页岩气用滑溜水压裂液体系的储层伤害与生物毒性对比研究
开采页岩气的危害
随着页岩气被视为未来能源的“明星”而大量开采，其对地下水和土壤的影响也受到高度关注。
美国一项研究表明，页岩气开发过程中的污水处理问题不容小觑。
杜克大学研究人员2013年10月2日在《环境科学与技术》期刊上报告说，他们对美国宾夕法尼亚州西部一个页岩气污水处理厂排污口附近河水及河底沉淀物进行取样，并把检测结果与该河流上下游的情况进行对比，结果发现，排污口附近河水及河底沉淀物受到高放射性污染，且盐与金属含量严重超标。
检测还发现了高浓度的溴化物、氯化物与硫酸盐。
研究人员指出，河水中含有大量溴化物尤其让人担心，因为它可与自来水厂中消毒用的氯及臭氧等发生反应，产生毒性非常强的副产物。
近日，备受争议的页岩气开发再一次成为人们关注的热点，针对页岩气开发，美国地缘政治学家威廉·恩道尔在他的新书《目标中国：华盛顿的“屠龙”战略》中详细分析了世界范围内页岩气开发的情况和页岩气开采技术对环境的危害。
页岩气——环境帮手还是凶手？2012年初，中国部分石油公司开始加入美国引导的对页岩气进行开发的浪潮中，开始采用极具争议的方法来开采埋藏于页岩层的天然气。
页岩是一种富含黏土的岩石，内含多种矿物质。
2012年6月，中国石油巨头中石化开始在重庆钻取第一口页岩气井，共计划钻井九口，预计到年底可以生产110亿－180亿立方英尺（约3亿－5亿立方米）天然气——略等于中国一天的天然气消耗量。
中国希望到2020年页岩气能满足全国6%的能源需求。
页岩气开采技术由美国发明。
中国石油公司邀请美英石油巨头共享开采技术，以满足日益增长的国内能源需求。
2012年3月，英荷皇家壳牌集团（Anglo－Dutch Royal Dutch Shell Company）在华与中国石油天然气集团公司（简称中石油）签署首份页岩气生产技术共享协议。
埃克森美孚（ExxonMobil）、英国石油公司（BP）、雪佛龙（Chevron）以及法国道达尔（Total）都相继与中国的石油公司签署了页岩气合作协议。
SRFR低分子滑溜水及胶液体系性能介绍及现场应用剖析!
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。
页岩气藏滑溜水压裂用降阻剂性能影响因素研究_图文.
页岩气藏滑溜水压裂用降阻剂性能影响因素研究陈鹏飞唐永帆刘友权吴文刚孙川张亚东龙顺敏(中国石油西南油气田公司天然气研究院摘要“大排量、大液量”体积压裂日益成为页岩气藏开发的有效方式,降阻性能是体积压裂液体关键性能,直接决定了体积压裂的成败。
研究了剪切速率、线速度、雷诺数、降阻剂相对分子质量、降阻剂质量分数与降阻性能的关系,水质对降阻性能的影响。
结果表明,模拟现场降阻性能时,采用剪切速率相似原则并不能完全有效地评价滑溜水降阻性能,建议依据线速度、雷诺数相似模拟;降阻剂结构相似,有效浓度一致时,相对分子质量越大降阻性能越好,但高相对分子质量降阻剂耐剪切、溶解等性能差;降阻剂质量分数提高,降阻性能提高,但质量分数增加到一定值时,降阻性能提高较小,降阻剂质量分数低于一定值时耐剪切性能差;水质对降阻剂性能有影响,矿化度高时,阳离子降阻剂降阻性能较好。
关键词体积压裂降阻剂降阻性能相对分子质量线速度中图分类号:T E 357.1文献标志码:A D O I :10.3969/j.i s s n .1007-3426.2014.04.013I n f l u e n c i n gf a c t o r s o f f r i c t i o n r e d u c e r i n s h a l e s l i c k w a t e rf r a c t u r i ng Ch e n P e n g f ei ,T a n gY o n g f a n ,L i u Y o u q u a n ,W u W e n g a n g ,S u n C h u a n ,Z h a n g Y a d o n g ,L o n g S h u n m i n (R e s e a r c h I n s t i t u t e o f N a t