CN112280548A - 稠油热采水配制人工聚合物压裂液体系及其在储层改造领域的应用 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种稠油热采水配制的人工聚合物压裂液体系及其在储层改造领域的应用。按占压裂液体系的重量百分含量计，压裂液体系包括0.25～0.5％聚丙烯酰胺类聚合物，0.35～0.6％交联剂，余量为所述稠油热采水，同时使用酸性调节剂将压裂液体系的pH调至5～6。上述压裂液体系克服了稠油热采水温度高、富含表面活性剂导致聚合物易降解、基液粘度低，冻胶剪切性能差、配液泡沫频发的问题，实现了敏感性矿物储层的压裂施工作业。同时解决了酸性聚合物压裂液中次生铁离子因絮凝作用产生胶状物质对压裂车泵腔及储层的损害，减少了非施工作业时间，提高了工作效率。同时各组分的用量限定在上述范围内有利于提高压裂液的压裂效果。

Description

稠油热采水配制人工聚合物压裂液体系及其在储层改造领域 的应用

技术领域

本发明涉及油气田开发领域，具体而言，涉及一种稠油热采水配制的人工聚合物压裂液体系及其在储层改造领域的应用。

背景技术

稠油热采水是指稠油开发过程中，热蒸汽注入到地层加热稠油后，随稠油一同被采出，再经油水分离后得到的工业废水。随着稠油热采技术的不断推广应用，稠油热采水的处理为油田开发带来了巨大的经济和环境压力。开展稠油热采水配制压裂液技术研究，在解决压裂用水问题的同时，有效缓解稠油热采水处理中带来的经济和环保压力。

新疆油田乌-夏二叠系风城组及夏子街组储层存在含云或云质岩，与常规胍胶压裂液存在配伍性差，压后破胶不彻底的现象，需要采用与该类储层相适用的压裂液体系。人工聚合物压裂液体系具有低残渣、易返排、对地层伤害小的特点，且与含云或云质岩配伍性较好，为新疆油田乌-夏二叠系风城组及夏子街组储层改造开辟了新的途径。采用稠油热采水配制人工聚合物压裂液，有利于实现油田的效益化开发。但稠油热采水连续混配人工聚合物压裂液时，由于稠油热采水温度高(60℃～80℃)，富含表面活性剂、矿化度高且存在无机盐、有机物和细菌等多种成分，易导致配制聚合物压裂液存在溶胀时间久、基液粘度低、高温易降解、交联状态差，剪切性能无法满足压裂施工要求，且在连续混配过程中次生铁离子絮凝作用产生胶状物质对压裂车泵腔造成损害，增加了非施工作业时间的问题。因此需要开展稠油热采水连续混配人工聚合物压裂液，在解决压裂用淡水资源短缺与工业废水处理困难等问题的前提下，实现敏感性矿物储层的压裂施工，同时采用连续混配工艺可降低配液成本，减少聚合物压裂液残液、余液对环境的破坏。

现有文献提供了一种使用原油采出污水配制的缔合聚合物压裂液，该压裂液体系使用缔合聚合物作为稠化剂，不使用交联剂，通过缔合聚合物和两性表面活性剂之间的协同增效作用形成结构粘度。具有耐温、耐盐、抗剪切性能良好的特性。

该技术主要针对油田原油采出水，与原油采出污水相比，稠油热采水具有水温高(60℃～80℃)、富含表面活性剂的特点。在配液过程中一方面由于聚合物稠化剂在高温水质中易降解导致基液粘度低，冻胶剪切性能差，另一方面由于表面活性剂的存在，使配液过程中泡沫频发，影响配液效率和质量。该文献中公开的缔合聚合物压裂液，无法克服稠油热采水高温和表面活性剂的影响；同时文献中采用站点式配液模式，未实现聚合物压裂液的现场连续混配工艺，增加了聚合物压裂液残液、余液对环境的影响。

