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懸浮液基高效減阻攜砂壓裂液的研發(fā)與應用

文檔作者：麥爾耶姆古麗·安外爾1 蒲迪2 翟懷建1 劉寬2 鄔國棟1 余波4 金誠2 3 文檔來源： 1. 中國石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院 2. 四川光亞聚合物化工有限公司637500；3. 西南石油大學新能源與材料學院 4. 中國石油新疆油田分公司百口泉采油廠		更新日期： 2026年09月12日	點擊數(shù)：
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上一篇：乙烯裝置運行過程中的危險性及預防措施

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第39 卷第3 期
2022 年9 月25 日
油田化學
Oilfield Chemistry
Vol.39 No.3
25 Sept，2022
http：//ythx.scu.edu.cn
文章編號：1000-4092（2022）03-387-06
懸浮液基高效減阻攜砂壓裂液的研發(fā)與應用*
麥爾耶姆古麗·安外爾1，蒲迪2，翟懷建1，劉寬2，鄔國棟1，余波4，金誠2，3
（1. 中國石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆克拉瑪依834000；2. 四川光亞聚合物化工有限公司四川南充637500；3. 西南石油
大學新能源與材料學院，四川成都610500；4. 中國石油新疆油田分公司百口泉采油廠，新疆克拉瑪依834011）
摘要：為解決壓裂用聚合類乳液稠化劑不耐高鹽以及懸浮液稠化劑穩(wěn)定性差的問題，以抗鹽締合聚合物KFPY
為基礎(chǔ)，通過考察懸浮液稠化劑的穩(wěn)定時間、本體黏度，優(yōu)選了體系的穩(wěn)定劑，優(yōu)化了粉末稠化劑粒徑以及比例，
最終形成懸浮液稠化劑GAF-TE組成為：48.5%白油+1.5%乳化劑G10+5%有機改性膨潤土+45% 抗鹽締合稠化
劑KFPY。在瑪18 井水水質(zhì)下，對懸浮液稠化劑GAF-TE的溶解性能、增黏性能、減阻性能以及配制的滑溜水體
系的各項性能進行了評價。結(jié)果表明，0.1%稠化劑GAF-TE 溶解時間為18 s，黏度為2.19 mPa.s，降阻率為
76.8%；配制的滑溜水體系動態(tài)攜砂能力強于普通的聚丙烯酰胺乳液，體系表面張力26.8 mN/m，與煤油間的界面
張力0.96 mN/m，對巖心基質(zhì)滲透率傷害率為6.97%，具有低傷害特性。該締合型懸浮液稠化劑產(chǎn)品在新疆油田
某區(qū)塊進行現(xiàn)場應用，表現(xiàn)出較好的溶解性、降阻性能和攜砂性能。
關(guān)鍵詞：懸浮增稠劑；長期穩(wěn)定性；免混配；滑溜水；動態(tài)攜砂能力；高效減阻
文獻標識碼：A DOI：10.19346/j.cnki.1000-4092.2022.03.002
中圖分類號：TE357.1+2 開放科學（資源服務）標識碼（OSID）：
* 收稿日期：2021-09-27；修回日期：2021-10-28。
作者簡介：麥爾耶姆古麗·安外爾（1986—），女，工程師，中國石油大學（華東）化學工程與技術(shù)專業(yè)碩士(2013)，從事儲層改造液體方面
