摘要 减阻水压裂液体系在北美地区致密页岩气开采中发挥着重要作用，在中国具有广阔的应用前景。建立了一套可行的室内实验方法，对减阻水压裂液体系中的主要添加剂进行了优选：通过对 4 种减阻剂的分散性能及减阻性能进行评价，优选出了最佳减阻剂 FR-2；通过对 3 种表面活性剂的降低表面张力性能及对减阻剂的影响进行评价，优选出了最佳表面活性剂INTECHEM-02； 通过对3种页岩抑制剂的抑制性能及对减阻剂的影响进行评价，优选出了最佳页岩抑制剂 3C。此外，配伍性实验表明，优选出的 3 种添加剂之间以及添加剂与地层水之间均具有良好配伍性。
由于具有低孔、低渗的特点，大多数致密页岩气储层需要体积改造才能获得比较理想的产量。减阻水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展起来的一种新的压裂液体系。自从美国的 Mitchell 能源公司首次将减阻水应用在页岩气的压裂中以来，减阻水压裂液体系在北美地区获得了显著的经济效益并且已经取代了传统的凝胶压裂液而成为最受欢迎的压裂液。近年来，页岩气能源的开采在中国受到越来越高的重视，作为北美地区页岩气体积改造的关键技术，减阻水压裂液在中国具有广阔的应用前景。
1 减阻剂优选
由于减阻水压裂施工中泵速较大，因而会产生较高摩阻。作为减阻水体系的主剂，减阻剂的作用是减少压裂液流动时的摩擦系数，从而减少施工压力 。目前最常用的工业减阻剂都是以聚丙烯酰胺或聚丙烯酰胺的其他化合物为基础来制作的，这类聚合物往往具有较难溶解的特点。所以为了达到现场大排量条件下即配即用的目的，减阻剂不仅应具有较高的减阻性能，还应具有较好的溶解分散性能。从现场收集了 4 种聚丙烯酰胺减阻剂 ：聚 01、聚02、FR-1、FR-2，分别对其分散性能及减阻性能进行测定。
1.1 分散性能
减阻剂的分散性能可以用分散时间来表征，分散时间是指减阻剂聚合物完成溶解、破乳并且聚合物分子完全展开达到最大黏度所需要的时间。为了达到最大的减阻效果，减阻剂水溶液在进入套管或油管之前必须先使减阻剂溶解达到其分散时间。由于目前尚无标准的减阻剂分散时间测定方法，建立了如下测试方法。①配制一定浓度的减阻剂溶液，用六速旋转黏度仪测量其稳定 φ600 读数。②按照测量黏度时所需溶液的体积（350 mL）及减阻剂溶液浓度，计算并称取一定质量的减阻剂。③将 350 mL 清水加入到黏度计液杯中，将转速调到600 r/min。在黏度计转动过程中将步骤②中称量好的减阻剂加入，然后开始计时。④当黏度计读数达到步骤①所测得的 φ600 读数时停止计时，所测得的时间即为分散时间。结果测得聚 01、聚 02、FR-1、FR-2 的分散时间分别为 50、60、20、25 s。
1.2 减阻性能
减阻剂的减阻性能具体表现为减阻剂溶液流速加快和摩阻压降减少 ：当输送压力一定时，减阻效果表现为流速的增加 ；当流量一定时，减阻效果则表现为摩阻压降的减少。因此，可以使用增速率和减阻率 2 个指标来评价减阻剂的减阻性能。目前，国内外常用的是减阻率这一指标 。减阻率可通过下式计算 ：
式中，DR 为减阻率，P 为未加减阻剂时流体的摩阻压降，PDR 为加入减阻剂后流体的摩阻压降。只要能够得到同一流速下加入减阻剂前、后摩阻压降的大小，就可以计算出减阻率的值。采用环道评价装置（图1）评价减阻剂减阻性能。
该装置可以测量不同流量及不同温度条件下流体经过测试段的摩阻压降，然后通过上式计算便可得到在特定流量及温度下减阻剂溶液的减阻率。管道测试段长度为 2 m，管道内径为 2.5 cm，最大流量可达 4 m3/h。
具体实验步骤如下。①往溶液罐中加入 100 L 清水， 调节罐内及管道的温度至减阻水适用的温度（50 ℃）。②调节流量，测量不同流量下的测试管道两端的压降。③用氮气将清水从管道中驱入罐内，按一定浓度（0.1%）将减阻剂加入到罐内清水中搅拌均匀，配制减阻剂溶液。④测量不同流量（与①中流量一一对应）下测试管道两端的压降并计算减阻剂溶液的减阻率，实验结果如图 2 所示。由图 2可知，4 种减阻剂溶液的减阻率最初均随流量增加而增加，当达到一定流量时不再增加； 减阻剂 FR-2的减阻效果最好。在流量为 500 kg/h 时，4 种减阻剂的减阻率都小于 0，这是由于此时的流态为层流，而减阻剂分子只有在紊流中才会产生减阻效果，减阻剂的加入使得溶液黏度增加因而导致摩阻增加，使减阻率为负值。
1.3 最优减阻剂确定
通过对 4 种减阻剂的分散性能及减阻性能进行评价可知，减阻剂 FR-2 不仅具有较短分散时间，还具有最高的减阻率，因而选择 FR-2 作为最优减阻剂。
2 表面活性剂优选
2.1 性能评价