另一篇文献提供了一种适用污水配制的粘弹性聚合物清洁压裂液，该压裂液体系主要由稠化剂、交联剂、黏土稳定剂、助排剂、破胶剂及污水组成，其中采用阴离子水溶性聚合物作为稠化剂，分子量为200～400万，且配制的压裂液自身以及可逆交联后的稀溶液属于强结构流体，可在溶液中形成可逆的空间网络结构。该技术主要采用大庆地表水、压裂液返排处理液、联合站回注水进行粘弹性聚合物清洁压裂液的配制，但该体系仍然无法克服稠油热采水高温及富含表面活性剂的问题，同时体系在盐水中5～10min起粘，在污水中10～30min起粘，无法满足稠油热采水连续混配人工聚合物压裂液的施工要求。

为了解决上述问题，有必要开发一种适用于连续混配的稠油热采水配制聚合物压裂液体系。

发明内容

本发明的主要目的在于提供一种稠油热采水配制的人工聚合物压裂液体系及其在储层改造领域的应用，以解决稠油热采水配制聚合物压裂液时存在压裂液体系性能较差的问题。

为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种稠油热采水配制的人工聚合物压裂液体系，按占压裂液体系的重量百分含量计，该压裂液体系包括0.25～0.5％聚丙烯酰胺类聚合物，0.35～0.6％交联剂，余量为稠油热采水，同时使用调节剂将人工聚合物压裂液体系的pH调至5～6。

进一步地，交联剂选自有机锆交联剂和/或有机铝交联剂。

进一步地，调节剂为酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂混合而成。

进一步地，酸为盐酸、醋酸和乙二酸组成的组中的一种或多种；优选地，铁离子稳定剂为乙二胺四乙酸二钠和/或柠檬酸；优选地，缓蚀剂为聚乙烯类缓蚀剂、膦酸聚合物类缓蚀剂和膦酸盐聚合物类缓蚀剂组成的组中的一种或多种；优选地，酸、缓蚀剂及铁离子稳定剂在调节剂中的比例为(1～10):(2～6):(0～0.5)。

进一步地，压裂液体系还包括防膨剂、消泡剂、破乳剂、助排剂和破胶剂组成的组中的一种或多种；优选地，按占压裂液体系的重量百分含量计，压裂液体系还包括0～0.5％防膨剂、0.01～0.05％消泡剂、0～0.5％破乳剂、0～0.3％助排剂和0.08～0.5％破胶剂。

进一步地，防膨剂选自无机防膨剂和/或有机防膨剂；优选为小阳离子盐粘土防膨剂。

进一步地，消泡剂为有机硅消泡剂和/或聚醚类消泡剂。

进一步地，破乳剂选自聚氧乙烯聚氧丙烯聚醚、油酸聚氧乙烯酯和聚合羧酸盐组成的组中的一种或多种。

进一步地，助排剂选自氟碳表面活性剂、烃类表面活性剂、复合离子单体与盐类助排剂、有机硅助排剂组成的组中的一种或多种；优选地，助排剂为氟碳表面活性剂与烃类表面活性剂的混合物。

进一步地，破胶剂选自过硫酸钠和/或过硫酸铵。

本申请另一方面还提供了一种上述稠油热采水配制的人工聚合物压裂液体系在储层改造领域的应用。

应用本发明的技术方案，本申请提供了一种采用稠油热采水配制的人工聚合物压裂液体系，其克服了稠油热采水温度高(60～80℃)、富含表面活性剂导致聚合物易降解、基液粘度低，冻胶剪切性能差、配液泡沫频发的问题，在解决压裂用淡水资源短缺与工业废水处理困难等问题的前提下，实现了敏感性矿物储层的压裂施工作业。同时解决了聚合物压裂液中次生铁离子因絮凝作用产生胶状物质对压裂车泵腔及储层的损害，减少了非施工作业时间，提高了工作效率。同时稠油热采水、聚丙烯酰胺类聚合物和交联剂及调节剂的用量限定在上述范围内有利于提高压裂液的压裂效果。