的研究，E-mail：maryamgul@petrochina.com.cn。金誠（1986—），男，副研究員，本文通訊聯(lián)系人，四川大學高分子化學與物理
專業(yè)理學博士（2015），從事油田功能化學劑研究及化學驅(qū)提高采收率技術(shù)方面的研究，通訊地址：610500 四川省成都市新
都區(qū)新都大道8 號西南石油大學新能源與材料學院，E-mail：jincheng1986@126.com。
0 前言
隨著各油田低成本戰(zhàn)略逐步實施，以液態(tài)類稠
化劑為基礎(chǔ)形成的免混配壓裂液體系被廣泛應
用。目前液態(tài)類稠化劑主要有聚合類乳液稠化劑、
懸浮液稠化劑［1-7］。聚合乳液稠化劑主要采用反相
乳液聚合法合成，稠化劑的相對分子質(zhì)量可達千萬
以上，在清水中具有較好的增黏性能，但抗鹽性能
較差，不適應高礦化度配液［8-10］。懸浮液稠化劑主
要以白油、柴油或醇基類溶劑為分散介質(zhì)，加入乳
化劑、穩(wěn)定劑等添加劑形成穩(wěn)定的懸浮液基液，再
加入胍膠、聚丙烯酰胺類或疏水締合聚合物類粉末
稠化劑配制而成［11-14］，但目前市面上所用懸浮液稠
化劑產(chǎn)品的穩(wěn)定時間較短（一般小于1 個月），影響
現(xiàn)場使用。胍膠類懸浮液稠化劑受胍膠稠化劑本
身降阻效果的影響，現(xiàn)場降阻效果相比聚丙烯酰胺
類以及締合聚合物類懸浮液稠化劑的差，市面上這
兩種類型的懸浮液稠化劑應用較為廣泛。
懸浮液稠化劑的穩(wěn)定性以及本體黏度是懸浮
液稠化劑的重要性能，穩(wěn)定性與乳化體系、稠化劑
的粒徑和比例存在較大關(guān)系［11-12］。目前關(guān)于乳化
劑、分散介質(zhì)對懸浮液稠化劑穩(wěn)定性以及本體黏度
影響研究較多，關(guān)于穩(wěn)定劑、粉末稠化劑粒徑以及
含量對上述性能的影響研究較少。本文以抗鹽締
合聚合物KFPY為基礎(chǔ)，以白油為分散介質(zhì)、自制的
聚丙烯酸酯類表面活性劑為乳化劑，通過優(yōu)選合適
的穩(wěn)定劑、優(yōu)化粉末稠化劑粒徑以及比例，研發(fā)了
一種締合型懸浮液稠化劑，對該稠化劑所形成的滑
油田化學2022 年
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溜水體系的減阻性能、動態(tài)攜砂性能等進行測試，
并報道了該劑在新疆瑪湖區(qū)塊的現(xiàn)場應用情況。
1 實驗部分
1.1 材料與儀器
抗鹽締合聚合物KFPY，以丙烯酰胺（AM）、丙
烯酸（AA）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、陽
離子雙尾鏈疏水單體MJ-D12（分子式如圖1 所示）
為單體聚合而得，其中AMPS用量為0.5%，MJ-D12
用量為0.03%，相對分子質(zhì)量為537×104，水解度為
23%，四川光亞聚合物化工有限公司；聚丙烯酸酯類
乳化劑G14、全氟烷基烯丙基嵌段聚醚類助排劑
ZP-6，四川光亞聚合物化工有限公司；10#白油，茂
名市向陽富森石化有限公司；有機改性膨潤土、鈉
基膨潤土，新疆夏子街膨潤土有限公司；納米二氧
化硅TSP-L30，江蘇天行新材料有限公司；聚丙烯酰
胺類乳液稠化劑ZC-1（AM/AA/AMPS三元共聚物，
AMPS用量為8%），相對分子質(zhì)量為1364×104，水解
度為20%，有效含量為35%，四川光亞聚合物化工有
限公司；聚丙烯酰胺類懸浮液稠化劑HX-1（AM/
