国内外页岩气压裂液技术现状与发展趋势.pdf

第30卷 第4期 2023年8月 Vol.30 No.4 Aug.,2023 收稿日期：2023-07-05 改回日期：2023-07-26 基金项目：中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目（2022ZS0603）、中国石油西南油气田分公司对外合作项目（20230302-33）作者简介：熊颖（1981），男，博士，现在从事油田化学方面的研究与应用工作。E-mail：xiong_ 63 世界石油工业World Petroleum IndustryE能源工程Energy Engineering文章编号：10060030(2023)040063010 DOI:10.20114/j.issn.1006-0030.20230705003 国内外页岩气压裂液技术现状与发展趋势 熊颖1，2（1.中国石油西南油气田分公司天然气研究院，四川 成都 610213；2.页岩气评价与开采四川省重点实验室，四川 成都 610213）摘要：研究了国内外近年来发展的页岩气压裂液技术，分析了降阻剂及压裂液配方的研究进展，提出了页岩气压裂液的重点发展方向。结果表明：页岩气压裂液均以聚丙烯酰胺及其衍生物为降阻剂，并根据不同需求添加其他添加剂形成压裂液体系；为满足压裂返排液回用需求，在降阻剂分子结构中引入2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）等耐盐基团或疏水单体以提升压裂液耐盐性已成为国内外共识，研究热点集中在疏水缔合型聚丙烯酰胺降阻剂方面；黏度可调的变黏滑溜水已成为页岩气压裂液的主流，变黏方式主要是通过改变降阻剂浓度以及引入交联组分来实现，满足高强度加砂和处理裂缝发育复杂等要求；中高黏滑溜水携砂以弹性为主，形成的砂堤形状与注入参数相关，提升压裂液黏度有助于降低支撑剂沉降速率；利用超分子结构强度携砂和结构强度降阻是解决滑溜水低摩阻与高携砂性能难以兼顾的有效途径，但低黏压裂液结构强度的增大是否影响体积压裂缝网的复杂程度还需研究；将矿石浮选技术引入压裂过程中，对支撑剂表面改性实现气悬浮，从而使低黏滑溜水具备高携砂性能是近期研究热点，而如何将支撑剂表面改性剂直接用于压裂液是今后发展方向。总结的页岩气压裂液技术进展和提出的发展方向对于新型页岩气压裂液的研发和应用有重要的指导意义。关键词：压裂液；页岩气；滑溜水；降阻剂；黏度；降阻率 中图分类号：TE357.12 文献标识码：A Current situation and development trend of fracturing fluid technology for shale gas at home and abroad XIONG Ying1,2(1.Research Institute of Natural Gas Technology,PetroChina Southwest Oil&Gas Field Company,Chengdu,Sichuan 610213,China;2.Shale Gas Exploitation and Evaluation Key Laboratory of Sichuan Province,Chengdu,Sichuan 610213,China)Abstract:It is summarized the shale gas fracturing fluid technology in recent years at home and abroad,analyzed the research progress of drag reducer and fracturing fluid formula,and put forward the key development direction of shale gas fracturing fluid.The results show that:Polyacrylamide and its derivatives are used as drag reducer for shale gas fracturing fluids researched and applied,and other additives are added according to different needs to form fracturing fluid systems;In