u r a l G a s T e c h n o l o g y ,P e t r o C h i n a S o u t h w e s t O i l a n d G a s f i e l d C o m p a n y ,C h e n g d u 610213,S i c h u a n ,C h i n a A b s t r a c t :L a r g e d i s p l a c e m e n ta n d l a r g e a m o u n t o f f l u i d v o l u m e f r a c t u r i n g i s i n c r e a s i n g l yb e -c o m i n g a n e f f e c t i v e w a yo f s h a l e g a s r e s e r v o i r d e v e l o p m e n t .T h e f r i c t i o nr e d u c e r p e r f o r m a n c e i s t h e c r i t i c a l p e r f o r m a n c e o fv o l u m e f r a c t u r i n g w h i c h d i r e c t l yd e t e r m i n e s t h e s u c c e s s o r f a i l u r e o f t h e v o l u m ef r a c t u r i ng .Thi s p a p e r s t u d i e d t h e r e l a t i o n s h i pa m o n g “s h e a r v e l o c i t y ,l i n e a r v e l o c i t y ,t h e R e y n o l d s n u mb e r ,r e l a t i v e m o l ec u l a r m a s s ,c o n c e n t r a t i o n a nd w a te r q u a l i t y”w i t h t h e f r i c t i o n r e d u c e r p e r f o r m a n c e .T h e r e s u l t s s h o w e d t h a t u s i n gs h e a r r a t e s i m i l a r p r i n c i p l e c o u l d n o t e f f e c -t i v e l y e v a l u a t e f r i c t i o n r e d u c e r p e r f o r m a n c e o f s l i c k w a t e r .T h e p e r f o r m a n c e o f f r i c t i o n r e d u c i n g w a s r e c o m m e n d e d t o b e e v a l u a t e d b y t h e l i n e a r v e l o c i t ya n d R e y n o l d s s i m i l a r p r i n c i p l e .W h e n t h e f r i c t i o nr e d u c e r s h a d s i m i l a r s t r u c t u r e a n d c o n s i s t e n t e f f e c t i v e c o n c e n t r a t i o n ,t h eb i g ge r r e l a t i v e m o l e c u l a r m a s s ,t h ef r i c t i o n r e d u c i ngp e r f o r m a n c e w a s b e t t e r .B u t h i g h r e l a t i v e m