NB/T 11280—2023 页岩油储层压裂液体系、压裂施工及 效果评价技术规范 Technical specification for fracturing fluid system ，fracturing treatment and post-fracturing effective evaluation of shale oil reservoirICS 75.020 CCS E 14 2023 05 26发布 2023 11 26实施 I NB/T 11280 —2023目 次 前言…………………………………………………………………………………………………………… Ⅱ 1 范围 ……………………………………………………………………………………………………… 1 2 规范性引用文件 ………………………………………………………………………………………… 1 3 术语和定义 ……………………………………………………………………………………………… 1 4 压裂液体系及技术指标 ………………………………………………………………………………… 1 4.1 种类及组成 ………………………………………………………………………………………… 1 4.2 室内制备 …………………………………………………………………………………………… 2 4.3 技术指标 …………………………………………………………………………………………… 2 4.4 评价方法 …………………………………………………………………………………………… 4 5 压裂施工 ………………………………………………………………………………………………… 5 5.1 施工前准备 ………………………………………………………………………………………… 5 5.2 施工要求 …………………………………………………………………………………………… 6 6 压裂施工效果评价 ……………………………………………………………………………………… 7 6.1 压后产量评价 ……………………………………………………………………………………… 7 6.2 压裂裂缝评价 ……………………………………………………………………………………… 8 6.3 综合评价 …………………………………………………………………………………………… 8 7 质量、健康、安全及环境控制要求 …………………………………………………………………… 8 参考文献 ……………………………………………………………………………………………………… 9II NB/T 11280 —2023前 言 本文件按照 GB/T 1.1—2020 《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的 规定起草。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由能源行业页岩油标准化技术委员会（ NEA/TC 39 ）提出并归口。 本文件起草单位： 大庆油田有限责任公司、中石化石油工程技术研究院有限公司、中国石油天然 气股份有限公司勘探开发研究院、中国石油集团工程技术研究院有限公司、东北石油大学、中国石油 天然气股份有限公司长庆油田分公司、中国石油集团川庆钻探工程有限公司、中国石油天然气股份有 限公司新疆油田分公司、中国石油大学（北京） 。 本文件主要起草人： 王小军、王宝峰、管保山、吕宁、蔡萌、付晓飞、魏娟明、刘向斌、唐鹏 飞、张海龙、高燕、刘建坤、徐 徳奎、李阳、李琳、兰建平、黄伟、梁利、代晓东、刘鹏、侯堡怀、 邓大伟、尚立涛、王勇、李伟、于新龙、张野、杨乾隆、丁坤、王春生、马新仿。 1 NB/T 11280 —2023页岩油储层压裂液体系、压裂施工及效果评价技术规范 1 范围 本文件规定了页岩油储层水力压裂用压裂液体系及其技术指标、压裂施工要求及施工效果评价。 本文件适用于页岩油储层水力压裂用压裂液性能评价、水平井桥塞分段压裂施工及施工效果 评价。 2 规范性引用文件 下列文件的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文 件，仅该日期对应的版本适用于本文件； 不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适 用于本文件。 