order to meet the demand of fracturing flowback fluid reuse,it has become a consensus at home and abroad to introduce salt resistant groups or hydrophobic monomers such as 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid(AMPS)into the molecular structure of drag reducer to improve the salt resistance of fracturing fluid,and research focuses more on the hydrophobic as-sociative polymer based polyacrylamide drag reducer;The variable viscosity slick water with adjustable viscosity has become the mainstream of shale gas fracturing fluid.The variable viscosity mode is mainly achieved by changing the concen-tration of drag reducer and introducing some cross-linking components to meet the requirements of high-strength sand addition and treatment of complex fracture development;The medium and high viscosity slick water sand carrying is mainly elas-tic,and the shape of the sand dike formed is related to the injection parameters(including the viscosity of the fracturing fluid).Increasing the concentration of drag reducer to increase the viscosity of the fracturing fluid will help reduce the proppant set-tling rate;How to give consideration to the properties of high sand carrying and high resistance reduction has become the focus of shale gas fracturing fluid research.Using supermolecule structural strength to carry sand and reduce resistance is an Vol.30 No.4 Aug.,2023 64 世界石油工业World Petroleum IndustryE能源工程 Energy Engineering effective way.However,it still needs to be studied whether the increase in structural strength of low viscosity fracturing fluid affects the complexity of volumetric fracturing network;Introducing ore flotation technology into the fracturing process to achieve air suspension by modifying the surface of the proppant,thus enabling low viscosity smooth water to have high sand carrying performance.This technology is a recent research hotspot.How to directly