附图说明

构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：

图1示出了本发明的一种优选的压裂液体系的静态的时间-粘度曲线图；

图2示出了本发明的一种优选的压裂液体系的剪切状态下的时间-粘度曲线图；

图3示出了本发明的另一种优选的压裂液体系的剪切状态下的时间-粘度曲线图；

图4示出了本发明的实施例1所示的稠油热采水配制的人工聚合物压裂液现场施工曲线；

图5示出了本发明的实施例2所示的稠油热采水配制的人工聚合物压裂液现场施工曲线。

具体实施方式

需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将结合实施例来详细说明本发明。

正如背景技术所描述的，现有的稠油热采水配制聚合物压裂液体系具有溶胀性能差，耐温耐剪切性能差等问题。为了解决上述技术问题，本申请提供了一种稠油热采水配制的人工聚合物压裂液体系，按占压裂液体系的重量百分含量计，该压裂液体系包括0.25～0.5％聚丙烯酰胺类聚合物，0.35～0.6％交联剂，余量为稠油热采水，同时使用调节剂将人工聚合物压裂液体系的pH调至5～6。

本申请提供了一种采用稠油热采水配制的人工聚合物压裂液体系，其克服了稠油热采水温度高(60～80℃)、富含表面活性剂导致聚合物易降解、基液粘度低，冻胶剪切性能差、配液泡沫频发的问题，在解决压裂用淡水资源短缺与工业废水处理困难等问题的前提下，实现了敏感性矿物储层的压裂施工作业。同时解决了聚合物压裂液中次生铁离子因絮凝作用产生胶状物质对压裂车泵腔及储层的损害，减少了非施工作业时间，提高了工作效率。同时稠油热采水、聚丙烯酰胺类聚合物和交联剂及调节剂的用量限定在上述范围内有利于提高压裂液的压裂效果。

上述人工聚合物压裂液体系主要适用于敏感性矿物储层。

上述压裂液体系中，交联剂可以选用本领域常用的种类。在一种优选的实施例中，交联剂包括但不限于有机锆交联剂和/或有机铝交联剂。采用上述两种交联剂有利于提高压裂液冻胶的耐剪切性。更优选为有机锆交联剂。

上述压裂液体系中调节剂发挥调节pH的作用，且不与储层发生反应。在一种优选的实施例中，上述调节剂为酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂混合而成；优选地，酸为盐酸、醋酸和乙二酸组成的组中的一种或多种；采用上述几种酸有利于更好地调节压裂液中各组分的pH，从而有利于进一步提高压裂液体系的稳定性。优选地，铁离子稳定剂为乙二胺四乙酸二钠和/或柠檬酸；采用上述几种铁离子稳定剂解决了聚合物压裂液体系中次生铁离子絮凝作用产生胶状物质对压裂车泵腔的损害，减少了非施工作业时间，提高了工作效率。

优选地，缓蚀剂为聚乙烯类缓蚀剂、膦酸聚合物类缓蚀剂和膦酸盐聚合物类缓蚀剂组成的组中的一种或多种。相比于其它缓蚀剂，采用上述几种缓蚀剂有利于进一步提高上述压裂液体系的缓释效果。为了进一步提高压裂液体系的性能，优选地，酸、缓蚀剂及铁离子稳定剂在调节剂中的重量比为(1～10):(2～6):(0～0.5)，更优选地，酸、缓蚀剂及铁离子稳定剂在调节剂中的重量比可以为5:5:0.5或1.2:5:0.5。

为了进一步提高压裂液体系的综合性能，以适应不同储层压裂改造需求，还可以在压裂液体系中加入一些辅助性的成分，优选地，压裂液体系还包括防膨剂、消泡剂、破乳剂、助排剂和破胶剂组成的组中的一种或多种。