AA/AMPS三元共聚物，AMPS用量為10%），相對分
子質(zhì)量為2128×104，水解度為25%，有效含量45%，
四川光亞聚合物化工有限公司；中密度陶粒，粒度
0.38～0.212 mm（40～70 目），新疆油田工程技術(shù)研
究院；聚醚類破乳劑DY202，新疆紫光技術(shù)有限公
司；精制煤油；氯化鈉、氯化鉀、氯化鈣、氯化鎂，分
析純，成都科龍試劑廠。配液用水為瑪18 井水，礦
化度為16 522.4 mg/L，主要離子質(zhì)量濃度（單位mg/L）：
Na+ 4329.22、K+ 2097.92、Ca2 + 397.16、Mg2 + 106.4、
Cl- 9591.68。人造巖心，直徑為2.5 cm、長為5 cm，
氣測滲透率約1×10-3 μm2，北京嘉德宜邦石油科技
有限公司。
LB20ES 型waring 攪拌器，北京萬斛科技有限
公司；ZNN-D6B型電動六速旋轉(zhuǎn)黏度計，青島恒泰
達機電設(shè)備有限公司；多功能巖心驅(qū)替裝置，南通
市飛宇石油科技開發(fā)有限公司；品氏黏度計，管徑
0.6 mm，上海良品玻璃儀器廠。HAMZ-IV 摩阻測
試裝置［15］，自制；可視化動態(tài)攜砂物模裝置（俯視圖
如圖2 所示），該平臺可用于研究壓裂液在主縫、一
級和二級分支縫中動態(tài)攜砂能力及鋪置情況。具
體地，主縫平板尺寸縫長×縫寬×縫高=700×6×300
mm，分支縫平板尺寸縫長×縫寬×縫高=700×4×300
mm。主縫由1#、2#和3#平板組成；一級分支縫包括
與主縫形成負角度裂縫4#平板（可調(diào)角度0～45°）、
與主縫垂直7#平板（不同粗糙度縫面）及平板水平
垂直于主縫的10#平板（板面與水平方向平行）；二
級分支縫包括與主縫形成正向45°角5#平板（角度
不可調(diào)）+與主縫平行6#平板、垂直于主縫8#平板+
平行于主縫9#平板。
1.2 實驗方法
（1）締合型懸浮液稠化劑制備
稱取242.5 g 白油置于1 L 的燒杯中，調(diào)節(jié)攪拌
器轉(zhuǎn)速為1000 r/min，加入7.5 g 的乳化劑G14 后攪
拌10 min；再加入25 g 的有機改性膨潤土后攪拌20
min，再加入225 g 的抗鹽締合聚合物KFPY 后繼續(xù)
攪拌30 min，形成締合型懸浮液稠化劑GAF-TE。
（2）懸浮液穩(wěn)定性及本體黏度評價
在溫度25 ℃、剪切速率170 s-1下測定締合型
懸浮液稠化劑GAF-TE 的黏度；然后把懸浮液分別
裝入5 個透明取樣瓶中，并放入25 ℃的恒溫烘箱
中，分別測試懸浮液靜置7、30、60、90 d 后的表觀黏
度，并觀察懸浮液的析油情況。
（3）滑溜水配制
量取500 mL的配液水倒入1000 mL的燒杯中，
調(diào)節(jié)攪拌器轉(zhuǎn)速為500 r/min；按照滑溜水以及中黏
滑溜水配制濃度，將稠化劑在5 s 內(nèi)加入配液水中，
然后加入0.1%～0.2%助排劑、0.1%～0.15%破乳劑
等添加劑，攪拌3 min，形成均勻溶液。本文所述配
圖1 陽離子雙尾鏈疏水單體的分子式
圖2 可視化動態(tài)攜砂實物裝置裂縫平板分布（俯視圖）
出口2
入口出口1
出口5
出口6 出口4
1#
45°4#
45° 2# 5#
6# 出口3 10#
3#
7#
8#
9#
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制壓裂液用稠化劑（GAF-TE、ZC-1、HX-1）均為液
