王改红，李泽锋，高燕，张冕，兰建平，安子轩

（川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司，西安710021）

近几年，随着页岩气藏滑溜水（降阻水）压裂液的使用增多，致密砂岩油气藏体积压裂改造用低摩阻滑溜水（降阻水）的研发及应用也日渐增多，目前国内外使用的滑溜水（降阻水）体系主要为低浓度聚丙烯酰胺类、聚氧化乙烯及其改性产品，该类滑溜水体系以其价格便宜、生产工艺成熟、降阻性能好等特点在油气田应用量较大，但在现场应用过程中，也逐步暴露出一些问题，主要体现在对高硬度水及酸性返排液等配液水敏感造成配液不起黏、受水中钙镁离子影响极大、乳液型减阻剂长途运输易分层造成施工性能不稳定、粉末型减阻剂施工需提前配液造成占时长[1-4]、滑溜水黏度低造成携砂性能差[5-6]、前置液用滑溜水造复杂缝，后期用冻胶或高黏液造主裂缝，造成2种工作液现场施工不便捷、交替泵注阶段易不配伍、耐温耐剪切性能差等问题。因此，开发出一种兼具滑溜水与携砂液双重功能的滑溜水体系，降阻效果好的同时，能适用于高硬度水、腐败质返排液等复杂水质，且施工为在线混配，省去了提前配液及连续混配车，提速提效作用明显。

1 功能型滑溜水

由于常规滑溜水的黏度普遍较低，通常约为3mPa·s，较低的黏度在低砂比阶段携砂效果较差，因此在中高砂比泵注阶段，现场往往额外配制第二种交联高黏液来弥补，这就给施工造成了很大的不便。室内通过大量实验开发出了一种功能型滑溜水体系，该体系由功能型降阻剂JZ-2及广谱增黏调节剂TJ-5构成。

1.1 功能型降阻剂

该体系功能型降阻剂XYJZ-2是1种以耐盐型非离子表面活性剂为主的液态复合材料，通过超分子胶体化学设计出特定超长疏水碳链结构，使其无论是在淡水还是含盐量100 000mg/L内的盐水溶液中，均具有良好的水溶性及增稠性。当功能型降阻剂浓度低于其临界胶束浓度时，该增稠剂微观分子结构以球形、圆柱形胶束形式存在于溶液中，故此时体系黏度较低，可作为低黏度滑溜水使用。表1为不同浓度的功能型降阻剂水溶液黏度，当功能型降阻剂浓度为0.5%时，水溶液黏度7.5mPa·s，明显高于常规滑溜水黏度。

表1 不同浓度的功能型降阻剂JZ-2水溶液黏度

1.2 广谱增黏调节剂

表面活性剂实现增稠通常需要添加反离子助剂，该广谱增黏调节剂通过引入甲基改性官能团，提供反离子及H+环境，从而实现体系低黏滑溜水到高黏携砂液的转换。图2为在不同浓度的功能型降阻剂水溶液中加入调节剂后体系黏度测试曲线。

由表1及图1可以看出，在功能型降阻剂水溶液中加入广谱增黏调节剂后，体系黏度迅速增加，且当调节剂加量为0.3%时，体系黏度最高，从而可以实现低黏滑溜水到高黏携砂液的功能转换。

图1 加入广谱增黏调节剂后体系黏度

1.3 配方确定

长庆区域气井井深约为3500～4300m，储层温度为90～130℃，对滑溜水的降阻率及高黏携砂液的耐温能力进行了初步测试，如图2、图3所示。

图2 滑溜水降阻率测试

图3 不同功能型降阻剂加量下携砂液耐温性能测试（加有1%调节剂）

由图2可知，随着体系黏度的增加，降阻率有升高的趋势，0.5%功能型降阻剂室温下降阻率最高为74.24%。因此，确定出滑溜水体系配方为：0.5%功能型降阻剂+（0～0.3%）调节剂。由图3可知，（2.5%～3.0%）功能型降阻剂+1%调节剂加量下体系耐温可达100.34～130.07℃，压裂液配方为：（2.5%～3.0%）功能型降阻剂+1.0%调节剂。