为了进一步平衡各组分的效果并更充分发挥各组分之间的协同作用，在一种优选的实施例中，按占压裂液体系的重量百分含量计，压裂液体系还包括0～0.5％防膨剂、0.01～0.05％消泡剂、0～0.5％破乳剂、0～0.3％助排剂和0.08～0.5％破胶剂。

在一种优选的实施例中，防膨剂包括但不限于无机防膨剂和/或有机防膨剂。膨胀剂加入后能够吸附在粘土表面，抑制储层中粘土矿物水化膨胀和分散运移的作用。优选地，防膨剂为小阳离子盐粘土防膨剂。

在一种优选的实施例中，消泡剂为有机硅消泡剂和/或聚醚类消泡剂。相比于现有的其他消泡剂，采用上述几种消泡剂有利于降低压裂液配制过程中的起泡率，进而提高压裂液的稳定性。

在一种优选的实施例中，破乳剂包括但不限于聚氧乙烯聚氧丙烯聚醚、油酸聚氧乙烯酯和聚合羧酸盐组成的组中的一种或多种。相比于现有的其他破乳剂，采用上述几种破乳剂有利于进一步防止原油乳化。

在一种优选的实施例中，助排剂包括但不限于氟碳表面活性剂与烃类表面活性剂复配、氟碳表面活性剂、复合离子单体与盐类助排剂、有机硅助排剂组成的组中的一种或多种。采用上述几种助排剂有利于进一步提高压裂液破胶液的返排率。为了进一步提高助排效果，优选地，助排剂为氟碳表面活性剂与烃类表面活性剂的混合物。

在一种优选的实施例中，破胶剂包括但不限于过硫酸钠和/或过硫酸铵。

本申请另一方面还提供了一种优选的稠油热采水连续混配压裂液的施工工艺，该施工工艺包括：

将可选的防膨剂、可选的消泡剂与连续混配车连接，通过液添泵将可选的防膨剂与可选的消泡剂按一定比例与聚合物稠化剂稠油热采水一同注入连续混配车中，配制成人工聚合物压裂液基液，并泵送至缓冲罐；

将交联液、调节剂和可选的液体添加剂连接在混砂车，混砂车液添泵按照一定比例将缓冲罐中压裂液基液、调节剂、交联液、可选的液体添加剂吸入混砂车内混合均匀，并通过干添泵加入可选的破胶剂，形成具有携砂能力的冻胶压裂液，随后通过压裂车增压泵送至井口。

上述防膨剂为20～40％小阳离子盐，防膨剂接入连续混配车出口处。

消泡剂为10％有机硅油类消泡剂，消泡剂接入连续混配车入口处。

连续混配车吸入稠油热采水排量与防膨剂、消泡剂之间的重量比为100:(0.5～1):(0.1～0.5)。

调节剂配方主要由1～10％酸，2～6％缓蚀剂，0～0.5％铁离子稳定剂组成，调节剂接入混砂车入口处。

液体添加剂主要由0～30％助排剂和0～50％破乳剂组成，液体添加剂接入混砂车出口处。

交联液包括35～60％交联剂，其余为水，交联液接入混砂车出口处。

混砂车吸入压裂液基液排量与调节剂、液体添加剂、交联液之间的注入比例(重量比)为100:(0.6～1.8)：(0～1):(1～1.5)。

破胶剂通过干添泵加入，加入比例为0.08～0.5％。

本申请又一方面还提供了一种上述稠油热采水配制的人工聚合物压裂液体系在储层改造领域的应用。

由于上述压裂液体系克服了稠油热采水温度高(60～80℃)、富含表面活性剂导致聚合物易降解、基液粘度低，冻胶剪切性能差、配液泡沫频发的问题，在解决压裂用淡水资源短缺与工业废水处理困难等问题的前提下，实现了敏感性矿物储层的压裂施工作业。同时解决了聚合物压裂液中次生铁离子因絮凝作用产生胶状物质对压裂车泵腔及储层的损害，减少了非施工作业时间，提高了工作效率。同时稠油热采水、聚丙烯酰胺类聚合物和交联剂及调节剂的用量限定在上述范围内有利于提高压裂液的压裂效果。因而将上述压裂液体系应用于储层改造领域能够获得优异的改造效果。