o l e c u l a r m a s s w o u l d c a u s e t h e c u t -r e s i s t a n t a n d d i s s o l v i n g p e r f o r m a n c e p o o r l y .T h e c o n c e n t r a t i o n o f f r i c t i o n r e -d u c e r i n c r e a s e d ,t h e f r i c t i o n r e d u c i n gp e r f o r m a n c e i m p r o v e d ,b u t w h e n t h e c o n c e n t r a t i o n i n -c r e a s e d t o a c e r t a i n v a l u e ,t h e f r i c t i o n r e d u c i n gp e r f o r m a n c e i n c r e a s e d s m a l l e r ;w h e n f r i c t i o n r e -d u c e r c o n c e n t r a t i o n w a s l o w e r t h a n a c e r t a i n v a l u e ,t h e c u t -r e s i s t a n t p e r f o r m a n c e w a s po o r .W a t e r q u a l i t y h a d a n i m p a c t o n f r i c t i o n r e d u c e r p e r f o r m a n c e ,n a m e l yh i g h e r t h e s a l i n i t y ,b e t t e r t h e c a t -i o n i c f r i c t i o n r e d u c e r pe rf o r m a n c e.K e yw o r d s :v o l u m e f r a c t u r i n g ,f r i c t i o n r e d u c e r ,f r i c t i o n r e d u c i n g p e r f o r m a n c e ,r e l a t i v e m o l e c -u l a r m a s s ,l i n e a rv e l o c i t y504石油与天然气化工第43卷第4期 C H E M I C A L E N G I N E E R I N GO F O I L &G A S 基金项目:国家重点基础研究发展计划(973计划“南方海相典型区块页岩气开发理论与技术”(2013C B 228006。
储层伤害评价课件
储层修复
对于已经受到损害的储层，采取修 复措施，如注水、注气、化学剂等 ，恢复储层的正常功能。
储层改造
通过物理或化学方法，对储层进行 改造，提高储层的渗透性和产能。
储层伤害的监测与检测技术
压力监测
01
通过压力监测技术，了解储层的压力变化情况，判断储层是否
井温测试
通过井温测试可以获取储 层中的温度散布情况，从 而评估储层伤害的可能性 。
压力测试
通过压力测试可以获取储 层中的压力散布情况，从 而评估储层伤害的可能性 。
数值模拟方法
数值模拟软件
利用数值模拟软件可以对储层的流体流动进行模拟，从而评估储 层伤害的可能性。
模型建立
建立准确的数值模型是进行数值模拟的关键，需要充分考虑储层的 物理性质、孔隙结构、流体性质等因素。
敏锐性分析
敏锐性分析可以评估储层在不同条件下的敏锐性 ，如水敏、盐敏、酸敏等，从而预测储层伤害的 可能性。
流动实验
通过模拟实际工况下的流体流动，可以视察到储 层中流体的流动行为和变化规律，从而评估储层 伤害的可能性。
现场评价方法
01
02
03
井下电视检测
通过井下电视检测可以视 察到储层中的孔隙结构、 裂缝发育情况等，从而评 估储层伤害的可能性。
水敏
盐敏