態(tài)，均按商品濃度100%計。
（4）滑溜水性能評價
按照NB/T 14003.3—2017《頁巖氣壓裂液第3
部分：連續(xù)混配壓裂液性能指標及評價方法》中相
關(guān)測試方法測試滑溜水的相關(guān)性能。
（5）動態(tài)攜砂性能測試
本文動態(tài)攜砂實驗，裂縫路徑包括主縫1#、2#、
3#和一級分支縫5#、二級分支縫6#。具體步驟為：
按照配方配制150 L 滑溜水，打開可視化平板主縫
入口及出口、打開二級分支縫6#出口，關(guān)閉其他分
支縫出口，讓滑溜水流經(jīng)主縫、一級分支縫5#、二級
分支縫6#；配液罐中加入15 L 的中密度陶粒，攪拌
均勻；設(shè)置循環(huán)排量為50 L/min，攝像頭記錄支撐劑
在主縫、一級、二級分支縫中沉降形態(tài)；采用數(shù)據(jù)處
理系統(tǒng)繪制砂堤形態(tài)，計算主縫、一級、二級縫中沉
降支撐劑體積。
2 結(jié)果與討論
2.1 懸浮液稠化劑的配方優(yōu)選
2.1.1 穩(wěn)定劑優(yōu)選
采用3 種不同穩(wěn)定劑配制的配方為88%白油+
3%乳化劑G14+9%穩(wěn)定劑的懸浮基液的析油率見
表1。從表1 可知，有機改性膨潤土、納米二氧化硅
配制的懸浮液基液的析油率低于鈉基膨潤土配制
的。分析認為有機改性膨潤土和納米二氧化硅的
親油性增強，提高了與乳液的親和力，從而抑制了
乳化白油的析出［16-17］；而納基膨潤土的親水性強，與
乳化白油間會產(chǎn)生排斥作用，導致懸浮基液出現(xiàn)分
層，析油率更高。
以有機改性膨潤土和納米二氧化硅TSP-L30 為
穩(wěn)定劑配制稠化劑含量為45%的懸浮液稠化劑（配
方為45%稠化劑KFPY+2%乳化劑G14+穩(wěn)定劑+白
油），不同穩(wěn)定劑加量下懸浮液稠化劑的本體黏度
見表2。從表2 可知，隨著穩(wěn)定劑加量的增大，懸浮
液稠化劑的本體黏度增大；相同穩(wěn)定劑加量下，有
機改性膨潤土配制懸浮液稠化劑的本體黏度比納
米二氧化硅TSP-L30 配制的低，具有更好的流動
性。納米二氧化硅的粒徑比有機改性膨潤土的更
小，比表面積更大，在乳化白油中與稠化劑顆粒之
間形成更強的吸附作用，形成的懸浮稠化劑結(jié)構(gòu)黏
度更高，這會影響稠化劑的流動性，現(xiàn)場使用過程
中影響稠化劑的泵注性［18］。同時考慮到懸浮液稠
化劑的穩(wěn)定性，選用有機改性膨潤土作為懸浮液稠
化劑的穩(wěn)定劑。
2.1.2 懸浮液稠化劑配方確定
以有機改性膨潤土為穩(wěn)定劑，通過正交實驗
（表3）考察穩(wěn)定劑加量、稠化劑加量、稠化劑粒徑對
懸浮液稠化劑穩(wěn)定性（靜置90 d 析油率）和本體黏
度的影響，結(jié)果見表4。乳化劑G14加量為1.5%。
表1 懸浮基液靜置不同時間的析油率
穩(wěn)定劑
有機改性膨潤土
納米二氧化硅
TSP- L30
鈉基膨潤土
不同靜置時間（d）下懸浮基液的析油率/%
7
0
0
1.5
30
0.3
0.5
5.1
60
0.6
1.0
9.2
90
1.0
1.4
13.8
表2 不同穩(wěn)定劑加量下懸浮液稠化劑本體黏度
穩(wěn)定劑
有機改性膨潤土
納米二氧化硅
TSP- L30
不同穩(wěn)定劑加量下懸浮液稠化劑本體
黏度/（mPa·s）
1%
63
72
3%
93
123
5%
126
186
7%
153
246
表3 正交實驗方案
因素