以下结合具体实施例对本申请作进一步详细描述，这些实施例不能理解为限制本申请所要求保护的范围。

(1)溶胀性和抗温性测试

采用60℃稠油热采水，配制人工聚合物压裂液，并测试其粘度和溶胀性能：

配方一：100重量份计，压裂液体系组成为热采水，0.3重量份稠化剂，0.2重量份防膨剂，0.1重量份破乳剂及0.3重量份助排剂，pH调至5～6；

配方二：100重量份计，压裂液体系组成为热采水，0.35重量份稠化剂，0.2重量份防膨剂，0.1重量份破乳剂，0.3重量份助排剂pH调至5～6；

配方三：100重量份计，压裂液体系组成为热采水，0.40重量份稠化剂，0.2重量份防膨剂，0.1重量份破乳剂，0.3重量份助排剂pH调至5～6；

配方四：100重量份计，压裂液体系组成为热采水，0.45重量份稠化剂，0.2重量份防膨剂，0.1重量份破乳剂，0.3重量份助排剂pH调至5～6；

配方五：100重量份计，压裂液体系组成为热采水，0.5重量份稠化剂，0.2重量份防膨剂，0.1重量份破乳剂，0.3重量份助排剂pH调至5～6；

其中，稠化剂为人工聚合物稠化剂，四川光亚公司；防膨剂为小阳离子有机盐，克拉玛依市红都公司；破乳剂为聚氧乙烯聚氧丙烯聚醚，克拉玛依紫光公司；助排剂为烃类表面活性剂，克拉玛依三达公司；有机硅油类消泡剂，四川光亚公司。

上述压裂液粘浓关系测试结果见表1，抗温性能见图1。

表1

由表1中数据可知，上述压裂液在3min内溶胀率超过95％，且1h粘度保持率较高。由图1所示的粘度曲线可知，上述压裂液体系的粘度在一定时间后均能后达到一个恒定值，因而该压裂液体系具有较好的抗温性能。

(2)耐温和耐剪切性能测试。

以100重量份计，聚合物压裂液基液包括稠油热采水(60℃)，0.45重量份稠化剂，0.2重量份防膨剂，0.1重量份破乳剂，0.3重量份助排剂，0.01重量份消泡剂；

交联液包括42重量份有机锆交联剂，其余为水；调节剂包括5重量份工业盐酸，5重量份缓蚀剂，0.5重量份铁离子稳定剂；

其中，稠化剂为人工聚合物稠化剂，四川光亚；防膨剂为小阳离子有机盐，克拉玛依市红都公司；所述破乳剂为聚氧乙烯聚氧丙烯聚醚，克拉玛依紫光公司；助排剂为烃类表面活性剂，克拉玛依三达公司；消泡剂为有机硅油类消泡剂，四川光亚公司；交联剂为有机锆交联剂，四川光亚；工业盐酸15％工业盐酸，克拉玛依中太化学有限责任公司；缓蚀剂为聚乙烯类缓蚀剂，克拉玛依中太化学有限责任公司；铁离子稳定剂为柠檬酸，克拉玛依中太化学有限责任公司。

人工聚合物冻胶液1的配制：

将基液、交联剂和调节剂按照100:1:1的重量比均匀混合，形成人工聚合物冻胶液1(pH调至5～6)，使用高温流变仪分别在60℃、90℃条件下，以170s^-1的速度持续剪切60min，进行耐温耐剪切性能测试，测试曲线见图2。