水敏是指储层在接触水时容易受到的伤害 。实验通过视察储层在不同含水率下的表 现，评估水敏程度。
盐敏是指储层在盐分变化时容易受到的伤 害。实验通过模拟不同盐度条件下储层的 渗透率变化，评估盐敏程度。
岩心流动实验
岩心流动实验
通过模拟实际油藏中的流体流动，研究储层 受到的流动伤害。
页岩储层压裂减阻剂减阻机理研究
第32卷第4期2015年 7月V ol. 32 No.4July 2015钻 井 液 与 完 井 液DRILLING FLUID & COMPLETION FLUIDdoi: 10.3696/j.issn.1001-5620.2015.04.020页岩储层压裂减阻剂减阻机理研究王海燕， 邱晓惠， 翟文（中石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊）王海燕等.页岩储层压裂减阻剂减阻机理研究[J].钻井液与完井液，2015，32（4）：75-77.摘要 选择6种不同类型的减阻剂，通过研究不同浓度减阻剂的黏度和减阻效果，分析了减阻剂类型、分子量、分子结构、离子性能和浓度对其减阻性能的影响，并对减阻剂减阻机理进行了探索性研究。
结果表明，减阻剂水溶液属于幂率流体，在一定流量范围内减阻率随着浓度的提高而提高；其水溶液黏度、离子特征和减阻率没有明显的联系，分子量在100万以上的减阻率在相同浓度下，减阻率趋于一致；影响减阻剂减阻性能的主要因素是减阻剂的分子结构。
得出低分子量的长链结构的减阻剂和具有支链的长链结构的减阻剂以及具有柔顺、螺旋型分子链结构的减阻剂减阻性能更稳定；带支链的长链结构的减阻剂，在水中速溶，在较广泛的雷诺数范围内可得到理想的减阻率，具有较小的分子量，容易分解，对储层伤害小，此类减阻剂适合作页岩气储层大规模滑溜水压裂液的添加剂。
关键词 压裂减阻剂；页岩储层；减阻机理；减阻率中图分类号：TE357.12 文献标识码：A 文章编号：1001-5620（2015）04-0075-03随着页岩气储层的开发，大规模体积压裂需采用低摩阻、速溶减阻剂为主的滑溜水体系。
减阻剂的加入可减少滑溜水压裂液在井筒剪切流动中的黏滞性及漩涡的形成，减小压裂液流动过程中的阻力[1-4]。
虽然有很多关于高分子聚合物减阻剂的论述，但还没有一种理论可以圆满解释其减阻机理。
本文针对常用的表面活性剂和高分子聚合物类减阻剂，研究其不同浓度的黏度和光滑管减阻效果，考察不同浓度体系在光滑管中的减阻性能[5-6]。
《低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理研究》范文
《低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理研究》篇一一、引言随着油气资源的不断开发，低渗透砂岩气藏已成为重要的能源储备之一。
然而，低渗透砂岩气藏的开发过程中，常常会遇到压裂液对储层造成的伤害问题。
因此，研究压裂液伤害机理，对于提高气藏开发效率和保护储层具有重要意义。
本文旨在探讨低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理，以期为实际生产提供理论支持。
二、低渗透砂岩气藏特点低渗透砂岩气藏具有渗透率低、非均质性强、储层敏感等特点。
这些特点使得在开发过程中，压裂液对储层的伤害更加显著。
低渗透砂岩气藏的渗透率低，导致压裂液在储层中的流动阻力大，容易形成局部高浓度区域，对储层造成伤害。
同时，储层的非均质性和敏感性也使得压裂液在储层中的分布不均匀，进一步加剧了伤害程度。
三、压裂液伤害机理1. 压裂液与储层岩石的相互作用压裂液与储层岩石的相互作用是造成伤害的主要原因之一。
压裂液中的化学成分可能与储层岩石发生反应，形成不利于油气开发的物质，如黏土膨胀等。
这些物质的形成会导致储层渗透率降低，甚至堵塞气藏通道，严重影响油气开采。
2. 压裂液在储层中的滞留与扩散压裂液在储层中的滞留与扩散也是造成伤害的重要因素。
由于低渗透砂岩气藏的渗透率低，压裂液在储层中的流动速度较慢，容易在局部区域滞留。
这些滞留的压裂液会逐渐扩散到周围岩石中，对储层造成长期伤害。