use the proppant surface modifier in the fracturing fluid system is one of the development directions.The technical progress and development direction of shale gas fracturing fluid summarized in this paper have important guiding significance for the research,development and application of new shale gas fracturing fluid.Keywords:fracturing fluid;shale gas;slick water;drag reducer;viscosity;drag reduction rate 页岩气是近年来国内外气田增储上产的重要领域，特别是在国际油气价格大幅波动以及地缘政治的影响下，以中国、美国为首的能源消费大国对其开发尤为重视。目前，国内外对页岩气的开发主要以大规模水力压裂为主13。水力压裂的效果受多重因素的影响，选择适合地质条件和工程需求的压裂液是提高压裂效果、降低压裂成本的关键。与常规压裂液不同，页岩气压裂液是以各种滑溜水为主的低成本水基压裂液，通过在页岩储层形成复杂的立体缝网来实现页岩气高效开发。本文综述了国内外近年来研究和应用的页岩气压裂液技术，重点对常规滑溜水压裂液、耐盐滑溜水压裂液和变黏滑溜水压裂液中最重要的降阻添加剂及压裂液配方基本性能、流变性与携砂性等进行了对比分析，并介绍了利用其他添加剂增效的新型压裂液体系等，最后从提高压裂液性能、降低压裂液成本、“双碳”减排等方面提出了页岩气压裂液的重点发展方向，为今后页岩气压裂液的研发提供参考依据。1 页岩气压裂液类型与研究进展 页岩气压裂所用的压裂液种类繁多。但随着北美“页岩油气革命”的兴起，从降低压裂液成本、现场连续混配与大排量泵注等需要出发，以聚丙烯酰胺及其衍生物为降阻剂，并根据不同的需求添加其他的添加剂形成的低摩阻、低成本滑溜水压裂液成为页岩气压裂液的主体。1997年，美国借鉴棉花谷致密气压裂成功经验，首先将滑溜水引入到页岩气压裂中，并从1998年开始大规模使用，压裂效果显著优于原有胍胶压裂液4，且成本大幅降低，奠定了滑溜水在页岩气压裂液中的主体地位。实际上，以聚丙烯酰胺及其衍生物为降阻剂的滑溜水压裂液也有多种类型，但国内外对其划分没有统一标准。本文从压裂液配液水质、工程上的黏度要求以及其他添加剂辅助增效等角度将其分为4大类：常规滑溜水、耐盐滑溜水、变黏滑溜水及其他新型滑溜水。1.1 常规滑溜水 常规滑溜水主要是指黏度5 mPas的低摩阻水基压裂液。这是页岩气开发初期最主要的压裂液，也是北美页岩油气革命成功的关键。降阻剂是其关键添加剂，主要是以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)为单体，采用反相乳液聚合或水溶液聚合得到的聚丙烯酰胺及其衍生物23。2010年，中国第1口页岩气井（威201井）压裂采用的滑溜水主要是借鉴国外聚丙烯酰胺降阻的理念，利用成熟的酸化用阳离子胶凝剂CT1-9为降阻剂，辅以反相剂、杀菌剂、黏土稳定剂和助排剂等，形成了第一代现场应用的滑溜水，降阻率约60%。随着页岩气的快速发展，常规滑溜水研究逐渐发展为以降阻剂为重点，通过聚丙烯酰胺分子量的提升和分子结构的线性化等措施提升滑溜水降阻性能（达到70%以上）。提高分子量和保持聚丙烯酰胺主链线性结构是提高常规滑溜水降阻性能的主要因素，现场应用的降阻剂黏均分子量通常达1 000104左右，降阻剂分子侧链较短，分子主链在滑溜水中保持较大回转半径，使得分子链舒展，表现出良好的降阻性能4。常规滑溜水最初的配方相对复杂，包括降阻剂、助排剂、黏土稳定剂、杀菌剂、阻垢剂、破胶剂等。因成本因素、滑溜水CST比值低、降阻剂使用浓度低等原因，其配方逐渐简化为降阻剂+助排剂+杀菌剂，甚至部分配方只有降阻剂，并根据实际井况来优化配方中添加剂浓度。助排剂加入滑溜水中一直存在争议。常规理念认为助排剂可降低滑溜水返排时的毛细管阻力，利于压裂液返排，避免第30卷 第4期 2023年8月 熊颖：国内外页岩气压裂液技术现状与发展趋势 65 因压裂液滞留带来的地层伤害。但很多学者认为压裂液过快返排会浪费地层能量，导致后续能量不足，采收率降低，且助排理论也与页岩气压裂后的焖井理论是相冲突的5。