NB/T 14002.4 页岩气 储层改造 第4部分 ： 水平井泵送桥塞 —射孔联作技术推荐作法 NB/T 14003.1—2015 页岩气 压裂液 第1部分 ： 滑溜水性能指标及评价方法 SY/T 5289—2016 油、气、水井压裂设计与施工及效果评估方法 SY/T 6277 硫化氢环境人身防护规范 SY/T 6610 硫化氢环境井下作业场所作业安全规范 SY/T 7627—2021 水基压裂液技术要求 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 变黏滑溜水压裂液 variable viscosity slickwater fracturing fluid 以聚丙烯酰胺类聚合物稠化剂为主剂、水为溶剂，根据施工要求，可通过调节浓度而形成不同黏 度的液体，具有必要的有效黏度和一定黏弹性的压裂液体系。 注：根据需要可以添加黏土稳定剂、助排剂、破乳剂、破胶剂等助剂。 4 压裂液体系及技术指标 4.1 种类及组成 4.1.1 本文件中的压裂液体系包括滑溜水压裂液、聚合物压裂液和变黏滑溜水压裂液三类。 4.1.2 滑溜水压裂液是以降阻剂为主剂、水为溶剂，根据需要添加黏土稳定剂、助排剂、破乳剂等助 剂的可调节黏度的压裂液。 4.1.3 聚合物压裂液是以聚合物为稠化剂、水为溶剂，根据需要添加黏土稳定剂、助排剂、破乳剂、 破胶剂等助剂形成基液，以交联剂形成的体型网络结构的压裂液。 4.1.4 变黏滑溜水压裂液是以稠化剂为主剂、水为溶剂，根据需要添加黏土稳定剂、助排剂、破乳2 NB/T 11280 —2023剂、破胶剂等其中一种或多种助剂组成的可调节黏度的压裂液。 4.2 室内制备 4.2.1 滑溜水压裂液及变黏滑溜水压裂液的制备 4.2.1.1 量取配制滑溜水量的试验用水，倒入带搅拌器的容器中。 4.2.1.2 按设计配方称取或量取所需添加剂的量，备用。 4.2.1.3 调节搅拌器转速在 500r/min ～1000r/min 内，搅拌至液体形成的漩涡可以见到搅拌器桨叶中 轴顶端为止。 4.2.1.4 在连续搅拌条件下按比例缓慢而均匀地加入已计量的降阻剂，避免形成鱼眼，调整转速并搅 拌液体处于漩涡状态，搅拌 2min～3min使其完全溶解。 4.2.1.5 按设计配方顺序依次加入已计量的其他添加剂，并连续搅拌使其混合均匀。 4.2.1.6 加完全部添加剂后连续搅拌 2min，形成均匀溶液，停止搅拌。 4.2.1.7 将已配好的滑溜水压裂液倒入容器中加盖密闭， 室温下静置，使 基液黏度趋于稳定。 4.2.2 聚合物压裂液制备（包括基液制备和交联液制备） 4.2.2.1 基液制备： 按 4.2.1操作步骤制备聚合物压裂液基液，将 4.2.1.4中的降阻剂替换成聚合物稠 化剂。 4.2.2.2 交联液制备 ： a）按设计配方要求，根据交联比稀释为所需浓度的交联液 ； b）取一定量的基液（一般为 100mL） ，按比例加入交联剂，搅拌使其成胶，胶体可用玻璃棒挑 挂，通过目测及经验判断冻胶的透明度、韧性、弹性、强度等，成胶时间可通过交联剂加量 进行调节，在一定时间内可控。 4.3 技术指标 4.3.1 页岩油储层压裂用滑溜水压裂液体系技术指标应符合表 1的规定。 表1 滑溜水压裂液体系技术指标 序号 项目 技术指标 1 外观 透明或乳白色均匀液体 2 降阻剂溶解时间， s ≤30 3 运动黏度， mm2/s ≤5.0 4 表面张力， mN/m ≤30.0 5 界面张力， mN/m ≤2.0 6 防膨率， % ≥70 7 破乳率， % ≥90 8 降阻率， % ≥75 9降阻率（总矿化度 20000mg/L ），% ≥70 10 配伍性 静置 4h，无悬浮物、絮凝物、沉淀物、浑浊、分层等现象3 NB/T 11280 —20234.3.2 页岩油储层压裂用聚合物 压裂液体系技术指标应符合表 2的规定。 表2 聚合物压裂液体系技术指标 序号 项目 指标 1 稠化剂溶解时间， min ≤3 2 基液表观黏度， mPa · s20℃≤t＜60℃ ≥20 60℃≤t＜120℃ ≥50 120℃≤t＜180℃ ≥80 3 增黏速率， % ≥70 4 耐温耐剪切能力， mPa · s ≥30 5 破胶液性能破胶时间， min ≤720 运动黏度， mm2/s ≤5 表面张力， mN/m ≤30 界面张力， mN/m ≤2 6 防膨率， % ≥70 7 破乳率， % ≥90 8 黏度保持率 c（总矿化度 20000mg/L ），% ≥80 9 配伍性静置 4h，无悬浮物、絮凝物、沉淀物、 浑浊、分层等现象 4.3.3 页岩油储层压裂用变黏滑溜水 压裂液体系技术指标应符合表 3的规定。 表3 变黏滑溜水压裂液体系技术指标 序号 项目 低黏压裂液 中黏压裂液 高黏压裂液 1 外观 均匀液体，无分层 2 运动黏度， mm2/s ≤10 — — 3 表观黏度， mPa · s — 10～20 ≥20 4 降阻剂溶解时间， s 60 60 90 5破胶性能破胶时间， min ≤720 破胶液运动黏度， mm2/s ≤5 6 pH值 6.5～8.5 7 表面张力， mN/m ≤30.0 8 界面张力， mN/m ≤2.0 9 防膨率， % ≥70 10 破乳率