页岩气藏是典型的非常规天然气藏，它具有超低渗透率、生产周期长和开采寿命长的特点[1]，渗透率一般在毫微达西至微纳达西之间，为获得理想的工业气流，一般用滑溜水进行大规模的压裂改造。结合页岩气储层压裂施工特点，对滑溜水性能要求：压裂规模大，“千方砂万方液”，要求体系满足连续混配；施工排量大（10 m3/min～20 m3/min），管柱摩阻高，要求滑溜水减阻效果好且抗剪切；水质来源复杂，要求体系具有抗盐性。

滑溜水压裂液体系配方

减阻剂的研制

开展分子结构设计，以具有多支链结构的聚合物分子作为本体，通过化学反应接枝多种功能性单体，合成了具有梳状分子结构的减阻剂DR64，实现了高效减阻和耐盐的目标。其侧链上的疏水官能团与高分子主链的亲水基团会产生分子间斥力，从而使高分子主链更易舒展，增强减阻性能。其磺酸基团能增强聚合物抗阳离子沉淀的能力，使高分子聚合物抗盐性能提高。

高效助排剂的优选

毛细管力的作用使流体流动阻力增加，导致压裂后压裂液返排困难。如果地层压力不能克服毛细管力，压裂液滤液和残渣吸附在裂缝表面，造成储层孔隙堵塞和压裂液无法返排，就会致使渗透率降低，伤害储层。为了减少压裂液在地层的停留时间，须使用助排剂，降低压裂流体的表面张力。以降低油水相间界面张力、增大与岩心表面接触角两方面为目标，选取不同助排剂进行对比（见表1），优选出具有较佳界面张力与接触角平衡值的新型助排剂ZPJ-6。与常规产品相比，新型助排剂具有较低的界面张力和较高的接触角，毛细管阻力相对减小。

黏土稳定剂的优选

压裂液以小分子水溶性滤液进入孔隙，水溶性介质使储集层黏土矿物膨胀、分散和运移，容易堵塞油层。如果不采取黏土稳定措施，将导致储集层渗透率不可逆转的下降。通过优选对比（见表2），优选的黏土稳定剂NTW-1，与常规稳定剂相比，防膨率好，分子粒径小，易在黏土矿物表层形成?；つ?，减少了黏土颗粒晶层间斥力，能有效抑制黏土膨胀。

表面活性剂优选

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6个样品进行了性能评价，评价方法是利用K-100张力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（见表2）。

表2表面活性剂评价

由表2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PYKL、XXSD和BFC。

选用HLBT减阻剂，测试了3种表面活性剂对减阻剂减阻效果的影响（见表3）。

表3 3种表面活性剂对减阻剂减阻效果的影响

由表3可知，XXSD明显降低了减阻剂的减阻效果，而BFC则使减阻剂的减阻率有较小提高。

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XXSD具有最高的降低表面张力性能，但其大幅降低了减阻剂的减阻效果，因而选用BFC作为最优表面活性剂。