杀菌剂加入滑溜水中的主要目的是杀灭细菌，避免滑溜水中细菌滋生，从而避免细菌带来的腐蚀问题（尤其是硫酸盐还原菌）。杀菌剂类型从最初的季铵盐到目前普遍应用的戊二醛，成本大幅降低。中国的威远区块、长宁区块、昭通区块等都先后出现了细菌腐蚀问题67，需要在滑溜水中添加杀菌剂，将细菌含量控制在以下范围内：硫酸盐还原菌含量25个/mL，铁细菌含量104个/mL，腐生菌含量104个/mL8。目前，通过配方适应性研究与优化，现场滑溜水配方逐渐简化 为：0.07%0.1%降 阻 剂+0%0.2%助 排 剂+0.005%0.05%杀菌剂，成本大幅降低（由最初的近300元/m3降至30元/m3左右）。1.2 耐盐滑溜水 1.2.1 耐盐降阻剂与性能 页岩气压裂所需的压裂液用量大，产生的压裂返排液多。压裂返排液中含有各种无机离子、悬浮物、细菌、有机质等，需要进行无害化处置。将压裂返排液回收后进行重新配液使用（回用）是解决现场压裂用水缺乏和压裂返排液处置难题最为经济有效的措施。由于压裂液对地层中无机盐的溶解和离子交换作用，使得压裂返排液的矿化度随着回用次数的增多和滞留地层时间的延长而逐渐上升，因此要求滑溜水需具备耐盐性能，满足压裂返排液回用需要5,911。从应用成本和压裂返排液中悬浮物带负电荷等方面考虑，现场应用的降阻剂均为阴离子型，其耐盐性能差。为此，借鉴驱油用耐盐阴离子聚丙烯酰胺理念，在聚丙烯酰胺分子上引入耐盐基团以提升降阻剂的耐盐性。耐盐降阻剂分子结构主要为聚丙烯酰胺分子链上引入少量的2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)或对苯乙烯磺酸钠(SSS)等耐盐基团或甲基丙烯酰氧乙基二甲基十八烷基溴化铵、N,N-二甲基烯丙基十六烷基氯化铵、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵等疏水单体等来保持高分子聚合物在压裂返排液中分子链舒展，从而提升滑溜水耐盐性能912。问晓勇13等以AM、刚性基团阳离子单体（属于疏水单体）和N-乙烯吡咯烷酮为单体，制备了耐盐降阻剂GHR-1，并结合助排剂和黏土稳定剂，形成了适合深层页岩气的耐盐滑溜水，在矿化度为204.8 g/L时的降阻率仍能达到70%以上。代雅兴14研究了含不同疏水结构单体的聚丙烯酰胺类降阻剂，发现带环状结构单体的聚合物黏度受剪切时间的影响较大，而带链状结构单体的聚合物黏度几乎不受影响，且相较于常规聚丙烯酰胺降阻剂，引入疏水基团后在盐水中的降阻率提升了9%。将AMPS等耐盐基团和疏水单体与AM共聚，通过常规耐盐基团与疏水单体共同作用进一步提升降阻剂耐盐性也是研究的重点，如以AM、AMPS、甲基丙烯酸月桂酯、N，N-十二烷基丙烯酰胺为单体，通过自由基胶束聚合得到的四元共聚物作为降阻剂，在5 000 mg/L矿化度下仍具有良好降阻性15。疏水缔合聚合物类降阻剂室内研究较多，但应用于现场的还是以含AMPS等耐盐基团的聚丙烯酰胺为主。1.2.2 雷诺数（Re）与悬浮物的影响 压裂液在泵注过程中的雷诺数一直是影响其降阻性能的重要因素。目前，现场普遍将压裂返排液回用（用于重新配制压裂液），导致现场施工摩阻较高时首先就会归结于降阻剂的耐盐性差，但事实并非完全如此。图1是不同降阻剂浓度下Re与降阻率关系曲线16。图1 不同降阻剂浓度下雷诺数与降阻率关系曲线 Fig.1 Relationship curve between Re and drag reduction rate at different concentrations of drag reducer *非法定计量单位,1 pptg0.12 g/L;1 in=25.4 mm;1 bbl=0.137 t,下同 Vol.30 No.4 Aug.,2023 66 世界石油工业World Petroleum IndustryE能源工程 Energy Engineering 当Re350 000时，降阻率保持相对恒定，即排量达到一定Re后，即使增加降阻剂浓度，滑溜水的降阻率仍然保持不变，这可以解释现场一些滑溜水降阻性无法持续提升的原因不是耐盐性差，而是这种降阻剂在现场排量的Re下只能达到该降阻水平。降阻剂分子链完全延伸，波动径向速度增加，波动轴向速度减少，湍流降阻的影响减小，流体趋向于牛顿流体，降阻率达到相对平衡16。耐盐滑溜水用于压裂返排液回用过程，悬浮物对其性能也有影响：（1）悬浮物对微细裂缝的封堵造成滑溜水对地层的伤害；（2）造成滑溜水滞留地层；（3）导致降阻率降低。