CN107474816B

CN107474816B - 可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液及其配制方法

Info

Publication number: CN107474816B
Application number: CN201710379182.1A
Authority: CN
Inventors: 刘通义; 陈光杰; 谭坤; 林波; 魏俊; 戴秀兰
Original assignee: Chengdu Baichun Petroleum Technology Co ltd; Southwest Petroleum University
Current assignee: Chengdu Baichun Petroleum Technology Co ltd; Southwest Petroleum University
Priority date: 2017-05-25
Filing date: 2017-05-25
Publication date: 2020-11-10
Anticipated expiration: 2037-05-25
Also published as: CN107474816A

Abstract

本发明公开了一种可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液及其配制方法，其组分及含量如下：稠化剂0.4～0.8wt％；辅助增效剂0.3～0.6wt％；活化剂0.2～0.4wt％；金属离子稳定剂0.2～0.4wt％；温度稳定剂0.3～0.4wt％；其余组分为海水。本发明具有以下有益效果：该压裂液体系使用水溶性多元共聚物作为稠化剂，在高矿化度海水中能够快速溶胀，并通过与辅助增效剂之间的协同作用(非交联作用)而形成具有强大空间结构的低粘度高弹性流体，表观黏度大于20mPa·s就具有良好的携砂能力，配制的压裂液不受细菌侵蚀，具有耐盐、耐温抗剪切性能好、低伤害、清洁无残渣等特征，并且可采用海水进行批配和连续混配，能够显著降低海上压裂施工成本，提高压裂施工效率和储层增产效果。

Description

可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液及其配制方法

技术领域

本发明涉及油气藏增产技术领域，具体涉及一种可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液及其配制方法。

背景技术

随着优质油气储量的开发，可采、易采储量的不断减少，油气开发的重点逐步从高渗向低渗、从陆地向海洋转移，适合海洋油气开采的压裂工艺技术已成国内外学者研究的热点之一。海水中的Na⁺、K⁺、Ca²⁺、Mg²⁺等离子含量很高，而目前在压裂施工中使用的压裂液对离子敏感，性能下降无法满足施工需求，因此研究海水基压裂液是解决海上压裂技术难题并降低海上压裂施工成本的关键。国外大量的研究表明，硼交联海水基压裂液体系耐温能力可以达到120℃但残渣含量高，而海水基粘弹性表面活性剂(VES)类清洁压裂液低伤害方面具有独特优势，但耐温性能不理想。国内的主要研究集中于后者，其耐温也不超过90℃，近年来国内也在合成聚合物类海水基压裂液体系上做了不少研究和尝试，但在压裂液的抗温抗盐性能以及残渣伤害方面有突出优势的也未见有报道。

低伤害海水基压裂液研究的难点体现在：第一，海水中含有大量无机盐，矿化度可达到40000ppm甚至更高，能够采用海水配制并且性能稳定的压裂液体系很少；第二，海水中含有的大量有机质和腐生菌容易使天然胍胶类压裂液腐坏变质；第三，很多合成低分子聚合物类压裂液解决了耐盐性的问题，但其残渣以及交联带来的伤害未得到根本解决；第四，由于特定水质环境的影响，压裂液耐温耐剪切性能的提高是难点也是重点之一。

目前，国内外对海水基压裂液进行的研究也取得了一些成果，如申请号为CN201110357133的发明专利《海水基油气井压裂液》、申请号为CN201110361941的《海水基压裂液及其制备方法》、申请号为CN201310254620的《海水基压裂液》、申请号为CN201410028371的《一种低伤害海水基加重压裂液》、申请号为CN201510651589的《一种海水基压裂液和海水基压裂液的制备方法》。上述成果中，多数是采用瓜尔胶作为稠化剂，一般的瓜尔胶压裂液对海水离子非常敏感，存在如前所述的各种问题，有个别采用的合成聚合物作为稠化剂，但全都需要依靠金属交联剂进行交联形成冻胶才能达到良好的抗温和携砂性能，但是交联作用也会引入和增大压裂液残渣残留，难以实现清洁环保的效果，其次，包括上述成果在内的现有的压裂液体系，很少有能采用海水实现连续混配并且抗高温性能优良的压裂液。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是针对现有海水基压裂液体系存在的不足和局限性，提供一种可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液及其配制方法，为此，本公司在原有产品基础上，通过压裂液添加剂优选及配方优化研究，形成了一种海水基压裂液，该压裂液可直接采用海水进行批配和连续混配，能够很好地满足海上压裂施工技术要求，大幅度降低海上压裂施工成本、提高施工效率，还能明显降低压裂液对地层伤害，提高储层改造效果。该压裂液不受细菌侵蚀，耐盐、耐温、抗剪切性能好，并且对地层伤害小，能够显著降低海上压裂施工成本，提高压裂施工效率和储层改造效果。

