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SRFR低分子滑溜水及胶液体系性能介绍及现场应用--201406OB-SRFR低分子滑溜水及胶液体系性能介绍及现场应用东方宝麟科技发展（北京）有限公司2014年06月25日一、前言页岩气继煤层气、致密气之后成为全球关注的焦点，在全球油气资源领域异军突起，形成勘探开发的新亮点。
加快页岩气勘探开发，已经成为世界主要页岩气资源大国和地区的共同选择。
页岩气在北美尤其是美国取得了极大成功，在中国已被国务院批准作为第172个独立矿种，为大力发展页岩气勘查开发提供了机会。
页岩气开采的核心技术是水平井技术和水力压裂技术，美国超过一半的天然气都是通过压裂技术开采获得。
页岩气压裂技术具有大液量、大排量、大规模、低砂比、小粒径支撑剂的特点，需要在高排量下注入大量压裂液促使目的储层形成理想的裂缝系统。
压裂液及其性能无论是在页岩气开发还是在常规油气开发的压裂过程中，都是影响压裂最终效果的重要因素。
根据页岩气井压裂技术特点和压裂液的要求，东方宝麟科技发展（北京）有限公司在学习、吸收国内外常规压裂液和页岩气压裂液体系的基础上，通过艰难攻关、自主创新研发了“OB-SRFR低分子滑溜水及胶液体系”。
该体系在研发过程中，经过多次配方优化和实验评价后，其性能得到了国内中石化、中石油等能源国企的高度认可，并在页岩气田先导开发区块中应用，取得了理想的效果。
随后经过公司科研人员的优化研究，并结合重点开发区块储层的特点完善调整，“OB-SRFR低分子滑溜水及胶液体系”在国内众多页岩气井压裂施工中广泛应用，页岩气井压后产量屡创新高，证明了该液体体系能够满足页岩气井压裂施工的需求。
“OB-SRFR低分子滑溜水及胶液体系”在2011年到2014年6月分别在3个油田8个区块开展页岩气水平井压裂技术施工46口，压后页岩气井产量高，成果转化快，效果显著。
尤其是在焦石坝开发评价井组第一轮试验中，“OB-SRFR低分子滑溜水及胶液体系”广泛应用。
在焦页1HF井成功经验基础上，相继施工了35口井，今年按计划将要施工40余口井。
EM30降阻剂滑溜水压裂液在水平井中的应用摘要：通过添加了EM30降阻剂的滑溜水压裂液在水平井中进行现场试验，表明滑溜水压裂液在水平井施工中摩阻减阻效果突出，携砂效果显著，无论是射孔液还是压裂液都能反复回收利用，起到了减少储层伤害，缩短施工周期，降低生产成本的作用。
关键词：降阻剂滑溜水压裂液一、滑溜水压裂液目前应用现状长庆油田从2011年开始，随着致密油水平井体积压裂的增多，滑溜水压裂液的使用随之得到了广泛应用，多数情况下滑溜水的配方以超低浓度胍胶为主，浓度在0.08%左右，一般由降阻剂，杀菌剂，粘土稳定剂及助排剂等组成，同时具有较强的防膨性能，其粘度很低，一般在10mPa.s左右。
随着致密油气层的开发，致密油气层矿物含量高，天然裂缝发育，因此低粘度的液体更容易进入地层沟通天然裂缝，从而形成复杂的网络裂缝体系，另外由于裂缝复杂，形成的单个裂缝宽度很窄，因此对于支撑剂粒径要求较小。
致密储层一般具有厚度大的特点，因此为了沟通更多天然裂缝和更大泄流面积需要提高排量，所以要求泵注液体的摩阻要低。
致密油气储藏压裂改造规模大，所需液量大，所以要求液体成本低。
通过这几年长庆油田致密油体积压裂的开发，滑溜水压裂液一直在与时俱进，不断改善。
EM30滑溜水压裂液具有无固相残留、低伤害、低摩阻、高效返排和重复利用率高等显著优势。
目前已在体积压裂中规模化应用已达100余段次，较常规滑溜水相比，摩阻降低50%以上，水力喷射压力可降低5-10MPa，与原用的滑溜水相比，现场配制简单，返排液回收重复利用率达85%，成本降低60%。
二、滑溜水与常规胍胶对致密储层伤害对比分析致密油气压裂以低粘携砂，大排量、低砂比、大规模为主要施工方式，采用“低粘+交联混合” 压裂液技术。
大量的入地液量沿缝壁渗滤人储集层，毛管力的作用致使压裂后返排困难和流体流动阻力增加。
如果储集层压力不能克服升高的毛细管力，则出现严重和持久的水锁，造成储层伤害，从而影响改造效果。