从图2可以看出，90℃时压裂液粘度始终保持在110mPa·s以上，表明该压裂液体系具有良好的耐温、耐剪切性能。

人工聚合物冻胶液2的配制：

与人工聚合物冻胶液1的区别为压裂液体系中不包含防膨液、消泡剂、助排剂和破乳剂。

使用高温流变仪分别在60℃条件下，以170s^-1的速度持续剪切60min，进行耐温耐剪切性能测试，测试曲线见图3。

从图3中可以看出，不加添加剂后压裂液的耐温耐剪切性能有所提高，其剪切终值为146mPa·s。

人工聚合物冻胶液3的配制：

与人工聚合物冻胶液1的区别为采用的交联剂为有机铝交联剂，在60℃条件下剪切60min后，剪切终值为89mPa·s。

(3)现场实验

实施例中使用的化学药品的厂家及型号依次为：

稠化剂为人工聚合物稠化剂，四川光亚；防膨剂为小阳离子有机盐，克拉玛依市红都公司；所述破乳剂为聚氧乙烯聚氧丙烯聚醚，克拉玛依紫光公司；助排剂为烃类表面活性剂，克拉玛依三达公司；消泡剂为有机硅油类消泡剂，四川光亚公司；交联剂为有机锆交联剂，四川光亚；工业盐酸15％工业盐酸，克拉玛依中太化学有限责任公司；缓蚀剂为聚乙烯类缓蚀剂，克拉玛依中太化学有限责任公司；铁离子稳定剂为柠檬酸，克拉玛依中太化学有限责任公司。

实施例1

利用稠油净化水连续混配人工聚合物压裂液在新疆油田X水平井实施压裂作业，X井垂深2250.96m，水平段长度：752.0m，地层温度62℃，采用连续油管带底封拖动水力喷砂射孔环空加砂压裂工艺施工23层，累计使用稠油热采水配制人工聚合物压裂液10514m³。现场施工用压裂液配方为：以100重量份计，压裂液体系组成为0.42重量份聚合物稠化剂，0.5重量份防膨液(40％小阳离子盐，其余为水)，0.2重量份消泡液(10％有机硅油类消泡剂，其余为水)，1.2重量份调节剂(5％工业盐酸，5％缓蚀剂，0.5％铁离子稳定剂组成，其余为水)，0.3重量份助排剂，0.1质量份破乳剂，液体添加剂(60％助排剂，20％破乳剂，其余为水)及1.0重量份交联液(42％交联剂，其余为水)及热采水。现场施工用聚合物稠化剂浓度为0.3～0.45％，压裂体系pH调至5～6。

具体的配制过程如下：以占防膨液的重量百分含量计，防膨液包括40％小阳离子盐，其余为水，防膨剂接入连续混配车出口处；以占消泡剂的重量百分含量计，消泡液包括10％有机硅油类消泡剂，其余为水，消泡液接入连续混配车入口处；连续混配车吸入稠油热采水排量与防膨液、消泡液之间比例为100:0.5:0.2；以占调节剂的重量百分含量计，调节剂包括5％工业盐酸，5％缓蚀剂，0.5％铁离子稳定剂组成，其余为水，调节剂液体接入混砂车入口处；以占液体添加剂的重量百分含量计，液体添加剂包括60％助排剂，20％破乳剂，其余为水，液体添加剂接入混砂车出口处；以占交联剂的重量百分含量计，交联液包括42％交联剂，其余为水，交联液接入混砂车出口处。混砂车吸入基液排量与调节剂液体、液体添加剂、交联液之间的注入比例为100:1.2：1:1。破胶剂通过干添泵加入，加入比例为0.2％。

单层压裂施工注入排量3.5～4m³/min，最高砂比320kg/m³，施工压力如图4所示，施工过程中压力平稳，加砂顺利，表明采用稠油热采水连续混配的人工聚合物压裂液性能优良，能够满足现场压裂施工要求。