3. 压裂液对储层流体的影响压裂液还会对储层流体产生影响。
在压裂过程中，大量的压裂液会与油气混合在一起，影响油气的物性参数和组成比例。
这会导致气藏产量下降和开采成本的增加。
此外，压裂液还可能携带一定量的杂质和有害物质进入储层，进一步加剧了储层的伤害程度。
四、研究方法与实验结果为了深入研究低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理，我们进行了系列实验和理论分析。
实验主要分为两个方面：一方面是对储层岩石进行化学反应分析，以了解压裂液与岩石的相互作用；另一方面是模拟压裂过程，观察压裂液在储层中的流动和分布情况。
实验结果表明：在一定的压力和化学环境下，压裂液确实会对储层造成明显的伤害；此外，压裂液的组成和配比对伤害程度具有重要影响。
动态情况下压裂液的破胶液造成储层伤害的主要原因研究
动态情况下压裂液的破胶液造成储层伤害的主要原因研究摘要：本文阐述了在利用FDS-800-10000地层伤害仪在动态情况下压裂液破胶液对地层伤害的影响规律。
根据压裂液破胶液中固相和液相的不同伤害机理，分析压裂液破胶液在伤害不同渗透率储层时的主要伤害因素；通过切换不同的剪切速率，分析在压裂液返排时返排速度对地层伤害的影响规律。
研究结果对今后压裂液的性能选择和现场施工有重要意义。
关键词：压裂液破胶液地层伤害渗透率；动态滤失岩芯实验一、前言压裂作为油气层的主要增产措施已得到迅速的发展和广泛的应用，选择合适的压裂液体系，减少压裂液对储层的伤害是提高单井产量的关键技术之一。
人们通过静态岩芯实验针对残渣含量、滤失系数、与地层配伍性等性能，研发了多种压裂液。
目前压裂液破胶液的伤害机理主要为：水锁效应、粘土矿物的膨胀和颗粒运移、吸附滞留、储层润湿性改变，残渣堵塞孔道，残渣形成滤饼。
如果能针对不同渗透率储层抓住评价压裂液性能的重点，就会让压裂施工中压裂液的正确选择事半功倍。
二、实验器材及配方选取1.试验器材岩心抽空加压饱和实验装置；ED53型热对流式烘箱；XT220A电子天平；MARS流变仪；恒速搅拌仪；FDS-800-10000地层伤害仪；高速离心分析仪。
天然岩芯：2.5cm*2.5cm，分选出300-500×10-3μm2和1-10×10-3μm2两种渗透率级别若干。
2.配方的选取优选目前主流的水基压裂液（羟丙基胍胶）的两套配方，参照行业标准《SY/T5107-2005水基压力液性能评价方法》在70℃条件下进行基本性能测定，详见表1。
三、实验方法及数据处理1.流程及装置本实验利用了FDS-800-10000地层伤害仪的动态循环驱替装置来实现驱替过程中伤害液在岩芯端面的动态剪切。
具体操作标准依照《标准SY/T5107-2005》。
（流程图见图1）2.中高渗透率岩心伤害规律根据图3所示，在中高渗透率储层中，同一配方破胶液滤液对储层的伤害明显低于破胶液本身对储层的伤害，且破胶液对储层的伤害随其在岩芯端面的剪切速率增加而有明显的降低趋势。
压裂液在页岩气开发中的应用研究
压裂液在页岩气开发中的应用研究随着全球能源需求的不断增长，石油和天然气依然是主要的资源来源。
然而，传统的油气开采方式已经达到了瓶颈，对于那些深层和难以开采的油气资源来说，需要一种更加高效和可持续的采集方法。
这时，页岩气开采技术应运而生，而这种技术的核心就是压裂液。
一、什么是页岩气开采技术？页岩气是指利用深井钻探和水力压裂技术开采页岩层中的天然气。
目前，美国是全球最大的页岩气产量国家之一，其页岩气开采技术已经非常成熟和先进。
而随着中国不断提高能源自给率的迫切需求，页岩气开发也逐渐成为了一个热点领域。
二、压裂液在页岩气开采中的重要性压裂液是页岩气开采技术中非常重要的一个环节。
其作用主要有以下几个方面：1、通过压裂液的注入，可以改变岩层的物理性质，使得天然气能够顺利地流出。
2、在岩层中注入压裂液，同时也可以将其中的杂质和污染物排放出去，从而净化介质，增强了采集效果。
3、通过对压裂液的改良和优化，可以提高页岩气开采的效率和产量。
三、不同类型的压裂液1、水基压裂液水基压裂液的主要成分是水，通常还会添加一些化学添加剂，如络合剂、消泡剂、增稠剂等。