为达到以上技术目的，本发明提供一种可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液，主要利用一种耐盐、耐高矿化度的水溶性聚合物为稠化剂，形成的溶液是一种具有强大空间结构的流体，具有优良的耐温抗剪切性能，流体与辅助增效剂、金属离子稳定剂、温度稳定剂以及海水混配形成海水基压裂液体系，能够充分利用海水资源，降低海上压裂对淡水资源的依赖性，从而大幅度降低施工成本。

可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液的组分及各组分含量的重量比如下：

稠化剂0.3～0.8wt％；

辅助增效剂0.3～0.6wt％；

金属离子稳定剂0.2～0.4wt％；

温度稳定剂0.3～0.4wt％；

活化剂0.2～0.4wt％；

其余组分为海水。

所述稠化剂为一种水溶性多元共聚物，产品名称为清洁压裂液用稠化剂，产品代号为BCG-1，由成都佰椿石油科技有限公司生产，工业品。BCG-1是采用丙烯酸2～5wt％、丙烯酰胺10～15wt％、n烷基二甲基烯丙基氯化铵(其中n指12、14、16、18)0.8～1.0wt％以及阴离子型不饱和单体(2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸AMPS、甲基丙烯酸钠盐等)1～3wt％等功能单体在一定条件下共聚而成的，分子中引入了疏水基团、耐温、耐盐基团，在水溶液中通过疏水基团之间的作用发生分子自缔合形成可逆的空间结构，提高耐温耐盐性能。稠化剂分子量在60～100万之间，最佳使用浓度为0.4～0.6wt％。

所述辅助增效剂是一种表面活性剂，产品名称为清洁压裂液用稠化辅剂，产品代号为B-55，由成都佰椿石油科技有限公司生产，工业品。B-55是以十六烷基二甲基叔胺16～18wt％、正十八醇22～27wt％和硫酸二甲酯15～20wt％为主料，以二甲苯为溶剂，以偶氮二异丁腈做催化剂在一定温度下反应制成粗产品后，再经过后处理得到的，最佳使用浓度为0.4～0.5wt％。

目前所使用的常规的胍胶和低分子聚合物压裂液需要通过与金属交联剂(锆、钛、硼等)的交联作用形成高粘度的冻胶来达到压裂液抗温和携砂的性能要求，但是交联技术的不可控性(交联条件受限、延迟时间很难控制)、交联技术带来的压裂液高摩阻、抗剪切性能差以及附加伤害等问题不容忽视也很难解决。所述的辅助增效剂B-55与金属交联剂的作用机理完全不同，B-55与所述的稠化剂溶液混合后，能够自动缔合到溶液分子的疏水微区内，并与稠化剂分子链发生协同增效作用(通过氢键、范德华力、缔合作用等将稠化剂分子、稠化剂与辅助增效剂分子连接起来)，形成具有强大空间结构的弱凝胶(并非交联冻胶)，其表观黏度及结构强度显著提高，实现压裂液的粘弹性携砂，并且基本不会产生残留，保持压裂液清洁特性。

所述金属离子稳定剂为有机羧酸盐混合物，产品名称为金属离子稳定剂，产品代号为BCG-5，由成都佰椿石油科技有限公司生产，工业品。BCG-5是为解决海水的高矿化度和复杂离子对压裂液影响而研发和生产的，它是以葡萄糖酸钠10～15wt％、二亚乙基三胺五乙酸钠3～4wt％、柠檬酸铵8～10wt％及甲醇15～20wt％为主要原料，以51～64wt％的清水为辅料，在一定温度下溶解、混合搅拌而成。由于海水中由于存在高价/变价金属离子，BCG-5的加入对这些离子具有很强的螯合作用，有效消除对压裂液性能的影响，同时也能降低或减少由于高温或pH值升高而产生的沉淀(如Ca(OH)₂，Mg(OH)₂，Fe(OH)₃等)，降低对地层的伤害。通过优化实验，BCG-5的加量为0.4wt％时效果趋于稳定。