穩(wěn)定劑加量/%
稠化劑加量/%
稠化劑粒徑/mm
水平
1
3
35
0.180
2
5
45
0.125
3
7
55
0.096
表4 懸浮液稠化劑穩(wěn)定性及本體黏度
序號
1#
2#
3#
4#
5#
6#
7#
8#
9#
穩(wěn)定劑加量
/%
3
3
3
5
5
5
7
7
7
稠化劑
加量/%
35
45
55
35
45
55
35
45
55
稠化劑粒徑/
mm
0.180
0.125
0.096
0.125
0.096
0.180
0.096
0.180
0.125
析油率/
%
8.4
7.5
5.2
1.5
1.5
10.4
0.5
3.5
3.7
本體黏度/
（mPa·s）
81
93
136
114
147
246
172
189
285
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從表4 可知，穩(wěn)定劑加量越大，懸浮液稠化劑的
析油率越低，穩(wěn)定性越好，但本體黏度越高；固體稠
化劑加量越大，懸浮液稠化劑析油率增大，穩(wěn)定性
越差，稠化劑本體黏度液越高，不利于泵送；減小粉
末稠化劑粒徑，有利于提高懸浮液穩(wěn)定性。結(jié)合現(xiàn)
場實際使用情況，在確保正常泵注的前提下，盡量
提高粉末稠化劑有效含量，最終懸浮液稠化劑配方
組成為5#方案：5%有機改性膨潤土+45%抗鹽締合
聚合物KFPY（粒徑0.096 mm）+1.5%乳化劑G14+
48.5%白油。
2.2 懸浮液稠化劑的性能評價
2.2.1 溶解性
在瑪18 井水中加入一定量的懸浮液稠化劑
GAF-TE，攪拌不同時間后溶液黏度測試（25 ℃、
170 s-1）結(jié)果見表5。攪拌30 s 時，溶液黏度達到完
全溶解黏度的90%以上，說明稠化劑GAF-TE具有較
好的溶解性，現(xiàn)場可采用轉(zhuǎn)子泵將其直接泵入混砂筒
中，滿足免混配液工藝需求，簡化現(xiàn)場配液工藝。
2.2.2 增黏性
分別在瑪18 井水中加入一定量的GAF-TE、
ZC-1、HX-1 稠化劑，攪拌3 min 后的溶液黏度如圖3
所示。懸浮液稠化劑GAF-TE 在瑪18 井水中具有
較好的增黏能力，而ZC-1、HX-1 稠化劑增黏性能明
顯弱于GAF-TE，在高濃度條件下，溶液黏度低
30%～50%，抗鹽性能較差。
締合型懸浮液稠化劑GAF-TE的主要成分為抗
鹽型疏水締合聚合物，在分子主鏈上引入了疏水基
團以及抗鹽單體。在水溶液中，由于疏水基團的疏
水作用以及靜電、氫鍵或者范德華力的作用產(chǎn)生具
有一定強度的物理締合，從而形成三維空間網(wǎng)絡結(jié)
構(gòu)。隨著濃度的增大，分子鏈間的疏水締合作用增
強，表現(xiàn)出更好的增黏性能［19］。在鹽水中，由于分
子鏈上引入大分子剛性抗鹽單體，占據(jù)較大的空
間，阻礙分子鏈發(fā)生卷曲；另一方面，鹽水溶劑的極
性增強，疏水基團進一步增強分子間締合作用，大
分子線團的物理交聯(lián)點增多，宏觀上表現(xiàn)出增黏性
能［20-21］。ZC-1 以及HX-1 均為聚丙烯酰胺類稠化
劑，主要通過分子鏈之間的纏結(jié)作用來增黏，在鹽
水中，聚合物分子電荷被屏蔽，分子鏈發(fā)生卷曲，黏
度大幅下降，表現(xiàn)出較差的增黏性能。
2.2.3 減阻性能
采用瑪18 井水配制低黏度（2～4 mPa·s）的質(zhì)
量分數(shù)為0.1%的GAF-TE、0.3% ZC-1、0.2% HX-1