这种压裂液的优点是成本低、环保性好，但在弱化岩石时的效果不如其他类型的压裂液。
2、油基压裂液油基压裂液的主要成分是天然油，其优点是能够很好地弱化岩石，从而更好地释放天然气。
但其缺点是不环保，而且成本也比较高。
3、气基压裂液气基压裂液的主要成分是液化的气体。
这种压裂液的优点是不含水，可以尽量减少环境的污染，同时还能很好地分散在岩石中，从而释放更多的天然气。
四、压裂液的优化调配由于不同的岩石和天然气特性会有所不同，因此需要对压裂液进行优化调配，以达到最佳的开采效果。
这个过程需要考虑很多因素，比如岩石的孔隙结构、裂隙宽度、气体的含量和压力等。
总的来说，压裂液是页岩气开采技术中非常关键的一个因素。
通过对其进行优化和调配，可以提高采集效率和产量，同时也能减少环境的污染程度，为能源的可持续发展做出贡献。
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页岩气用滑溜水压裂液体系的储层伤害与生物毒性对比研究柳志齐;丁飞;张颖;吴军;余维初【摘要】压裂液选择不当会对储层造成伤害,降低页岩气井的产能,造成巨大的经济损失.目前,无论是室内还是现场,多是单一研究滑溜水的减阻性能,并未与环境保护和储层保护相联系.针对国内常用的粉末类、油基乳液类和纳米复合类减阻剂配制的滑溜水,在评价减阻性能的基础上,进行了生物毒性和储层伤害方面的试验研究,以探索有效、系统评价滑溜水性能的方法.试验结果发现,纳米复合类减阻剂减阻性能与粉末类减阻剂和油基乳液类减阻剂相近,减阻率都能达70%以上,具有较好的减阻效果;纳米复合滑溜水压裂液的渗透率恢复值为 95%~98.6%,EC 50值为1×106~1.89×106mg/L,具有良好的储层保和环境保护性能;而粉末类减阻剂配制的滑溜水渗透率恢复值仅为 5.7%~19.5%,EC 50值为1120~1180mg/L (微毒、微毒);油基乳液类减阻剂配制的滑溜水渗透率恢复值仅为 1.4%~3.4%,EC 50值为71.25~2180mg/L (重毒、微毒),实际应用过程中会对环境和储层造成严重的损害.该研究成果不仅可为压裂现场选用滑溜水提供依据,也可为非常规油气藏储层伤害评价方法研究提供借鉴,对实现页岩气持续高效、经济与绿色开发具有重大意义.【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》【年(卷),期】2018(015)005【总页数】5页(P56-60)【关键词】滑溜水压裂液;储层伤害;生物毒性;环境污染;绿色开发【作者】柳志齐;丁飞;张颖;吴军;余维初【作者单位】长江大学化学与环境工程学院,湖北荆州434023;荆州市现代菲氏化工科技有限公司,湖北荆州434000;荆州市现代菲氏化工科技有限公司,湖北荆州434000;非常规油气湖北省协同创新中心(长江大学),湖北武汉430100;非常规油气湖北省协同创新中心(长江大学),湖北武汉430100;长江大学化学与环境工程学院,湖北荆州434023【正文语种】中文【中图分类】X741页岩气是一种非常规油气，其储层具有低孔隙度、低渗透率、富含有机质等特点[1，2]。
我国页岩油气储量丰富，开采前景巨大，但是由于地层构造运动复杂、埋藏较深、保存条件差等原因开发难度较大。
目前国内页岩气勘探开发尚处于起步阶段，核心技术不成熟，没有实现工业开采，想要提高页岩气的产量并进行大规模开采很困难[3～5]。
随着页岩气的勘探开发技术的日益精进，特别是水平井与水力压裂技术的推广与发展，让页岩气的大规模勘探开发成为可能。
滑溜水压裂技术是在清水中添加微量添加剂(如减阻剂、黏土稳定剂、表面活性剂等)作为压裂液进行储层改造的一种压裂技术[6～9]，减阻剂是压裂液中的关键添加剂，常见的有粉末减阻剂、油基乳液减阻剂、水基乳液减阻剂3类。
纳米复合类减阻剂是一种水基乳液减阻剂，性能比普通水基乳液减阻剂更加优越。
中国的页岩气产区主要位于水资源匮乏和人口密集地区，地质条件复杂，对压裂液的要求更高，不仅需要满足施工要求，同时要满足储层保护和环境保护的需求。
若水资源受到污染，不仅处理难度大、成本高，而且严重威胁到当地居民的日常生产和生活[10]。
