大庆外围低渗透储层是目前油田产量接替的主要开发调整对象,低渗透储层必须通过压裂改造才能投入开发。由于该类油藏储层物性差,压裂过程中,储层极易受到伤害,如何有效控制和降低压裂过程对储层和人造导流裂缝渗透率的损害,提高单井产量,是大庆外围低渗透储层压裂改造时必需要面对的严峻挑战;大庆海拉尔油田岩性复杂、储层物性条件差,压裂中经常出现低砂比时砂堵,甚至出现压不开的情况,提高施工成功率,是海拉尔油田开发必须要解决的关键问题。利用红外、核磁、激光光散射、黏度等实验手段,对新型多侧基植物胶的结构和分子量进行表征。新型多侧基植物胶的分子结构是由半乳糖和甘露糖组成,半乳糖与主链上甘露糖的比值为1:1.34,明显高于胍胶的1:1.67。新型多侧基植物胶的分子量为5×105,显著低于常规用胍胶的分子量。由于新型多侧基植物胶分子量较低,并且含有更多的侧基,其空间位阻效应增加了高分子链的刚性,阻止了溶液中植物胶因分子间氢键相互作用产生聚集,因此新型多侧基植物胶水溶性更好,水不溶物含量更低,是一种比胍胶性能更加优越的压裂液增稠剂。利用新型多侧基植物胶为增稠剂制备了新型多侧基植物胶压裂液并且和羟丙基胍胶压裂液进行了对比和分析。在相同剪切粘度和温度条件下,新型多侧基植物胶的使用浓度要比羟丙基胍胶降低近30%,残渣含量比常规羟丙基胍胶压裂液降低45%左右,降低了对储层和人造导流裂缝渗透率的损害,适合对低渗透储层进行压裂增产改造。利用小幅振荡剪切实验得到的平台模量Gp和零切粘度η0结合起来对压裂液的网络结构和性能进行评价,并且对不同交联剂类型、浓度、不同多侧基植物胶浓度以及多侧基植物胶交联液和羟丙基胍胶交联液的流变性能进行对比和分析。优化和筛选出分子尺寸以及与硼离子络合能力不同的两种有机分子,通过控制反应条件制备出复合型有机硼交联剂,利用空间位阻效应和逐级释放技术提高了硼离子稳定性和延缓释放的时间,使压裂液的成交时间达到延缓可控,提高了压裂液冻胶的耐温和耐剪切性能。采用延缓交联新型多侧基植物胶压裂液,大幅度降低了压裂液施工时的沿程管路摩阻,提高了压裂施工成功率。优化了新型多侧基植物胶压裂液的整体性能,通过引入阳离子型低分子量和多支化度的聚二甲基二烯丙基氯化铵类高分子,利用其高分子链上的正电荷把不同的粘土颗粒结合在一起,可以有效抑制粘土破碎、脱落和运移;通过将含类表面活性剂与氧化铵类表面活性剂相结合,在降低表界面张力的同时增加了接触角,从而大幅度降低了毛细管力,显著提高了压裂液的返排性能。利用新型多侧基植物胶压裂液在大庆外围油田低渗透储层油井中共应用了576口井1719个层,压裂施工成功率达97.0%,压裂后初期平均单井日产液3.19m3/d。低损害新型多侧基植物胶压裂液有效解决了低渗透储层压裂液伤害问题。利用延缓交联多侧基植物胶压裂液技术,对大庆海拉尔油田深部高含泥南屯组储层进行了压裂改造,现场试验52口井89层,储层平均深度2634.9m,施工成功率为96.6%,压后初期平均单井产液10.84 m3/d。通过现场下入井底压力计对比测试结果表明,利用延缓交联压裂液技术,压裂液的沿程摩阻下降了5.7MPa以上,由此在不改变地面压裂施工设备的条件下,有效解决压裂中经常导致低砂比时砂堵,甚至出现压不开的情况,施工成功率由原来的百分之八十左右,提高到百分之九十六以上,有效解决了深部南屯组高含泥储层压裂成功率低难题。到目前为止,新型多侧基植物胶压裂液628口井1808个层,成功率达96.96%,压裂后平均单井增油量为2.65t/d,比常规羟丙基胍胶压裂液的增产效果提高了133%,改善了压裂增产效果,满足了低渗透油田开发需要。