滑溜水压裂液体系高温高压动态减阻评价系统滑溜水压裂液体系在页岩气开采过程中起着至关重要的作用，而其中的高温高压动态减阻评价则是其优化设计和操作的关键。
本文针对滑溜水压裂液体系的高温高压动态减阻评价进行研究。
首先介绍了滑溜水压裂液体系的组成和特性，包括滑溜水的主要成分、高温高压下的物理特性和化学反应等。
然后针对高温高压工况，提出了动态减阻评价的必要性。
通过文献综述和实验数据分析，确定了动态减阻评价的指标，包括比黏度、泵功、流速和剪切率等。
在指标确定的基础上，本文设计了动态减阻评价系统，包括数据采集、数据处理和结果可视化三部分。
数据采集利用高温高压流体实验装置进行，通过高精度传感器实时采集流体参数，并记录流体状态和流动过程。
数据处理则采用了机器学习算法和模型预测方法，通过对采集到的数据建立模型，预测流体动态减阻情况。
最后，结果可视化以图表和动态曲线呈现，使得操作人员能够及时了解流体状态，并通过调整操作参数进行优化设计。
通过对实验数据的分析和结果分析，本文得出了滑溜水压裂液体系在高温高压下的动态减阻特性，包括流速与剪切率呈正相关，高温高压下摩擦、惯性和剪切等不同机制对动态减阻起着不同的作用。
同时，本文设计的动态减阻评价系统能够准确预测滑溜水压裂液体系的动态减阻情况，并为其优化设计和操作提供了有效的手段。
综上所述，本文对滑溜水压裂液体系高温高压动态减阻评价进行了深入研究，得出了有效的评价指标，并设计了配套的评价系统。
这一研究成果对于滑溜水压裂液体系的优化操作和开采效率提升具有重要意义。
除了设计动态减阻评价系统，本文还利用实验数据对不同因素对滑溜水压裂液体系动态减阻的影响进行了探讨。
首先分析了不同pH值对流体动态减阻的影响。
实验结果显示，在高温高压下，pH值对滑溜水压裂液动态减阻影响较小。
其次，研究了不同添加剂（SDBS、APS、SF：三嵌段共聚物）对滑溜水压裂液剪切稀释性能的影响。
实验结果表明，三嵌段共聚物对流体剪切稀释性能最优，能够减少由于剪切引起的动态减阻。
滑溜水压裂液体系中减阻剂的优选张颖;余维初;吴军;胡传炯;丁飞;银伟【摘要】滑溜水压裂液体系是针对页岩气开发而发展起来的一种新型压裂液体系,其中的最核心助剂是减阻剂,它可以有效地降低施工过程中的摩阻,提高压裂效率与页岩气井产能,降低储层改造的生产成本.针对目前页岩气井现场压裂施工工艺要求,对减阻剂分散性能、减阻性能、返排液重复利用性能、生物毒性等性能进行评价,优选出J HFR-2纳米复合液体减阻剂.该减阻剂具有黏度低、高效速溶、适用于返排液、无生物毒性、可以实现自动化泵入、降低工人的劳动强度、节约生产成本的优点.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2015(037)009【总页数】3页(P53-55)【关键词】滑溜水;减阻剂;高效速溶;返排水;无毒【作者】张颖;余维初;吴军;胡传炯;丁飞;银伟【作者单位】长江大学化学与环境工程学院,湖北荆州 434023;长江大学化学与环境工程学院,湖北荆州 434023;非常规油气湖北省协同创新中心,湖北武汉 430100;非常规油气湖北省协同创新中心,湖北武汉430100;非常规油气湖北省协同创新中心,湖北武汉430100;长江大学化学与环境工程学院,湖北荆州 434023;中原石油工程井下特种作业公司,河南濮阳457001【正文语种】中文【中图分类】TE357.12页岩储层具有低孔、低渗的特点,其储量丰度低,开采难度大,一般无自然工业产量。
为了实现页岩气的高效开发,主要核心技术就是水平井钻井技术与水平井分段压裂技术。
水力压裂是通过在地层产生诱导应力,改变原始地应力的分布,最终形成网状裂缝,从而提高产能。
水力压裂的关键是选用合适的压裂液,页岩气开发多选用滑溜水压裂液体系[1～3]。
减阻剂是滑溜水压裂液体系中的最核心的组成部分,它的性能尤为重要,但目前国内使用的减阻剂在应用过程中存在着诸多问题,如溶解困难,生物毒性强,抗盐、抗钙性能低,在返排液中减阻性能差等[4]。