在减阻水中加入表面活性剂的主要目的是减小表面张力，降低返排压裂液需要克服的地层喉道毛管力，从而促进压裂液返排。对于致密页岩气藏，压裂液的滞留会对储层造成严重的水相圈闭损害，使得表面活性剂的作用更为重要。对表面活性剂FC911、INTECHEM-01、INTECHEM-02 进行了性能评价，评价方法是利用 JC2000D3 接触角测量仪测定不同浓度表面活性剂溶液的表面张力，测定结果如图 3所示。
由图 3 可知，3 种表面活性剂均具有较好的降低表面张力效果，在较低浓度时就达到了较低表面张力，且随着浓度的增加表面张力趋于平稳 ；3 种表面活性剂按降低表面张力性能由高到低排序依次为FC911、INTECHEM02INTECHEM-01。
2.2 表面活性剂对减阻剂的影响
通过多年的现场应用及室内研究发现，减阻水中其他化学剂的加入会对减阻剂产生一定影响，并最终带来减阻效果的变化。比如在一定情况下，阳离子页岩抑制剂与阴离子聚合物减阻剂之间会产生交联反应，使减阻剂聚合物分子结构变化，产生沉淀，这不仅降低了减阻剂效果，还会导致对地层的伤害。因而，在选择其他添加剂时，要考虑其对减
阻剂带来的影响。
测试了 3 种表面活性剂对减阻剂 FR-2 减阻效果的影响， 测试配方为0.1%FR-2+0.2%表面活性剂，结果见图4。
由图 4 可知，FC911 明显降低了减阻剂 FR-2的减阻效果， 而 INTECHEM-01、 INTECHEM-02 则使 FR-2的减阻率有较小提高。
2.3 最优表面活性剂确定
通过对 3 种表面活性剂的性能及其对减阻剂的影响评价可知，尽管 FC911 具有最高的降低表面张力性能，但其大幅降低了减阻剂 FR-2 的减阻效果，因而选用性能仅次于 FC911 的 INTECHEM-02 作为最优表面活性剂。
3 页岩抑制剂优选
泥页岩中黏土矿物的水化膨胀和分散运移会堵塞油气层，降低油气层的渗透率，因此必须采用防膨稳定措施，以防止黏土膨胀运移损害油气层，常用措施是在工作液中加入页岩抑制剂。对从现场页岩气储层不同深度所取的 2 种页岩岩样进行 X 射线衍射分析，结果见表 1。
由表 1 可知，2 种页岩岩样中的黏土矿物含量是相当丰富的，尽管不含有膨胀性最强的蒙脱石，但伊蒙混层含量较高，这同样使得岩样遇水会有一定膨胀性。
3.1 性能评价
使用 CPZ-2 双通道泥页岩膨胀仪对 3 种页岩抑制剂 3C、HPA、KCl 对岩样的抑制效果进行评价，具体方法如下： 在 105 ℃下，将过孔径为 0.154 mm筛的页岩岩样 1#烘干2～3 h，取出置于干燥器中 ；
放置 20 min 后，称取 5 g 置于内垫普通滤纸的测筒内，在 10 MPa 压力下稳压 5 min 后取出 ；将准备好的蒸馏水或浓度为 1% 的页岩抑制剂溶液注入测筒内，使用泥页岩膨胀仪测定岩样线性膨胀高度（mm） ，每 30 min 记录一个点，结果如图 5 所示。
由图 5 可知，岩样遇水具有一定膨胀性 ；3 种页岩抑制剂的抑制效果相差不大，由高到低依次为KCl、3C、HPA。
3.2 对减阻剂的影响测试 3 种页岩抑制剂对减阻剂 FR-2 减阻效果的影响，测试配方为 0.1%FR-2+1% 页岩抑制剂，结果如图 6 所示。由图 6 可知，HPA、KCl 的加入使得减阻剂 FR-2 的减阻效果大幅度降低，而 3C 则对 FR-2 的影响较小。
3.3 最优页岩抑制剂确定
通过对 3 种页岩抑制剂的性能及对减阻剂影响的评价可知，3种页岩抑制剂的抑制效果相差不大，但 HPA、KCl 大幅降低了减阻剂 FR-2 的减阻效果，而 3C 对 FR-2 影响较小，因而选用 3C 作为最优页岩抑制剂。
4 配伍性
4.1 添加剂之间的配伍性
对实验优选出的减阻水压裂液主要添加剂FR-2、 INTECHEM-02和3C之间的配伍性进行实验。取一定量现场配液用水， 向其中依次加入0.1%FR-2、0.2%INTECHEM-02 和 1%3C，混合均匀后密封置于 50 ℃（减阻水适用温度）恒温烘箱中，实验时间为 24 h。在整个实验过程中未出现浑浊及沉淀现象，说明各种添加剂之间配伍性良好。
4.2 与地层水配伍性
对优选出的 3 种添加剂与地层水的配伍性进行实验。取 FR-2、INTECHEM-02 和 3C 的混合溶液，与地层水按 1∶2、1∶1 或 2∶1的体积比混合均匀，密封置于 50 ℃（减阻水适用温度）恒温烘箱中，实验时间为 24 h。在整个实验过程中未出现浑浊及沉淀现象，说明各添加剂均与地层水相配伍。
5 结论
1. 通过对 4 种减阻剂的分散性能及减阻性能的综合评价，优选出最佳减阻剂为FR-2。
2. 表面活性剂、页岩抑制剂的加入会对减阻剂的减阻性能产生影响。
3. 通过对 3 种表面活性剂降低表面张力性能的评价及对减阻剂性能影响的研究，优选出最佳表面活性剂为INTECHEM-02。
4. 通过对页岩抑制剂抑制性能的评价及对减阻剂性能影响的研究，优选出最佳页岩抑制剂为 3C。
5. 优选出的 3 种减阻水主要添加剂之间以及 3种添加剂与地层水之间均具有良好的配伍性。