室内研究发现，悬浮物对于微细裂缝渗透率的影响非常大17，但由于室内无法模拟现场不同大小裂缝的相互叠加以及立体缝网情况，使得真实的伤害程度难以确定，比较认可的看法是有负面影响，但影响程度无法定量表征；悬浮物含量1 000 mg/L时，滑溜水降阻率和返排率均大幅降低，但现场大部分压裂返排液经自然沉降后的悬浮物含量远小于该指标，因此，实际应用过程中未有过多关注悬浮物对滑溜水性能的影响5。1.3 变黏滑溜水 常规滑溜水的黏度很低，其携砂主要依靠大排量泵注来实现。但对于深层页岩气和具有一定塑性的页岩气储层，现有泵注排量（18 m3/min）难以完全满足高强度加砂（2.5 t/m）的携砂性能要求，且受制于防套变、井口承压能力等影响，泵注排量通常不会继续增大；同时，对于一些裂缝发育储层，需要采用黏度较高的压裂液来处理复杂情况。最初，国内外均采用常规滑溜水与线性胶或弱凝胶进行复合应用来满足现场施工要求。由于线性胶和弱凝胶需要预先配制，使得现场工艺流程复杂。在此背景下，通过提升降阻剂浓度以及引入交联剂等途径实现了滑溜水黏度在低黏、中黏、高黏之间自由切换12，形成了目前应用最多的变黏滑溜水。变黏滑溜水的关键还是在于降阻剂（也称为降阻增黏剂）。最初应用于变黏滑溜水的降阻剂主要是反相乳液降阻剂。由于反相乳液降阻剂的有效含量在30%35%，现场使用浓度大，成本较高。近年来，将固体粉末降阻剂通过乳液悬浮的形式进行分散，研制出了悬浮乳液降阻剂，有效浓度提升至40%45%，现场提黏速度快，成本较反相乳液降阻剂有一定降低，已成为变黏滑溜水用降阻剂的主要类型。悬浮乳液降阻剂以沉淀二氧化硅或膨润土为悬浮剂，醇类为溶剂，添加表面活性剂和固体粉末降阻剂搅拌造乳制得18。由于沉淀二氧化硅或膨润土等可能会增大滑溜水对地层微细裂缝的伤害，因此,直接采用固体粉末降阻剂进行在线混配就成为下一步研究的重点。变黏滑溜水用降阻剂仍然是以耐盐降阻剂为主，且普遍黏均分子量较常规滑溜水用降阻剂高。在北美地区，通常将变黏滑溜水用降阻剂称为高黏度降阻剂（HVFR），包括二叠纪、巴肯和鹰福特等区块都有大量应用，较传统压裂液降低约30%的成本1。疏水缔合聚丙烯酰胺是变黏滑溜水用降阻剂的研究热点，利用分子间和分子内缔合作用形成胶束而大幅增黏。程长坤等19以AM、AA、AMPS、2-丙烯酰胺-十八烷基磺酸钠(C18MPS)为单体，通过反相乳液聚合制备了一种低表界面张力、高防膨率的反相乳液降阻剂MHVFRs，黏均分子量达 1 800104，低黏时的降阻为72.5%，高黏时在100 剪切2 h后黏度保持在65 mPas以上，且破胶液表面张力26.55 mN/m，界面张力2.11 mN/m，防膨率88.5%，不仅实现了大范围变黏，而且实现了一剂多效19（见表1）。表1 不同MHVFRs降阻剂加量下的滑溜水黏度 Tab.1 Viscosity of smooth water under different dosages of drag reducing agents MHVFRs加量/%滑溜水黏度/(mm2s1)不添加C18MPS 添加C18MPS 0.025 1.63 1.72 0.05 1.89 2.05 0.10 4.20 4.60 0.25 36 48 0.50 63 78 0.75 105 126 相同条件下，含有疏水单体的降阻剂增黏效果更好，特别是降阻剂浓度达到了其临界胶束浓度（CAC）后，增黏效果进一步提升；该降阻剂有效第30卷 第4期 2023年8月 熊颖：国内外页岩气压裂液技术现状与发展趋势 67 含量(理论含量大于60%)远高于现有反相乳液降阻剂与悬浮乳液降阻剂，使得其增黏效果更好。然而，作者没有给出该降阻剂本身的黏度，太高有效含量会使得降阻剂本身黏度大增，现场难以实现连续混配，且理论含量高达60%在工业化生产中难以避免爆聚问题。加入与疏水缔合聚合物相反电荷的表面活性剂有助于胶束的形成。Jing Xianwu等20采用丙烯酰氯与Triton X-100酯化反应合成了水溶性非离子表面活性剂疏水单体（AT100），并与AM共聚制备了非离子疏水缔合聚丙烯酰胺P（AM-AT100）作为降阻剂。该降阻剂配制的低黏滑溜水黏度为3.86 mm2/s，降阻率达74.7%，加入十二烷基硫酸钠（SDS）后，SDS的疏水链与P（AM-AT100）的疏水单元聚集形成胶束，黏度提升至6.25 mm2/s，降阻率略有降低（71.72%），表明加入适当的表面活性剂后，降阻剂浓度未达到CAC也能形成胶束，这对于滑溜水增黏十分有利。