所述温度稳定剂为30wt％的硫代硫酸钠、硫代硫酸铵的混合水溶液，其中硫代硫酸钠、硫代硫酸铵的质量比为1：1。温度稳定剂的加入可以去除溶液中的溶解氧，有效减少高温条件下稠化剂分子的氧化降解及断链作用，从而显著提高压裂液的热稳定性。

所述活化剂为椰油基甜菜碱、n烷基糖苷中的一种，其中n为8～16的整数；活化剂的加入能够增强稠化剂分子间、稠化剂与辅助增效剂分子间的协调作用效果，提高溶液的空间网状结构强度。

本发明还提供的一种低伤害海水基清洁压裂液配制方法，内容和步骤如下：

(1)室内配制方法：

1)压裂液基液的室内配制：

向waring混调器(waring混调器为配制压裂液的一种实验仪器)或同类仪器中加入配液用海水，开启搅拌器，调节搅拌器转速至液体形成的漩涡可以见到搅拌器浆叶中轴顶端为止，按照稠化剂0.4～0.8wt％、金属离子稳定剂0.2～0.4wt％、温度稳定剂0.3～0.4wt％的比例，先将金属离子稳定剂和温度稳定剂加入溶液中搅拌均匀，再缓慢加入稠化剂BCG-1，加入时避免形成鱼眼，并时刻调整转速以保证达到漩涡状态，待形成均匀的溶液后，停止搅拌，倒入烧杯中备用，即为压裂液基液。

2)压裂液的室内配制：

量取一定体积的压裂液基液倒入waring混调器中，在搅拌条件下，量取权利要求1所述的辅助增效剂0.3～0.6wt％、活化剂0.2～0.4wt％并加入基液中，充分混合均匀后得到高粘弹性的压裂液；

(2)现场批配方法：

首先清洗大罐，确保罐内无杂物、无残液，备配液海水，按照稠化剂0.4～0.8wt％、金属离子稳定剂0.2～0.4wt％、温度稳定剂0.3～0.4wt％的比例，向大罐配液海水中加入金属离子稳定剂和温度稳定剂并搅拌均匀；

在搅拌条件下应用射流技术向海水中吸入稠化剂BCG-1，吸入时须缓慢，防止射流枪堵塞，吸入完成后持续搅拌至粘度合格，即大于50mPa·s，放置2～4h，为压裂液基液；

压裂施工时，通过混砂车的液体添加剂泵以0.3～0.6wt％的比例泵入所述的辅助增效剂，以0.2～0.4wt％的比例泵入活化剂与压裂液基液在混砂槽中搅拌混合均匀，形成高粘弹性的压裂液；

(3)现场连续混配方法：

本压裂液体系适用于连续混配压裂施工，各步骤如下：

施工前，准备好配液海水和压裂液各添加剂材料，连接好连续混配设备管线，压裂施工设备等；

施工时，在连续混配循环罐入口端，按所述的压裂液组分及含量，向海水中加入金属离子稳定剂、温度稳定剂，并通过射流枪吸入稠化剂，各添加剂与液体混合后在设备中不断循环，从混配循环罐流出时能够形成符合条件的压裂液基液，压裂液基液随即进入混砂车，与液体添加剂泵泵入的活化剂和辅助增效剂混合形成高粘弹性的压裂液并压入地层。

海水中含有大量无机盐，矿化度达到30000ppm以上，海水中复杂离子元素的存在使常规的压裂液高分子稠化剂在水化溶解的过程中，难以起粘，甚至是沉淀。因此，国内研究报道的性能优良的海水基压裂液体系不多，进一步地，如果要采用海水进行连续混配，压裂液稠化剂必须具备优异的溶胀性能(溶胀时间小于10min)及耐温、携砂性能来满足在线施工的要求，这类海水基压裂液很少见报道。

本发明采用的BCG-1稠化剂在海水中溶解速度快，性能稳定，可达到连续混配的要求，并且耐温能力达140℃，重点在于该稠化剂在分子链段上引入了特殊的刚性基团和疏水官能团，能够显著提高稠化剂在盐水中溶解性及抗盐性。一方面，当水的矿化度增加时，溶液的极性增强，疏水效应也增强，大分子链在溶液中伸展开来，从而增大了稠化剂的水动力学体积，提高稠化剂溶解速度；另一方面，无机盐屏蔽了聚合物分子离子基团的相互作用，使离子间的内氢键受到破坏，分子链扩张，溶液粘度上升。