四川页岩气开发用耐高矿化度滑溜水技术研究熊颖;刘友权;梅志宏;张亚东;龙顺敏【摘要】针对滑溜水耐高矿化度、耐高硬度性能差等问题,通过降阻剂分子量与结构分析,发现高分子量、线性分子链结构、分子侧链带空间位阻大功能单体有利于提高降阻性能和耐盐性能,并以此开发了一种耐高矿化度、耐高硬度降阻剂,引入助排剂、杀菌剂等,形成了耐高矿化度、耐高硬度滑溜水.在矿化度为10×104 mg/L 和硬度为3000 mg/L下的降阻率达73％;在返排液矿化度40000 mg/L、硬度1000 mg/L下进行了现场试验,施工曲线平稳,估算降阻率达75％,表现出良好的降阻性能.【期刊名称】《石油与天然气化工》【年(卷),期】2019(048)003【总页数】5页(P62-65,71)【关键词】高矿化度;高硬度;降阻剂;降阻率;聚丙烯酰胺【作者】熊颖;刘友权;梅志宏;张亚东;龙顺敏【作者单位】中国石油西南油气田公司天然气研究院;页岩气开采与评价四川省重点实验室;中国石油西南油气田公司天然气研究院;页岩气开采与评价四川省重点实验室;中国石油西南油气田公司川东北气矿;中国石油西南油气田公司天然气研究院;页岩气开采与评价四川省重点实验室;中国石油西南油气田公司天然气研究院;页岩气开采与评价四川省重点实验室【正文语种】中文随着页岩气的大规模开发，压裂返排液多次重复利用，在地层条件下与岩石接触造成的盐溶解、离子交换，使得压裂返排液的矿化度以及硬度均呈上升趋势。
部分地区压裂返排液的平均矿化度达40 000 mg/L、硬度达1000 mg/L。
压裂返排液中的盐(特别是高价金属盐)易造成降阻剂分子链卷曲，大幅降低滑溜水的降阻效果。
目前，国内外对于高矿化度压裂返排液配制滑溜水主要是通过大幅提高降阻剂等添加剂用量(提高40%～70%)来实现。
虽然国内外也开发出了一些耐高矿化度的低用量降阻剂，但主要限于阳离子型、非离子型以及两性离子型，其成本较高，还存在与现场广泛使用的阴离子型降阻剂不配伍等问题[1-3]。
新型滑溜水压裂液的性能研究新型滑溜水压裂液的性能研究摘要：本论文通过对新型滑溜水压裂液的性能研究，对该液体在岩石破裂中的应用效果进行了探讨。
研究表明，新型滑溜水压裂液具有良好的渗透性和扩散性能，能够有效地刺激岩石的破裂和裂缝扩展，因此具有较好的应用前景。
关键词：滑溜水压裂液、性能研究、渗透性、扩散性、岩石破裂1. 研究背景滑溜水压裂技术是一种将液体射入岩石内部，使岩石自然断裂和破裂的技术。
该技术是一种用于石油和天然气的采集过程中对井壁进行完善的工具。
不同种类的滑溜水压裂液在采油采气的过程中具有相应的应用效果。
但是，现有的传统滑溜水压裂液在应用过程中存在一些问题，如有毒、易燃等。
因此，开发研究新型滑溜水压裂液，提高其应用效果，是当前的一项重要工作。
2. 实验方法本论文选取了自然岩石样本，通过实验研究新型滑溜水压裂液在岩石中的作用效果。
实验过程中主要采取以下方法：2.1 研究滑溜水压裂液的渗透性和扩散性能通过对不同密度和粘度的滑溜水压裂液的渗透性和扩散性能进行研究，评估其在岩石中的推进能力和扩散能力。
2.2 监测岩石的断裂和裂缝扩展情况在实验过程中，通过监测岩石的变形情况、应力变化等指标，评估新型滑溜水压裂液在岩石中的破裂效果和裂缝扩展情况。
3. 实验结果通过实验研究发现，新型滑溜水压裂液，具有良好的渗透性和扩散性能。
经过各项指标测试，滑溜水压裂液达到浓度和粘度的平衡状态，可以达到最好的渗透和扩散效果。
同时，通过对岩石的变形情况、应力变化等指标的检测，可以看到新型滑溜水压裂液可以实现对岩石破裂、裂缝扩展等效果的提高。
由此得出，新型滑溜水压裂液具有更优秀的应用效果，其渗透性和扩散性能较好，可以有效地刺激岩石的破裂和裂缝扩展。
4. 结论本论文通过实验研究新型滑溜水压裂液的性能，发现其在岩石破裂和裂缝扩展中的应用效果更佳，具有良好的应用前景。
研究并分析了滑溜水压裂液的渗透性和扩散性能，发现浓度和粘度的平衡是获得最佳应用效果的关键。
滑溜水调研报告1. 引言滑溜水是一种新的水处理技术，能够将水的表面张力降低到极低的程度，使水变得非常滑溜。
这项技术有着广泛的应用前景，可以用于改善工业生产过程、提高润滑效果以及改善人们的生活质量。