疏水缔合聚合物降阻剂生产成本较普通的聚合物降阻剂高，这也是疏水缔合聚合物降阻剂现场应用少的原因。刘汉斌21用二丁基仲胺对抗盐型阴离子聚丙烯酰胺进行胺甲基化改性，所得的二丁基胺基改性位点亲水-亲油性能适中，可自发停留在油水界面，与油溶性的C18长链卤代烷进行季铵化反应,使得聚丙烯酰胺反相乳液的直接改性成为可能，大幅度降低了疏水缔合聚合物降阻剂的生产成本（见图2）。由于分子量是影响降阻剂降阻性能和增黏性能的关键因素，因此，有的学者更加关注超高分子量的耐盐聚丙烯酰胺降阻剂研究。Wei Juanming 22以AM、AA、AMPS为单体，通过水溶液聚合制备了一种超高分子量聚丙烯酰胺衍生物作为降阻剂，黏均分子量达2 320104，增黏和降阻性能好，最大降阻率达80.2%，在400 mg/L加量下滑溜水的黏度为5 mPas，降阻率为75.1%。虽然该降阻剂的耐盐性一般（21 000 mg/L的NaCl下黏度保持率为66%），但由于其增黏的绝对值较高，因此可以弥补耐盐性不足的影响，仍能在盐水中保持一定黏度。但由于降阻剂粉末在240 r/m下需要700 s才能溶解于水中，溶解性差，现场连续混配困难。1.4 其他新型压裂液 1.4.1 聚醚基热增黏降阻滑溜水 一般来说，聚合物随着温度的上升其增黏降阻性能逐渐降低。如果开发一种基于热增稠降阻的聚合物作为降阻剂将提升高温页岩气压裂效果。Chen Hao23等采用聚醚基热增黏剂（TVP）作为降阻剂以改进滑溜水耐盐耐温性能，研究了分子量相近的部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）和TVP的流变性与降阻性后发现，即使在200 mg/L的低浓度下，TVP也表现出热增稠能力。在5.0104 mg/L的NaCl盐水中，TVP的降阻率为73.47%，HPAM的降阻率为64.29%；在加热条件下，TVP的降阻性能得到进一步提升，65 时的降阻率达79.77%；在3565 下剪切1 h后，TVP的降阻率保留率达94.57%图2 大分子季铵化合成疏水缔合聚丙烯酰胺降阻剂原理 Fig.2 Preparation principle of hydrophobically associating polyacrylamide drag reducing agent with quaternary ammoniation of macromolecules Vol.30 No.4 Aug.,2023 68 世界石油工业World Petroleum IndustryE能源工程 Energy Engineering 97.77%。由于页岩气压裂均采用大排量泵注方式，其降温作用明显，降温后的井筒和地层温度很难超过65，上述研究成果有助于深层高温页岩气井井筒和地层裂缝中滑溜水降阻。1.4.2 纤维增强携砂性滑溜水 纤维用于压裂液中的历史悠久，但最初更多的是起到固砂作用，防止压裂液返排时支撑剂回流。近年来，由于滑溜水携砂要求不断提升，一些公司也将纤维用于低黏滑溜水中，不仅防止支撑剂回流，也通过机械悬浮作用来提升滑溜水的携砂性能。所用纤维主要是聚乳酸（PLA）和聚羟基乙酸（PGA）等可降解纤维材料，少量的可降解纤维（0.015%)就能显著提升滑溜水的携砂性能24。1.4.3 纳米乳液与疏水缔合降阻剂协同增黏滑流水 纳米乳液与疏水缔合降阻剂可以通过自组装行为提升滑溜水黏度，这也是近年来的研究重点。刘汉滨等21将制备的纳米乳液CNI-A和大分子疏水缔合型聚丙烯酰胺乳液降阻剂进行复配使用，不仅使滑溜水具备改善储层润湿性的作用，而且二者可超分子组装成纳米变黏滑溜水，其最大降阻率可达到75%以上，0.30%的降阻剂浓度达到了胍胶压裂液的携砂水平。刘培培等25采用0.1%0.6%降阻剂与0.2%纳米乳液组成变黏滑溜水，降阻剂浓度为0.1%时的滑溜水降阻率可达74.84%，且不需要添加交联剂就可实现变黏携砂，耐盐性好，可使用压裂返排液配液。2 流变性与携砂性研究 2.1 压裂液流变性 由于低黏滑溜水的黏弹性绝对值较低，无论其以弹性为主还是黏性为主，其携砂性能都还是依靠大的泵注排量携砂，因此页岩气压裂液的流变性研究更多的是针对中高黏滑溜水（见表2）25。