的滑溜水的降阻性能如圖4 所示。在瑪18 井水中，
GAF-TE 與HX-1 比ZC-1 的溶解時間更短，且
GAF-TE 的降阻性能最好。在低濃度條件下，聚丙
烯酰胺類稠化劑ZC-1、HX-1 在剪切作用下自身解
纏結(jié)，且沿著流線分布即分子鏈沿流動方向取向，
從而抑制了湍流渦的產(chǎn)生，降低了脈動強度，減少
了能量損失，最終表現(xiàn)為湍流減阻效應。除湍流降
阻機理外，因為GAF-TE 分子鏈上引入的締合單體
在分子鏈內(nèi)部存在締合作用，使其具有一定的彈
表5 不同攪拌時間下稠化劑溶液黏度
GAF-TE
加量/%
0.1
0.3
0.5
不同溶解時間（s）下溶液黏度/
（mPa·s）
30
3.2
10.4
18.7
60
3.3
10.9
19.8
180
3.3
11.1
20.1
攪拌30 s 溶液
增黏率/%
97.0
93.7
93.0
圖3 不同濃度稠化劑溶液的黏度圖4 滑溜水的降阻性能
黏度/（mPa·s） 稠
化
劑
加
量
/%
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4
GAF-TE
ZC-1
HX-1
100
80
60
40
20
0
降阻率/%
100
80
60
40
20
0
時間/s
0 60 120 180 240 300 360
0.1% GAF-TE
0.2% HX-1
0.3% ZC-1
390
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性。在高速剪切作用下，這些彈性結(jié)構(gòu)與湍流旋渦
相互作用，通過彈性微觀結(jié)構(gòu)吸收部分湍流渦流能
量，當對流到低應力區(qū)（如管壁層流區(qū)）時，再將儲
存的能量以彈性波釋放出來，顯著減小湍流能量耗
散，達到一定的降阻作用［22-24］。因此，在鹽水中，疏
水締合型懸浮稠化劑GAF-TE的降阻性能好于聚丙
烯酰胺類稠化劑。
2.2.4 動態(tài)攜砂性能
由3 種稠化劑配制黏度為2～4 mPa·s 左右的滑
溜水攜帶支撐劑進入可視化動態(tài)攜砂裝置，形成的
砂堤形態(tài)以及裂縫中沉降的支撐劑體積如圖5、表6
所示。從圖5 可以看出，3 種滑溜水均能攜帶支撐劑
進入一級、二級分支縫；GAF-TE配制滑溜水攜帶支
撐劑沉降后形成的砂堤呈現(xiàn)出左低、右高的形態(tài)，
且砂堤平均高度低于另外兩種稠化劑配制滑溜水
所形成的砂堤。從表6 可知，GAF-TE配制滑溜水攜
帶支撐劑沉降后形成的砂堤體積最小，比ZC-1 的減
小32.99% ，比HX-1 的減小27.40% 。這說明
GAF-TE 稠化劑配制的滑溜水具有更好的攜砂能
力，能將支撐劑攜帶至更遠的地方。
2.3 滑溜水性能評價
根據(jù)現(xiàn)場對滑溜水黏度以及性能的要求，優(yōu)化
出滑溜水的配方為0.1%稠化劑GAF-TE+0.1%助排
劑ZP-6+0.1%破乳劑DY202。經(jīng)測試，該滑溜水的
減阻率為76.8%，表現(xiàn)出較好減阻效果；表面張力為
26.8 mN/m，與煤油間的界面張力為0.96 mN/m，破
乳率為99%，對巖心的傷害率為6.97%。該滑溜水
的性能已達到行業(yè)標準要求，有利于壓后返排，且
對巖心低傷害。
2.4 現(xiàn)場應用情況
新疆油田瑪18 區(qū)塊MaHW6433 設(shè)計施工8 段，
壓裂層位百口泉組（T1b21）選用免混配變黏壓裂液