本调研报告旨在对滑溜水技术进行深入了解，探讨其应用领域和未来发展方向。
2. 滑溜水的原理及制备方法滑溜水的滑溜性质是由其特殊的分子结构所决定的。
在滑溜水中，碳基烷基链通过化学键与硅基衬底上的氮化硅键合，形成了耐热性很强且不易破坏的化学键连接，给水表面带来了一层保护膜，从而降低了表面张力。
制备滑溜水的方法有很多，其中最常见的是热浸渍法。
通过将硅基衬底浸泡在含有滑溜水成分的溶液中，并进行高温处理，可以将滑溜性能与硅基衬底上的氮化硅键合成一体，从而获得高质量的滑溜水。
3. 滑溜水的应用领域3.1 工业生产滑溜水技术在工业生产中有着广泛的应用潜力。
例如，在汽车制造过程中，滑溜水可以用于润滑汽车动力系统的各个部件，提高发动机的效率和使用寿命。
此外，滑溜水还可用于减少工业设备的摩擦和磨损，降低能耗和维护成本。
3.2 医疗卫生滑溜水技术在医疗卫生领域也有着广泛的应用前景。
在手术过程中，滑溜水可以作为一种有效的润滑剂，减少手术器械与组织之间的摩擦，降低手术风险。
此外，滑溜水还可以用于改善医用器械的诊断效果，提高医疗诊断的准确性。
3.3 家居生活滑溜水技术也可以应用于家居生活中。
例如，在浴室中使用滑溜水处理过的地板和墙壁，可以有效地防止水渍和污渍附着，保持整洁。
滑溜水还可以用于防止污垢在厨房台面和洗涤槽上的黏附，减少清洗的困难和工作量。
4. 滑溜水技术的发展前景滑溜水技术目前还处于起步阶段，但其潜力巨大。
随着技术的不断发展，滑溜水的应用领域将会不断扩大。
未来，滑溜水有望在环境保护、能源节约、新材料等方面做出更大的贡献。
5. 结论滑溜水技术具有广泛的应用前景，可以用于改善工业生产过程、提高润滑效果以及改善人们的生活质量。
随着技术的不断发展，滑溜水的应用范围将会不断扩大，为各个行业带来更多的便利和创新。
滑溜水压裂液研究及在东濮致密储层的应用摘要：勘探表明濮卫环凹沙三下、沙四段发育有泥页岩夹薄砂条型致密油，采用常规压裂增产效果不理想，本文通过优选降阻剂、粘土稳定剂、助排剂，复配形成低伤害、低摩阻滑溜水压裂液体系，结合直井簇射孔开展复杂缝压裂试验，形成了低排高粘纵向穿层、高排低粘平面扩缝、多尺度支撑的复杂缝压裂技术，增产效果显著。
关键词：滑溜水；复杂缝；低伤害；降阻率随着油气资源的不断开发，低渗及超低渗透储层占比越来越大，已成为我国油气增产的重要领域，是未来油气田可持续发展的重要研究方向[1]。
研究发现濮卫凹陷沙三中下、沙四段储集空间以微裂缝及粒间微孔为主，储层渗透率＜1mD，泊松比0.271～0.287，弹性模量21.26～34.41GPa，岩石力学脆性54.8～94.5%，地应力差异系数0.10～0.18，具备致密油气发育特征。
中原油田工程院针对该储层特征，结合体积压裂“大液量、大排量、低砂比”的施工特点，围绕“低伤害、低摩阻”性能要求，开展了滑溜水压裂液的室内研究，取得了良好的现场试验效果。
一、滑溜水压裂液体系研究混合水压裂技术主要是针对岩石脆性指数较高、天然裂缝发育的致密储层[2]，采用滑溜水、线性胶和冻胶进行交替注入，既满足复杂缝网的需要，又能改善铺砂效果。
由于滑溜水对支撑剂悬浮性能差，需要靠大排量来减缓支撑剂的沉降，排量大摩阻就高，降低摩阻是实现复杂缝网改造的关键。
本文对滑溜水用降阻剂、助排剂、防膨剂等进行评价优选，复配出一种低摩阻、低伤害的滑溜水压裂液。
1.降阻剂优选依据NB/T14003.2-2016降阻剂性能指标及测试方法对J-2A、JH、J-2D及SN 共4种乳液降阻剂进行评价。
用该区块地层水配制0.15%各降阻剂溶液，观察配伍性，静置120h后J-2A及J-2D无明显分层、絮凝。
用烘干法测试固含量，要求≥30%；用离心法测残渣含量，要求残渣≤150mg/L。
用降阻率测试仪测试0.1%各降阻剂溶液在11000s-1剪切速率下的降阻率，要求大于70%。