1.4 性能评价

1.4.1 滑溜水基本性能

室内采用现场返排液及盐水作为配液水，进行滑溜水基本性能测试，数据如表2所示，滑溜水外观见图4。

表2 滑溜水基本性能

图4 滑溜水外观

1.4.2 滑溜水降阻性能

采用多功能管路摩阻仪测试了室温及90℃下该体系滑溜水随不同注入排量下的降阻率，数据见图5。由图5可知，随着注入排量的增加，滑溜水体系的降阻率逐步提升，在盐水中降阻率室温最高可达74.2%，整体降阻效果好，且90℃下仍具有较好的降阻性能。

图5 不同注入排量下滑溜水降阻率性能测试

1.4.3 滑溜水携砂性能

由于现场用滑溜水黏度普遍偏低，因此，其在中高砂比阶段携砂性能受到影响[7]，室内测试现场用滑溜水在不同砂比下的沉降速率，结果见表3。随着滑溜水体系黏度的增加，悬砂能力逐渐增强，且EFSW-120滑溜水体系在同等砂比下悬砂能力较其他在用滑溜水明显增强，这主要是由于该滑溜水体系为表面活性剂型，具有更好的黏弹性能，因此，在黏度略低于其他滑溜水时，悬砂时间更长。

表3 EFSW-120压裂液携砂性能与其他滑溜水对比

1.4.4 压裂液耐温耐剪切性能

该体系同时具有滑溜水与压裂液双重功能，因此，在评价滑溜水的基础上，还需对压裂液的耐温耐剪切性能进行评价。由图6数据可知，该压裂液在117℃下剪切120min黏度高于22mPa·s，表明该体系具有良好的抗盐性、返排液适用性及抗剪切性能。

图6 EFSW-120压裂液抗剪切性能

1.4.5 压裂液破胶性能

据学者研究，表面活性剂型压裂液在遇储层原油等烃类及地层水稀释、矿物pH值改变后均可使其破胶[8]。室内采用凝析油及山西组储层岩心粉模拟了储层条件下该体系的破胶性能，结果见表4。由表4可知，该体系在90℃下可彻底破胶，破胶液黏度2.1016mPa·s，表明该体系无需添加破胶剂，依靠地层条件可彻底破胶，且破胶液无残渣，测试黏土防膨率为90.3%，无需额外添加黏土稳定剂，效果较好。

表4 EFSW-120压裂液破胶性能（90℃）

1.4.6 滑溜水耐菌抗腐性能

气井压后排液周期长，当夏季施工时，高温天气下瓜胶等类型返排液存放2～3 d后繁殖大量细菌，无法回用，EFSW-120功能型降阻剂低浓度的水溶液能够阻止细菌的呼吸及糖解作用。因此，该体系具有很强的耐菌抗腐功能，可适用多类型的腐败质返排液。

2 现场应用及效果

该体系2018年在长庆区域现场应用2口井，以庆1-X井为例进行应用说明。该井采用EFSW-120功能型滑溜水压裂液改造山1层，射孔段为4344～4363m，施工排量6m3/min，该井泵注施工全程利用瓜胶及聚合物混合返排液654m3，矿化度为26 118mg/L，施工阶段前置液及低砂比阶段为滑溜水，检测滑溜水增稠时间10 s，黏度10.5mPa·s，施工至高砂比阶段，通过在线调整混砂车液添泵稠化剂端吸入比例，实现滑溜水功能向压裂液功能的转换；检测压裂液黏度63mPa·s，施工最高砂比24%，施工顺利，排液阶段检测放喷液黏度在1.5678～3.5466mPa·s，测试求产效果与邻井相当，储层改造效果较好。

3 结论

1.该体系兼具滑溜水与携砂液双重功能，滑溜水降阻率可达到74.2%，耐盐100 000mg/L，压裂液耐温130℃，施工砂比达24%。

2.该体系可采用瓜胶、聚合物等各类返排液再配液，体系耐菌抗腐，具有良好的推广应用前景。

3.该体系在线混配施工，可节约储液罐，节省连续混配车，经济效益及提速效果显著。