表2 中高黏滑溜水黏弹性 Tab.2 Viscoelasticity ofhigh viscosity slick water 降阻剂/%滑溜水黏度/(mPas)G/Pa G/Pa G/G 滑溜水性质 0.4 32.77 5.5 2.01 2.74 弹性 0.6 50.65 9.4 3.22 2.92 弹性 研究表明，在实验的3050 mPas黏度范围内，滑溜水表现为弹性流体；随着黏度的增大，其储能模量G与耗能模量G均增大，且G/G也增大，说明其弹性模量增长速率超过黏性模量26。因此，中高黏滑溜水是黏性与弹性共同携砂，且弹性对其携砂性能的贡献远大于黏性。滑溜水黏弹性测试与扫描频率有关。以0.6%降阻剂加量下的滑溜水为例（见图3）。随着频率的逐渐增加，黏性模量和弹性模量均会随频率增加。在低频区，形变发生较为缓慢，分子链大多能量较低，能量多在黏性缓慢流动中发生损耗，导致弹性模量较低；随着频率增大，分子链没有足够时间滑动损耗，使得具有网状结构的变黏滑溜水弹性模量增强。2.2 支撑剂在压裂液中静态沉降速率 静态沉降速率是反映压裂液携砂性能的直接指标参数。相关研究表明，2040目支撑剂的沉降速率分布最宽，且随着支撑剂粒径的减小，其沉降速率分布趋于集中27；滑溜水的弹性对于支撑剂沉降有重要影响25，特别是对于粒径大的支撑剂更为明显（见图4）。图3 不同扫描频率下滑溜水的黏弹性模量曲线 Fig.3 Curve of Viscoelasticity modulus of slick water at different scanning frequencies 第30卷 第4期 2023年8月 熊颖：国内外页岩气压裂液技术现状与发展趋势 69 图4 中高黏滑溜水（降阻剂浓度为0.4%和0.6%)的 静态携砂能力曲线 Fig.4 Static sand carrying capacity curve of slick water(with Drag reducer concentrations of 0.4%and 0.6%)当降阻剂浓度为0.4%时，支撑剂静置120 min后的沉降比例为18.52%，平均沉降速率为1.5 10-4 mm/s；当降阻剂浓度为0.6%时，支撑剂静置 120 min后的沉降比例为15.63%，平均沉降速率为9.510-4 mm/s，两种降阻剂浓度的滑溜水均属于弹性流体，表现出良好携砂性能。2.3 可视化平板裂缝携砂性能 采用可视化平板裂缝携砂装置研究页岩气压裂液动态携砂性能是近年来的研究热点之一。对于低黏滑溜水（2 mPas），携带支撑剂形成砂堤分为3个阶段：（1）在一定水平距离上的砂堤高度逐渐增高，长度逐渐延伸；（2）砂堤增高至平衡高度He后停止增高，直到全部长度上的砂堤高度达到He；（3）持续注入的支撑剂在砂堤前沿沉降，在流动方向上增加了裂缝长度28。不同注入参数对砂堤形态影响较大，现场需依据携砂实验优化泵注参数，从而提高入口处裂缝的导流能力。当注入液体为0.10%降阻剂+8%支撑剂（70140目）时，其携砂能力好，但裂缝入口端未出现砂堤，支撑剂对裂缝的充填不充分；当注入液体为0.15%降阻剂+15%支撑剂（4070目）+0.5%交联液（30%浓度）和0.20%降阻剂+20%支撑剂（2040目）+1%交联液（30%浓度）时，裂缝填砂量较大，深部裂缝砂堤较高，但裂缝入口处充填差；随着泵注排量的增加，砂堤前缘距入口距离增大，前缘高度减小，而平衡高度变化不大29。其他相关研究也发现30，中黏滑溜水形成的砂堤平衡高度和坡角相对较小，但达到平衡的时间相对较长；在相同黏度下，疏水缔合聚合物滑溜水形成的砂堤平衡高度和倾角均大于常规部分水解聚丙烯酰胺滑溜水。3 体积压裂液的发展趋势 3.1 提高性能方面（1）低摩阻与高携砂兼顾难题未有完全解决；同时，滑溜水黏度越大，形成的缝网越简单。解决上述问题可利用超分子结构紊流降阻、结构强度携砂原理，研发超分子结构的降阻剂31，实现低黏低摩阻与高携砂多重功效，也避免不必要的增黏携砂降低了裂缝复杂程度。（2）压裂返排液回用时，由于降阻剂对压裂返排液中悬浮物具有絮凝作用，不仅会消耗降阻剂，而且还会造成潜在的地层裂缝伤害。解决该问题可以利用电荷排斥原理，使降阻剂分子带一定负电荷的同时又具有较好的耐高价金属离子能力，悬浮物始终保持分散状态，避免聚集成团带来严重伤害。（3）可自降解的降阻剂国内外均有一定报 道3234，但从其分子结构来看，现场是难以实现真正的自降解（更多的是侧链断裂）。利用不同温度对不同基团响应性原理，研发温度响应下主链断裂的降阻剂势在必行，结合破胶技术实现降阻剂在地层条件下逐渐降解为小分子。