DOI: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.05.016纳米变黏滑溜水黏弹携砂机理与渗吸性能刘汉斌1， 柏浩2， 唐梅荣1， 吕宝强1， 韩创辉3， 王文中2， 周福建2， 姚二冬2（1. 长庆油田分公司油气工艺研究院, 西安710021；2. 中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院, 北京102249；3. 长庆化工集团有限公司, 西安 710021）刘汉斌，柏浩，唐梅荣，等. 纳米变黏滑溜水黏弹携砂机理与渗吸性能[J]. 钻井液与完井液，2022，39（5）：638-645. LIU Hanbin, BAI Hao, TANG Meirong, et al.Study on viscoelastic sand-carrying mechanism and imbibition performance of nano variable-viscosity slickwater[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid ，2022, 39（5）：638-645.摘要 纳米变黏滑溜水作为一种具有良好携砂性能和渗吸置换作用的新型压裂液体系，已成功应用于长庆油田页岩油体积压裂施工，现场试验结果表明其具有良好的携砂性能以及增产效果，40 %砂比条件下加砂过程压力平稳，压裂施工完成后单井日产油量可达11.31 t ，但其携砂机理与渗吸性能尚不明确。
因此对现场使用浓度的纳米变黏滑溜水与常规EM30S 可交联滑溜水体系进行室内实验研究，通过动态携砂运移、透射电镜（TEM ）、流变性能评价以及储层温压条件下的带压渗吸等实验方法，揭示了纳米变黏滑溜水的携砂机理并评价了其渗吸性能。
实验结果表明，滑溜水弹性模量与黏性模量的交点值反映了滑溜水溶液的携砂性能，交点值越小，其弹性携砂性能越强；相同黏度下的纳米变黏滑溜水CNI 体系黏弹模量交点值仅为0.0741 Hz ，远低于现场用滑溜水EM30S 的0.181 Hz ，致使其静态和动态弹性携砂性能远高于EM30S ；电镜结果表明纳米乳液与变黏滑溜水存在强化缔合结构是滑溜水的弹性携砂性能增强的主要原因。
低分功能型聚合物相渗曲线特征研究及现场应用杨学勇【摘要】Salt resisting polymer with better performance is one of the important research directions in polymer flooding. Relative permeability curves of " salt resisting" polymer flooding was determined through unsteady method under different concentration and varied permeability in many core experiments, and compared them with ordinary polymer flooding. The results show the relative permeability curve variation of salt-resisting polymer flooding and ordinary polymer flooding are similar, residual oil saturation decreases significantly with the increasing of polymer solution concentration and core permeability. However, water saturation increase ( move rightly) at equal-permeability point and the oil-water span became large. In low permeability cores, the oil displacement effect of "salt resisting" polymer with functional monomer on its molecular chains is better than ordinary polymer. The oil displacement effect is related with molecular configuration rather than molecular mass.