本发明的有益效果是：

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

(1)在海上压裂时合理利用海水资源，既缓解了海上平台对淡水资源的需求，又大幅度降低了压裂液施工成本；

(2)该压裂液体系使用水溶性多元共聚物作为稠化剂，在高矿化度的海水中能够快速溶胀形成低粘度高弹性的流体，与常规胍胶压裂液及低分子聚合物压裂液作用机理不同，该体系不采用化学交联，而是通过与辅助增效剂发生协同增效作用，分子间自缔合形成强大的空间结构，表观黏度大于20mPa·s就具有良好的携砂能力；

(3)体系中引入了活化剂，能够进一步地增强压裂液分子间的自缔合作用效果，提高溶液空间结构强度，从而提高压裂液耐温及携砂性能；

(4)该压裂液体系稠化剂不含有植物胶成分，不存在能让细菌生存的营养物质，因此不受细菌侵蚀，具有优良的耐盐、耐温抗剪切性能好，适用温度范围广，能够很好地满足压裂施工要求，并且体系还能应用于连续混配，大大提高了压裂施工效率；

(5)胍胶压裂液体系或常规的低分子聚合物压裂液体系除稠化剂本身的残渣伤害外，采用交联技术引入的伤害也无法忽视，留下大量残余无法排除，本发明的压裂液稠化剂本身无残渣，并且体系不采用交联技术，破胶后清洁无残渣、对地层伤害很小，能够显著提高压裂增产效果。

附图说明

图1为本发明提供的海水基压裂液抗细菌稳定性能测试曲线；

图2为本发明提供的90℃海水基压裂液耐温耐剪切性能测试曲线；

图3为本发明提供的140℃海水基压裂液耐温耐剪切性能测试曲线；

图4为本发明提供的用于连续混配施工的140℃海水基压裂液耐温耐剪切性能测试曲线；

图5为本发明提供的海水基压裂液对支撑充填层导流能力伤害测试结果。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。

以下结合具体实施例，对本发明做详细说明。

若未特别指出，实施例中涉及到的百分号“％”均为质量百分比。

实施例1

本发明提供的可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液的抗菌稳定性能评价：

实验用压裂液配方见表1。

实验用模拟海水中主要离子和总矿化度如下：

Ca²⁺1410mg/L、Mg²⁺1310mg/L、Na⁺13800mg/L、K⁺2390mg/L、SO₄ ^2-1740mg/L、HCO₃ ^-152mg/L、Cl^-19700mg/L，总矿化度45000mg/L。

分别用自来水和海水配制压裂液，在30℃条件下放置一周，用六速旋转粘度计在170s^-1下测试其表观黏度变化情况并记录，测试结果见图1。可以看出，不管是自来水还是海水配制，压裂液基液的表观黏度基本无变化，也无沉淀产生。说明压裂液不受细菌侵蚀，稳定性优良，有利于在海洋平台进行工业化施工。

表1实验用压裂液配方组分及用量

实施例2

本发明提供的90℃、140℃可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液配方优化方案：

通过大量的室内实验模拟，得到适合90℃、140℃储层压裂的海水基压裂液配方，其组分及用量见表2、表3。

依据SY/T5107—2005《水基压裂液性能评价方法》对90℃、140℃海水基压裂液配方进行了耐温耐剪切性能测试。

实验仪器：哈克RS6000流变仪，旋转圆筒测试系统，使用转子PZ38；

测试条件：剪切速率170s^-1，实验温度90℃、140℃，实验时间120min。

90℃、140℃配方海水基压裂液的耐温耐剪切性能测试的实验结果分别见图2、图3。两个温度下的压裂液经170s^-1剪切120min后，表观粘度最终保持在了一个相对平稳的数值范围，说明其耐温耐剪切性能优良，能够满足压裂施工的要求。

表290℃海水基压裂液配方组分及用量

表3140℃海水基压裂液配方组分及用量

实施例3

本发明提供的可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液用于连续混配压裂施工的配方优化方案：

由于连续混配对压裂液的溶胀性能要求很高(溶胀时间小于10min，短时间内稠化剂只能溶胀80％左右)，因此室内试验必须通过在线模拟的形式来优化施工配方，具体做法如下：