实施例2

与实施例1的不同之处在于：调节剂液体包括3％醋酸，2％缓蚀剂，其余为水。

利用上述稠油热采水连续混配的人工聚合物压裂液在新疆油田采用连续油管带底封拖动环空加砂实施水平井36层，单层压裂施工注入排量3～3.5m³/min，施工过程中压力平稳，加砂顺利，施工压力如图5所示。

对比例1

与实施例1的不同之处在于：以100重量份计，压裂液体系组成为0.5重量份聚合物稠化剂，0.8重量份交联剂、2.0重量份调节剂(5％工业盐酸，5％缓蚀剂，0.5％铁离子稳定剂组成，其余为水)、0.3重量份防膨剂、0.08重量份消泡剂、0.5重量份助排剂，0.1重量份破乳剂及热采水。

由于调节剂中酸过量，导致压裂液无法交联。

对比例2

与实施例1的不同之处在于：压裂液体系的pH为7～8。在碱性条件下液体无法成胶。

从以上的描述中，可以看出，本发明上述的实施例实现了如下技术效果：采用稠油热采水配制的人工聚合物压裂液体系对油气田进行改造时，不仅能够实现敏感性矿物层的压裂施工作业工，减少非施工作业时间，还能够提高压裂液的压裂效果。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (11)

1.一种稠油热采水配制的人工聚合物压裂液体系，其特征在于，按占所述压裂液体系的重量百分含量计，所述压裂液体系包括0.25～0.5％聚丙烯酰胺类聚合物，0.35～0.6％交联剂，余量为所述稠油热采水，同时使用酸性调节剂将所述人工聚合物压裂液体系的pH调至5～6。

2.根据权利要求1所述的压裂液体系，其特征在于，所述交联剂选自有机锆交联剂和/或有机铝交联剂。

3.根据权利要求1或2所述的压裂液体系，其特征在于，所述调节剂为酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂混合而成。

4.根据权利要求3所述的压裂液体系，其特征在于，所述酸为盐酸、醋酸和乙二酸组成的组中的一种或多种；

优选地，所述铁离子稳定剂为乙二胺四乙酸二钠和/或柠檬酸；

优选地，所述缓蚀剂为聚乙烯类缓蚀剂、膦酸聚合物类缓蚀剂和膦酸盐聚合物类缓蚀剂组成的组中的一种或多种；

优选地，所述酸、缓蚀剂及铁离子稳定剂在调节剂中的比例为(1～10):(2～6):

(0～0.5)。

5.根据权利要求1至4中任一项所述的压裂液体系，其特征在于，所述压裂液体系还包括防膨剂、消泡剂、破乳剂、助排剂和破胶剂组成的组中的一种或多种；

优选地，按占压裂液体系的重量百分含量计，所述压裂液体系还包括0～0.5％所述防膨剂、0.01～0.05％所述消泡剂、0～0.5％所述破乳剂、0～0.3％所述助排剂和0.08～0.5％所述破胶剂。

6.根据权利要求5所述的压裂液体系，其特征在于，所述防膨剂选自无机防膨剂和/或有机防膨剂，优选为小阳离子盐粘土防膨剂。

7.根据权利要求5所述的压裂液体系，其特征在于，所述消泡剂为有机硅消泡剂和/或聚醚类消泡剂。

8.根据权利要求5所述的压裂液体系，其特征在于，所述破乳剂选自聚氧乙烯聚氧丙烯聚醚、油酸聚氧乙烯酯和聚合羧酸盐组成的组中的一种或多种。

9.根据权利要求5所述的压裂液体系，其特征在于，所述助排剂选自氟碳表面活性剂、烃类表面活性剂、复合离子单体与盐类助排剂、有机硅助排剂组成的组中的一种或多种；优选地，所述助排剂为氟碳表面活性剂与烃类表面活性剂的混合物。

10.根据权利要求5所述的压裂液体系，其特征在于，所述破胶剂选自过硫酸钠和/或过硫酸铵。

11.一种权利要求1至10中任一项所述的稠油热采水配制的人工聚合物压裂液体系在储层改造领域的应用。

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