%采用低分功能型、增黏性能更好地低分功能型聚合物是聚合物驱提高原油采收率的重要攻关方向之一.通过大量的岩心实验,测定了低分功能型聚合物驱在各种不同条件下的相渗曲线,并与普通聚合物驱进行了对比.结果表明,低分功能型聚合物驱与普通聚合物驱的相渗曲线具有相似的变化规律,随聚合物溶液浓度、岩心渗透率的增加,残余油饱和度明显减少；但等渗点下含水饱和度有所增大(向右移动),油水两相跨度增大.由于低分功能型聚合物在分子链上引入了功能性单体,在低渗透岩心上的驱油效果要好于普通聚合物,并不是聚合物的分子量越大驱油效果越好,还与聚合物的分子构型相关.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2012(012)023【总页数】4页(P5877-5880)【关键词】低分功能型聚合物;相渗曲线;残余油饱和度【作者】杨学勇【作者单位】大庆油田有限责任公司第五采油厂,大庆163513【正文语种】中文【中图分类】TE357.46大庆油田聚合物驱已大面积推广应用，聚驱相渗曲线是聚合物驱油田开发生产的重要基础资料。
SRFR低分子滑溜水及胶液体系性能介绍及现场应用东方宝麟科技发展（北京）有限公司2014年01月20日一、页岩气SRFR液体体系概况页岩气开采的核心技术是水平井技术和水力压裂技术，美国超过一半的天然气都是通过压裂技术开采获得。
页岩气压裂技术具有大液量、大排量、大规模、低砂比、小粒径支撑剂的特点，需要在高排量下注入大量压裂液促使目的储层形成理想的裂缝系统。
压裂液及其性能无论是在页岩气开发还是在常规油气开发的压裂过程中，都是影响压裂最终效果的重要因素。
根据页岩气井压裂技术特点和压裂液的要求，东方宝麟科技发展（北京）有限公司在学习、吸收国内外常规压裂液和页岩气压裂液体系的基础上，通过艰难攻关、自主创新研发了“SRFR低分子滑溜水及胶液体系”。
该体系经过多次配方优化和实验评价后，其性能得到了国内能源国企的高度认可，并在页岩气田先导开发区块中应用，取得了理想的效果。
随后经过公司科研人员的优化研究，并结合重点开发区块储层的特点完善调整，“SRFR低分子滑溜水及胶液体系”在国内众多页岩气井压裂施工中广泛应用，尤其是在江汉油田焦石坝页岩气井压裂施工中，压后产量屡创新高，证明了该液体体系能够满足页岩气井压裂施工的需求。
二、液体主要性能优异“SRFR低分子滑溜水及胶液体系”属于低分子聚合物压裂液，是利用分子间缔合作用形成超分子聚集体，进而发展成可逆式空间网状结构的结构型流体，高效减阻剂及低分子稠化剂为白色粉末状（高效减阻剂目前研制了乳液型），配制完成后均为透明状粘稠液体，流动性好，PH值在7-7.4之间，适用储层温度-20～180℃之间。
该液体体系的主要优点为低摩阻、低膨胀、低伤害、易返排、性能稳定和溶胀速度快等特性，具有类似清洁压裂液的特点，粘弹性性好，易于在线配制，适应性强，能够满足不同储层油气井压裂的需要。
“SRFR低分子滑溜水及胶液体系”与传统的胍胶体系相比较，主要具有以下两个方面的优点。
1、基本性能优点（1）超分子结构性流体具有抗盐、耐碱的先天特性；（2）携砂能力强（粘弹性作用），0.5%SRFR浓度的胶液能够达到32%的砂比，静置18小时后有轻微沉降，而胍胶4个小时后全部沉降；（3）无残渣、低伤害，SRFR体系对岩心伤害在10%以下，而胍胶为34%左右；（4）剪切稀释性好，这一特性能够大幅度降低流动阻力，滑溜水降阻率达70-78%；（5）抗剪切性能，水基交联压裂液由于其交联作用的不可逆性则其有效粘度必然随剪切时间增长而不断下降；而结构性流体由于其结构随剪切作用而可逆变化，则当剪切速率一定时，其结构将达到与该剪切速率平衡的状态，则其有效粘度不再随剪切时间增长而下降，长期保持恒定，表现出优良的抗剪切特性。