體系。現(xiàn)場采用GAF-TE 壓裂液（0.1%稠化劑
GAF-TE+0.1%助排劑ZP-6+0.1%破乳劑DY202）（2
段）、ZC-1 壓裂液（0.3%稠化劑ZC-1+0.2%助排劑
ZP-6+0.15%破乳劑DY202）（2 段）、HX-1 壓裂液
（0.2%稠化劑HX-1 + 0.1%助排劑+ 0.1%破乳劑
DY202）（4 段）3 種壓裂液進行施工，對比3 種體系在
同層位、同工藝、同水質(zhì)、同黏度（3 mm2/s）條件下的
性能，3 種壓裂液體系現(xiàn)場施工參數(shù)見表7，壓裂施
工曲線見圖6。
現(xiàn)場采用混砂車比例泵直接將稠化劑以及助
排劑、破乳劑等添加劑泵入混砂筒中，實現(xiàn)免混配
工藝，大大簡化現(xiàn)場壓裂液配制流程。從表7 可知，
GAF-TE滑溜水現(xiàn)場用量比ZC-1、HX-1 滑溜水的更
低，但GAF-TE滑溜水具有更好的攜砂性能，現(xiàn)場最
高砂濃度達440 kg/m3，且施工壓力平穩(wěn)下降，具體
如圖6（a）所示。ZC-1、HX-1 滑溜水施工過程中砂
比提升困難，高砂比階段，施工壓力明顯上漲且波
動較大，具體如圖6（b）、（c）所示。現(xiàn)場試驗證明
圖5 支撐劑沉降砂堤形態(tài)
表6 裂縫中的支撐劑體積
滑溜水
0.1% GAF-TE
0.3% ZC-1
0.2% HX-1
支撐劑體積/cm3
主縫
1296
2016
1836
一級縫
362.5
458.3
462
二級縫
95.2
142.8
117.6
合計
1753.7
2617.1
2415.6
序號
1#
2#
3#
壓裂液體系
GAF-TE體系
ZC-1 體系
HX-1 體系
低黏滑溜水
稠化劑質(zhì)量
分數(shù)/%
0.1
0.3
0.2
黏度/
（mm2·s-1）
3.2
3.34
3.14
中黏滑溜水
稠化劑質(zhì)量
分數(shù)/%
0.6
1.0
0.8
黏度/（mPa·s）
24
12
15
排量/（m3·min-1）
5～12
5～12
5～12
壓力/MPa
83-50
82.4-60
87.4-54
最高砂濃度/
（kg·m-3）
440
390
350
降阻
率/%
76.1
74.5
73.9
表7 3種壓裂液體系現(xiàn)場施工參數(shù)
水平距離/mm
0 700 1400 2100 2800
300
250
200
150
100
50
0
砂堤高度/mm
0.1% GAF-TE
0.3 ZC-1
0.2% HX-1
主縫
一級分支縫
二級分支縫
麥爾耶姆古麗·安外爾，蒲迪，翟懷建等：懸浮液基高效減阻攜砂壓裂液的研發(fā)與應用391
油田化學2022 年
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GAF-TE 能夠滿足免混配工藝要求，大大簡化了現(xiàn)
場配液工藝，節(jié)約了成本；且現(xiàn)場配制的滑溜水降
阻性能優(yōu)異，攜砂性能較好，中黏滑溜水黏度穩(wěn)定，
與瑪18區(qū)塊井水具有較好的適應性。
3 結(jié)論
通過篩選穩(wěn)定劑，優(yōu)化穩(wěn)定劑、粉劑稠化劑濃
度、粒徑形成的締合型懸浮液稠化劑GAF-TE，靜置
90 d基本無分層；本體黏度低，可采用比例泵抽吸。
稠化劑GAF-TE 在瑪18 井水中具有很好的溶
解性以及增黏性能。在該水質(zhì)條件下，滑溜水體系
的降阻率大于75%，攜砂性能良好，能夠?qū)⒅蝿?