流变仪开机并调试好程序、设置实验条件，做好压裂液耐温耐剪切测试准备，按设计配方配制海水基压裂液基液，搅拌10min后，加入辅助增效剂并搅拌均匀，马上转入流变仪旋转圆筒测试系统，开始进行耐温耐剪切测试，根据测试曲线判断压裂液的耐温性能能否达到连续混配压裂施工的要求。实验优化了适合140℃储层压裂的连续混配海水基压裂液配方，其组分及用量见表4。

表4用于连续混配压裂施工的140℃海水基压裂液配方组分及用量

用于连续混配压裂施工的140℃海水基压裂液的耐温耐剪切性能测试的实验结果见图4。压裂液初始粘度较低，随温度的升高，溶液有一个溶胀和自缔合的过程，粘度上升后又慢慢下降，待温度稳定后，压裂液表观粘度趋于稳定，说明该配方耐温耐剪切性能优良，能够满足连续混配压裂施工的要求。

实施例4

本发明提供的可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液携砂性能评价：

采用落球黏度计来测试落球在压裂液中下落的时间，计算出落球黏度，通过落球黏度值(并非表观黏度)来直观性地反应压裂液的携砂性能。实验测试了落球在几种压裂液中的落球时间，根据公式计算出压裂液的落球黏度，数据记录见表5。从实验数据可以看出，胍胶基液与BCG海水基压裂液表观黏度相当，但落球黏度值相差甚远，说明本发明提供的海水基压裂液在较低粘度下就具有很好的携砂性能，其支撑剂沉降速度慢，能够满足液体携砂要求。

表5压裂液落球试验测试数据(室温)

实施例5

本发明提供的可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液破胶及残渣含量测试：

按照实施例2的90℃海水基压裂液配方配制压裂液基液，并按比例加入辅助增效剂，将液体分成两组，分别加入破胶剂过硫酸铵0.03％、0.05％，在90℃下破胶，实验结果见表6。数据表明：4h内压裂液都能完全破胶，破胶液粘度低并且表面张力低至26mN/m，有利于破胶液的快速返排；测得破胶液的残渣含量在5mg/L以下，能够显著降低残渣带来的伤害。

表6海水基压裂液破胶测试结果

实施例6

本发明提供的可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液对支撑剂充填层导流能力伤害评价：

安装好API导流槽，选用0.35～0.90mm陶粒支撑剂，铺砂浓度定为20kg/m²。首先用标准盐水流过导流槽，再用准备好的BCG海水基压裂液破胶液进行导流能力伤害，伤害液体积为600ml，最后用标准盐水重复测试一遍，记录伤害前后标准盐水在导流槽中流动体积随时间的变化数据，生成如图5所述的形状。对测试介质在导流槽中的流动曲线进行拟合处理，伤害后与伤害前直线斜率之比即为支撑剂充填层导流能力保持率，结果得出BCG海水基压裂液伤害后支撑剂充填层导流能力保持率为92.1％。说明BCG海水基压裂液特有的清洁无残渣的特性，在降低压裂液对储层的伤害方面具有明显的优势。

本发明所提供的配方，能在海上压裂时合理利用海水资源，既缓解了海上平台对淡水资源的需求，又大幅度降低了压裂液施工成本；体系使用水溶性多元共聚物作为稠化剂，在高矿化度的海水中能够快速溶胀形成低粘度高弹性的流体，与常规胍胶压裂液及低分子聚合物压裂液作用机理不同，该体系不采用化学交联，而是通过与辅助增效剂发生协同增效作用，分子间自缔合形成强大的空间结构，表观黏度大于20mPa·s，具有良好的携砂能力；体系中引入了活化剂，能够进一步地增强压裂液分子间的自缔合作用效果，提高溶液空间结构强度，从而提高压裂液耐温及携砂性能；该压裂液体系稠化剂不含有植物胶成分，不含能让细菌生存的营养物质，细菌无法在其中繁殖，也就不会对压裂液体系造成破坏，因此不受细菌侵蚀，能够很好地满足压裂施工要求，并且体系还能应用于连续混配，大大提高了压裂施工效率；