2、现场应用优点（1）性能稳定，保存时间长（最长达15天）；（2）对配液清水水质标准要求低，适应性强；（3）粘度可调，在2～100mPa·s；（4）材料种类3-4种，现场配液简易，减少了配液时间占施工时间的比例；（5）成胶速度快，压裂施工具有良好的粘弹性；（6）压裂液抗剪切性好、压后破胶快、储层残杂少；（7）胶液配物性好，不存在润湿反转；（8）可进行在线连续混配，更加适应页岩气压裂施工大液量、连续施工特点；（9）易返排，连续稳定自喷返排率达46.8%，可节省大量排采费用；3、主要性能参数（1）SRFR滑溜水主体配方：0.12～0.2%高效减阻剂SRFR-1+0.3-0.5%复合防膨剂SRCS-2+0.1-0.3%复合增效剂SRSR-2+0.01-0.02%消泡剂+清水，其中高效减阻剂为固体粉末，复合防膨剂为液体，复合增效剂为液体。
表1 滑溜水综合性能（2）SRFR胶液主体配方：0.3%-0.5%低分子稠化剂SRFR-CH3+0.2-0.3%流变助剂SRFR-CH2+0.2-0.3%复合增效剂SRSR-2+0.05%粘度调节剂SRVC-2 +0.02％消泡剂+清水。
表2 胶液主要性能参数4、携砂性能测定将不同浓度的SRFR-1滑溜水和胶液体系进行粘度测试和沉砂速率测试。
表3 SRFR-1滑溜水体系黏度及携砂性能评价表4 SRFR胶液体系沉砂速率实验结果图1 焦页1HF井现场胶液静态沉砂测试（砂比为20%覆膜砂悬浮22小时不沉砂）5、压后返排情况“SRFR低分子滑溜水及胶液体系”表、界面张力相对较低，易于压后返排。
采用0.3%SRSR-2复合增效剂用现场山泉水、小溪水及自来水配制的滑溜水、胶液均有较好的助排作用，满足现场施工要求。
胶液破胶后返排液一般要求表面张力小于28mN/m，界面张力小于5mN/m，毛细管粘度低于5mPa·s。
（复合增效剂与接触角、表界面张力的关系复合增效剂与返排率的关系）图2 复合增效剂的性能测定经室内实验测定，胶液返排液表面张力为28.61mN/m，界面张力为4.91mN/m，低于清水表、界面张力，具有进一步回收和重复循环利用的基础。
其中采用0.3%SRSR-2复合增效剂时接触角最大，排出率为50%。
（现场滑溜水返排率现场胶液返排率）图3 现场返排率性能测定6、稳定性能评价图4 SRFR滑溜水及胶液在-19℃的状态在-19℃下冷冻120min后，SRFR体系没有明显变化，仍然保持冷冻前的状态，流动性很好，没有出现粘度下降，流动性变差的现象。
在夏季酷热天气条件下，长时间放置不会变质，不会影响液体性能。
7、胶液其他性能（1）流变特性。
利用MAS-Ⅲ高温高压流变仪进行测试。
装好压裂液并设定流变仪加热温度，用表观粘度随时间变化趋势确定压裂液的剪切稳定性。
以170s－1下连续剪切，直到压裂液的表观粘度为50mPa.s时为止。
按照0.3%低分子稠化剂SRFR-CH3+0.3%流变助剂SRFR-CH2+0.2复合增效剂SRSR-2+0.05%粘度调节剂SRVC-2 +0.02％消泡剂+清水的配方配制成胶液，不同温度下的胶液剪切稳定性结果见下图。
（3）粘弹性参数。
表7 胶液粘弹性参数数据表（0.35%低分子稠化剂SRFR-CH3）测试数据表明，SRFR液体体系（0.35%低分子稠化剂SRFR-CH3）的储能模量与耗能模量之比均大于常用的胍胶压裂液，即其粘弹性更强。
（4）破胶参数。
表8 压裂液破胶液表面和界面张力（26℃）表9 胶液体系破胶性能实验在SRFR-1胶液体系中加入破胶剂，在8000r/min下，80℃测定体系的流变性能，0.05%加量的体系的粘度在70min后粘度下降到2mPa·s，0.01%加量的体系的粘度在70min后粘度下降到10mPa·s，基本破胶。
而0.005%加量的体系粘度较大，90min 粘度保持在15mPa·s左右。
三、现场配制技术成熟东方宝麟科技发展（北京）有限公司经过长期的现场施工，已经具备了成熟的现场施工经验和配置液体技术。
公司现场施工主要技术人员和施工队伍，均具有多年专业工作经验，可以高效负责的完成现场施工任务。
在江汉油田的施工中，没有出现任何配液不达标或者异常情况。
