfield Company，Ltd，Yan’an，Shaanxi 716000，P R of China；
2. College of Petroleum Engineering，Xi’an Shiyou University，Xi’an，Shaanxi 710065，P R of China；3. Shaanxi Yanchang Petroleum（Group）
Company，Ltd，Xi’an，Shaanxi 710018，P R of China）
Abstract: Aiming at the failure of existing fluid loss agent in the environment of high temperature and high salinity，a polymer
microsphere was synthesized through inverse emulsion polymerization by water-soluble monomers，such as sodium p-styrene
sulfonate with benzene ring structure and sulfonic acid group，2-acrylamide-2-methylpropanesulfonic acid and acrylamide，and oil
phases，such as sorbitan fatty acid ester（Span 80），polyoxyethylene sorbitan monostearate（Tween 60）and liquid paraffin.
Infrared spectroscopy，thermogravimetric analysis，scanning electron microscope and laser particle size analyzer were used to
characterize the product. Then the swelling performance，salt resistance，aging performance，temperature resistance and plugging
performance in the core were studied. The results showed that the microspheres displayed a spherical morphology with a particle
size of 2.82—10.26 μm，and began to decompose at 270 ℃. It was found that the final expansion ratio of microspheres in deionized
water was nearly 5 times the size of the previous one after reaching the swelling equilibrium. Microspheres exhibited a good fluid
loss reduction performance in high salinity and high temperature conditions，and had good anti-aging property. A good plugging
performance was observed in core plugging experiments. The polymer microspheres aggregated in macropores，where effective
plugging was achieved.
Keywords: polymer microsphere；fluid loss agent；plugging performance；high temperature；high salinity
王满学，何静，韦海龙等：可重复使用的水基压裂液的制备与性能评价27

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