3.2 成本降低方面 固体降阻剂取代乳液降阻剂是未来发展的趋势之一35，可解决现有乳液降阻剂有效成分含量低，使用成本高，且油相、乳化剂和悬浮剂对地层微细裂缝造成潜在伤害风险以及增大压裂返排液处置难度等问题，但还需要解决连续混配装置小型化、装置运行长时间稳定等技术难题。3.3 助力“双碳”减排与利用 利用二氧化碳的驱油作用、二氧化碳与甲烷竞争性吸附-置换作用，开展二氧化碳驱替压裂液研究，在提高改造效果和采收率的同时实现二氧化碳的利用与减排，重点研究超临界二氧化碳用降阻增Vol.30 No.4 Aug.,2023 70 世界石油工业World Petroleum IndustryE能源工程 Energy Engineering 黏剂，解决现有超临界二氧化碳压裂液黏度低和摩阻高等难题。4 结论与建议 （1）页岩气压裂液均属于聚丙烯酰胺及其衍生物类滑溜水，从最初的常规滑溜水到满足压裂返排液回用的耐盐滑溜水，再到近年来可根据现场需要进行黏度调节的变黏滑溜水，且变黏滑溜水已成为页岩气压裂液的主流；（2）在滑溜水关键添加剂（降阻剂）分子结构中引入AMPS等耐盐基团或疏水单体以提升滑溜水耐盐性已成为国内外共识，但现场大规模应用的是前者，后者更多的是室内研究和现场试验；（3）中国目前普遍应用的页岩气压裂液为变黏滑溜水，并根据其黏度分为低黏、中黏和高黏滑溜水，而北美地区虽然也是类似的变黏滑溜水，但根据其黏度只分为低黏和高黏滑溜水。（4）低黏滑溜水的黏弹性绝对值低，对于携砂性起不到决定性作用，滑溜水的流变性研究主要是针对中高黏滑溜水，而可视化平板携砂实验是研究滑溜水性能及其泵注参数对携砂性能和砂堤状态影响的主要手段。（5）如何兼顾高携砂、高降阻性能已成为页岩气压裂液研究的重点，超分子结构的降阻剂从理论上能解决该问题，但低黏滑溜水结构强度的增大是否影响体积压裂缝网的复杂程度还需要研究。（6）固体降阻剂因其有效含量高，不含油相、乳化剂和悬浮剂等特点，使得其有望替代现有的乳液降阻剂，降低滑溜水应用成本，但受制于固体聚合物粉末连续混配困难，需要攻关小型化的固体降阻剂连续混配装置。（7）将矿石浮选技术引入体积压裂过程中，对支撑剂表面改性实现气悬浮，从而使低黏滑溜水具备高携砂性能在现场已获得成功，而如何将支撑剂表面改性剂直接用于压裂液是今后发展方向。参考文献：1 MOHAMMED S B G.Investigating the performance of high viscosity friction reducers Investigating the performance of high viscosity friction reducers used for proppant transport during hydraulic fracturingD.Missouri:Missouri University of Science and Technology,2019.2 熊颖,刘友权,梅志宏,等.四川页岩气开发用耐高矿化度滑溜水技术研究J.石油与天然气化工,2019,48(3):62-65,71.XIONG Y,LIU Y Q,MEI Z H,et al.Slick water technology of high salinity resistance for shale gas development in SichuanJ.Chemical Engineering of Oil&Gas,2019,48(3):62-65,71.3 HISHAM B M,MANSUR E,ZIAD B,et al.Emerging Technologies in Hydraulic Fracturing and Hydraulic Fracturing and gas flow modelling:A Review of fracturing technologies utilized in shale gas resourcesM.2020.4 吴奇,胥云,刘玉章,等.美国页岩气体积改造技术现状及对我国的启示J.石油钻采工艺,2011,33(2):1-7.WU Q,XU Y,LIU Y Z,et al.The current situation of stimulated reservoir volume for shale in U.S.and its inspiration to ChinaJ.Oil Drilling&Production Technology,2011,33(2):1-7.5 熊颖.页岩气压裂返排液回用关键水质指标的适应性J.天然气工业,2022,42(增刊1):66-7