1、储液池和储液罐配制现场如果在没有连续混配车的情况下，可以在储液池和储液罐中，采取大排量射流循环的配制方法，也能满足给混砂车提供10-14m3/min的施工排量要求。
按照SRFR滑溜水及胶液的各添加剂配比，按照以下添加剂加入顺序，配制成液体供给混砂车。
滑溜水添加剂加入顺序：高效减阻剂-复合防膨剂-消泡剂-复合增效剂。
胶液添加剂加入顺序：低分子稠化剂-消泡剂-复合增效剂，在施工过程中再加入粘度调节剂和流变助剂。
图9 SRFR滑溜水及胶液现场配制图图10 SRFR滑溜水及胶液现场储液池图11 胶液阶段混砂车上添加粘度调节剂和流变助剂2、快速混配车配制胶液基液即可初步悬砂携砂，2分钟内粘度达到最高粘度的80%，且没有鱼眼；添加流变助剂交联后迅速起粘，粘度达到100mPa·s左右，性能良好，这为在线连续配液以及为无储配液创造了条件，可以满足混砂车10-15m3/min的施工排量要求。
如果现场有快速混配车，把滑溜水和胶液的添加剂按照液体配方，加入连续混配车搅拌罐，添加剂加入顺序与滑溜水连续混配相同。
加入过程中注意监控各添加剂的加入比例和速度，并随时检查，避免出现加入比例不当的情况。
图12 现场连续混配车照片四、现场施工参数统计1、施工井数统计根据2011年到2013年的施工统计，“SRFR低分子滑溜水及胶液体系”分别在江汉油田4个区块开展页岩气水平井压裂技术施工28口。
（1）江汉油田涪陵大安寨组2口：涪页3-2HF（陆相介壳灰岩页岩气），涪页4-2HF；（2）江汉油田彭水龙马溪组3口：彭页2HF，彭页3HF，彭页4HF（海相常压页岩气）；（3）江汉油田元坝千佛崖组1口：元页1HF井（陆相页岩油气井，TVD3850m，闭合压力93MPa）；（4）江汉油田涪陵焦石坝龙马溪组22口：焦页1HF、焦页1-2HF、焦页1-3HF、焦页1-4HF、焦页2-1HF、焦页3-2HF、焦页4-1HF、焦页6-2HF、焦页6-3HF、焦页7-2HF、焦页7-3HF、焦页8-2HF、焦页8-3HF、焦页9-1HF、焦页9-2HF、焦页10-2HF、焦页11-2HF、焦页12-1HF、焦页12-2HF、焦页12-3HF、焦页12-4HF、焦页13-2HF井，累计施工357段。
2、典型单井介绍（1）焦页9-2HF共22段，目前由于工具原因只压裂两段，压后效果良好，日产量约为15万方。
图13 焦石坝焦页9-2HF现场图片（2）焦页8-2HF井施工共22段，压后无阻流量约为156万方/天，目前配产25万方/天，是目前焦石坝页岩气田产量最高的单井。
图14 焦石坝焦页8-2HF现场图片（3）压裂液量分析。
从压后试气结果来看，产量与压裂施工液量表现出正相关性，加大液量对形成复杂裂缝系统有促进作用。
从焦页1-3HF、焦页7-2HF、焦页6-2HF、焦页8-2HF井的总液量、平均单段液量与日产量的关系来看：液量与产量具有一定正相关关系，液量越大，产量越高。
表10 焦石坝典型井压裂参数统计3、施工记录统计焦石坝区块施工的页岩气井储层分为龙马溪组和五峰组，储层温度高、单井施工难度大、周期长，水平段长大部分在1000-1500m之间，分别在国内页岩气井压裂施工中创下许多记录。
具体的单项施工记录如下：（1）最大施工段数：26段（焦页12-4HF）；（2）最大施工砂比：32%（焦页1HF）；（3）单段最大砂量：183m³（焦页1HF井）；（4）最大液体规模：46500 m³（彭页3HF井）；（5）单段最大液量：2652m³（焦页11-2HF）；（6）最高施工压力：97MPa（焦页11-2HF井）；（7）最高施工排量：15.6m3/min（元页1HF井）；（8）最高日产气量：30×104m3/d（焦页8-2 HF井）；（9）最高无阻流量：156×104m3/d（焦页8-2 HF井）；（10）最高累产气量：4297×104m3（焦页1HF，已稳产2年）；（11）最高累产油量：3600吨（元页1HF）；图15 江汉油田焦石坝页岩气井部署位置图图16 江汉油田焦石坝页岩气加砂统计图17 江汉油田焦石坝页岩气井液体统计“SRFR低分子滑溜水及胶液体系”在焦石坝开发评价井组第一轮试验中，压后页岩气井产量高，成果转化快，效果显著。