帶到裂縫更遠端，對巖心基質(zhì)滲透率傷害率小于10%，
其他性能均滿足連續(xù)混配壓裂液體系指標要求。
在新疆油田應用過程中，懸浮液稠化劑
GAF-TE配制的滑溜水體系相比于ZC-1、HX-1 壓裂
液體系，攜砂性能更好，現(xiàn)場施工壓力更加平穩(wěn)，施
工成功率100%，具有良好的水質(zhì)適應性。
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圖6 GAF-TE（a）、ZC-1（b）和HX-1（c）滑
溜水壓裂施工曲線
施工壓力
排量
砂濃度
時間/min
砂濃度/（kg·m-3）
排量/（m3·min-1）
1000
800
600
400
200
0
24
20
16
12
8
4
0
（a）
（b）
（c）
0 20 40 60 80 100 120
100
80
60
40
20
0
壓力/MPa
施工壓力
排量
砂濃度
時間/min
0 20 40 60 80 100 120 140 160
100
80
60
40
20
0
壓力/MPa
施工壓力
排量
砂濃度
砂濃度/（kg·m-3）
排量/（m3·min-1）
1000
800
600
400
200
0
24
20
16
12
8
4
0
砂濃度/（kg·m-3）
排量/（m3·min-1）
1000
800
600
400
200
0
24
20
16
12
8
4
0
時間/min
0 40 80 120 160 200 240
100
80
60
40
20
0
壓力/MPa （
下
轉(zhuǎn)
第
400頁
。
to be continued on p.400）
392
油田化學2022 年
http：//ythx.scu.edu.cn
fluid in shale reservoir fracture network volume fracturing，the steric hindrance of twin tail monomers with different carbon chain
lengths，mean square terminal distance and mean square displacement of polymer materials were simulated based on molecular
dynamics. The drag reducer LMA-DiC12AM-AM（LAD）was synthesized by micellar polymerization with lauryl methlacrylate
（LMA），acrylamide（AM）and N，N-dodecyl acrylmaide（DiC12AM），then the structure was characterized. The rheological
property，drag reduction and sand-carrying capacity of LAD solution were studied by rheometer and friction tester. The results
showed that DiC12AM monomer had small steric hindrance，the best chain flexibility of polymer materials molecules，the best
ability to bind water molecules，and the great drag reduction potential. LAD had good shear stability（viscosity＞75 mPa·s），shear
recovery performance and sand-carrying capacity. The temperature-resistance capacity was up to 60 ℃ ，meanwhile the drag
reduction rate reached 67.4%. LAD had both drag reduction and sand-carrying properties，which was basically consistent with the
simulation result.
Keywords：molecular dynamics; fracturing fluid; polymer; drag reduction; sand-carrying capacity
（上接第392頁。continued from p. 392）
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Development and Application of Fracturing Fluid Based Suspension Thickener with High Efficient Drag
Reduction and Proppant Transport
MAIERYEMUGULI Anwaier1，PU Di2，ZHAI Huaijian1，LIU Kuan2，WU Guodong1，YU Bo4，JIN Cheng2，3
（1. Engineering Technology Research Institute，Xinjiang Oilfield Branch Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，P R of China；2. Sichuan
Guangya Polymer Chemical Company，Ltd，Nanchong，Sichuan 637500，P R of China；3. School of New Energy and Materials，Southwest Petroleum
University，Chengdu，Sichuan 610500，P R of China；4. Baikouquan Oil Production Plant，Xinjiang Oilfield Branch Company，PetroChina，Karamay，
Xinjiang 834011，P R of China）
Abstract: In order to solve the problem of poor salt tolerance of polymer emulsion thickening agent for fracturing and the poor
stability of suspension thickener，based on the salt resistant associating polymer KFPY，the stabilizer，the particle size and
proportion of the powder polymer thickener were optimized by determining the stability time and the bulk viscosity of suspension
slurry thickener，the suspension emulsion thickening agent GAF-TE formula was formed as follows：48.5% white oil，1.5%
emulsifying agent G10，5% organic modified bentonite and 45% salt resistant associating thickener KFPY. The performances of the
GAF-TE including solubility，viscosity increasing，drag reducing and proppant transporting were evaluated in the formation water
of Ma 18 well. The results showed that the dissolution time of 0.1% GAF-TE was 18 s，the viscosity was 2.19 mPa·s，and the drug
reduction rate was 76.8% . The dynamic carrying capacity of the GAF-TE slickwater was better than that of the ordinary
polyacrylamide emulsion. The surface tension of the GAF-TE slickwater was 26.8 mN/m，and the interfacial tension between the
GAF-TE slickwater and the kerosene was 0.96 mN/m. The lower damage rate of the GAF-TE slickwater to core permeability was
6.97% . The GAF-TE had been applied in Xinjiang oilfield and showed good solubility，drug reduction and sand carrying
performance.
Keywords: suspension thickener；long term stability；on-line mixing；slickwater；dynamic sand carrying；efficient drag reduction
400

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