同时，胍胶压裂液体系或常规的低分子聚合物压裂液体系除稠化剂本身的残渣伤害外，采用交联技术引入的伤害也无法忽视，留下大量残余无法排除，本发明的压裂液稠化剂本身无残渣，并且体系不采用交联技术，破胶后清洁无残渣、对地层伤害很小，环保清洁。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims

1.可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液，其特征在于，其组分及各组分含量的重量比如下：

稠化剂0.4～0.8wt％；

辅助增效剂0.3～0.6wt％；

活化剂0.2～0.4wt％；

金属离子稳定剂0.2～0.4wt％；

温度稳定剂0.3～0.4wt％；

其余组分为海水；

所述稠化剂为一种水溶性多元共聚物，产品名称为清洁压裂液用稠化剂，产品代号为BCG-1，由成都佰椿石油科技有限公司生产；BCG-1是采用丙烯酸2～5wt％、丙烯酰胺10～15wt％、n烷基二甲基烯丙基氯化铵0.8～1.0wt％以及阴离子型不饱和单体1～3wt％功能单体在一定条件下共聚而成的，n烷基二甲基烯丙基氯化铵的n数量为12、14、16、18中的一种；阴离子不饱和单体是甲基丙烯酸钠盐；分子中引入了疏水基团、耐温、耐盐基团，在水溶液中通过疏水基团之间的作用发生分子自缔合形成可逆的空间结构，提高耐温耐盐性能；稠化剂分子量在60～100万之间；

所述辅助增效剂为一种表面活性剂，产品名称为稠化辅剂，产品代号为B-55，由成都佰椿石油科技有限公司生产；B-55是以十六烷基二甲基叔胺16～18wt％、正十八醇22～27wt％和硫酸二甲酯15～20wt％为主料，以二甲苯为溶剂，以偶氮二异丁腈做催化剂制得；

所述金属离子稳定剂为有机羧酸盐混合物，产品名称为金属离子稳定剂，产品代号为BCG-5，由成都佰椿石油科技有限公司生产；BCG-5是以葡萄糖酸钠10～15wt％、二亚乙基三胺五乙酸钠3～4wt％、柠檬酸铵8～10wt％及甲醇15～20wt％为主要原料，以51～64wt％的清水为辅料制成；

所述的活化剂为椰油基甜菜碱、n烷基糖苷中的一种，其中n为8～16的整数；

所述温度稳定剂为30wt％的硫代硫酸钠、硫代硫酸铵的混合水溶液，其中硫代硫酸钠、硫代硫酸铵的质量比为1：1。

2.根据权利要求1所述的可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液，其特征在于，辅助增效剂的使用浓度为0.4～0.5wt％。

3.根据权利要求1或2所述的可连续混配的抗高温海水基聚合物压裂液，其特征在于，压裂液配制方法如下：

(1)室内配制方法：

1)压裂液基液的室内配制：

向waring混调器或同类仪器中加入配液用海水，开启搅拌器，调节搅拌器转速至液体形成的漩涡可以见到搅拌器浆叶中轴顶端为止，按照稠化剂0.4～0.8wt％、金属离子稳定剂0.2～0.4wt％、温度稳定剂0.3～0.4wt％的比例，先将金属离子稳定剂和温度稳定剂加入溶液中搅拌均匀，再缓慢加人稠化剂BCG-1，加入时避免形成鱼眼，并时刻调整转速以保证达到漩涡状态，待形成均匀的溶液后，停止搅拌，倒入烧杯中备用，即为压裂液基液；

2)压裂液的室内配制：

量取一定体积的压裂液基液倒入waring混调器中，在搅拌条件下，量取辅助增效剂0.3～0.6wt％、活化剂0.2～0.4wt％并加入基液中，充分混合均匀后得到高粘弹性的压裂液；

(2)现场批配方法：

(3)现场连续混配方法：

本压裂液体系适用于连续混配压裂施工，各步骤如下：

施工时，在连续混配循环罐入口端，按权利要求1所述的压裂液组分及含量，向海水中加入金属离子稳定剂和温度稳定剂，并通过射流枪吸入稠化剂，各添加剂与液体混合后在设备中不断循环，从混配循环罐流出时能够形成符合条件的压裂液基液，压裂液基液随即进入混砂车，与液体添加剂泵泵入的辅助增效剂和活化剂混合，形成高粘弹性的压裂液并压入地层。