如果不采取科学有效的储层保护和环境保护措施，盲目地追求一时的产量，这对页岩储层和环境而言都将是一场灾难，最终可能造成严重的经济损失和环境污染。
目前，国内在选用压裂液时关注的仍然仅是减阻性能，并未能有机地将其与储层保护和环境保护相结合。
因此，笔者针对国内常用的粉末类、油基乳液类和纳米复合类减阻剂配制的滑溜水，在评价滑溜水的减阻性能的基础上，开展了储层伤害和生物毒性方面的试验，以探索有效、系统评价滑溜水性能的方法，从而为现场选用压裂液提供依据；同时，尝试探寻可实现高效减阻、储层保护和环境保护的滑溜水压裂液。
1 试验1.1 试验仪器与材料1)试验仪器。
JHTZ-1高温高压动态减阻评价系统，如图1所示；电子天平；DXY-3智能化生物毒性测试仪。
2)材料。
1#、2#滑溜水压裂液(由粉末类减阻剂配制)； 3#、4#滑溜水压裂液(由油基乳液类减阻剂配制)；5#、6#滑溜水压裂液(由纳米复合类减阻剂配制)；发光杆菌。
1.模拟管路Ga;2.模拟管路Gb;3.差压传感器ΔPa;4.差压传感器ΔPb;5.电动阀VDa;6.电动阀VDb;7.电动阀VDc;8.流量计F;9.压力传感器P;10.循环泵;11.加热罐;12.电动阀VDd;13.加热管;14.排气阀;15.电动阀VDe;16.温度控制系统T;17.配料罐;18.搅拌电机;19.数据采集器;20.计算机。
图1 JHJZ-I高温高压动态减阻评价系统1.2 试验方法1.2.1 减阻率试验方法主要试验步骤如下：测定30L/min、10mm管径室温(25℃)下清水的摩阻；测定同样条件下滑溜水压裂液的摩阻；利用计算机软件系统计算出减阻率。
减阻剂的减阻性能具体表现为减阻剂溶液流速增大和摩阻压降降低。
当输送压力不变时，减阻性能表现为溶液流速的增加；当输送的流速不变时，减阻性能表现为溶液摩阻压降的降低。
因此，可以用增输率和减阻率这2个指标来评价减阻剂的减阻性能。
目前国内外大多使用减阻率作为减阻性能的指标。
减阻率可通过下式计算：(1)式中，FR表示减阻率，%；P0为清水的摩阻，kPa/m；P为添加减阻剂后滑溜水压裂液的摩阻，kPa/m。
减阻率越高，说明滑溜水压裂液的减阻性能越强。
1.2.2 渗透率试验方法目前关于滑溜水压裂液对页岩储层的伤害方面的研究还不够成熟，特别是评价方法和评价标准方面仍然处于探索阶段，尚未形成标准的评价方法[11～14]。
因此，笔者尝试依据常规油气储层的评价方法进行试验，即通过测试滑溜水压裂液污染前后的渗透率进行评价。
此外，天然页岩岩心的渗透率极低，很难利用常规油气储的评价仪器进行测试。
但是页岩储层经压裂改造后的渗透率与人造岩心相似，因此可选用人造岩心进行试验。
为了得到渗透率恢复值，需要测试人造岩心的原始渗透率，然后测试不同滑溜水压裂液伤害后的渗透率，通过公式计算得到渗透率恢复值，使用基质渗透率恢复值表征岩心受伤害程度。
主要试验步骤如下：测试岩心长度、直径、孔隙体积；将岩心放入夹持器中组合好装置，调整进口压力并测气体流速。
通过渗透率公式计算岩心原始气体渗透率，再测试不同压裂液伤害后的岩心渗透率，通过公式计算岩心渗透率恢复值，具体测试方法参见标准SY/T 5336-2006和SY/T 6540-2002[15～17]。
岩心渗透率恢复值的计算公式如下：(2)式中，η为岩心渗透率恢复值，%；K为渗透率，mD；K1为污染前的岩心渗透率，mD；K2为污染后的岩心渗透率，mD；Q为流动液体的体积流量，cm3/s；μ为流动液体的黏度，mPa·s；L为岩心轴向长度，cm；ΔP为岩心进出口的压差，MPa；A为岩心横截面积，cm2。
1.2.3 生物毒性试验方法水质检测和评价的方法有很多，其中应用最广的是发光细菌法，该方法具有反应快、灵敏度高、成本低等优点[18～20]。
试验中选用明亮发光杆菌为试验菌种，该菌种的发光能力源于细胞内的发光要素ATP。
当细菌细胞活动性高时，细胞内ATP含量高，则细菌发光强度高；反之，则发光强度变弱，如与毒性物质接触。
也就是说，发光细菌的发光强度与滑溜水压裂液的毒性呈正相关关系。
因此，可根据发光细菌法评价滑溜水压裂液的生物毒性。
主要试验步骤如下：将DXY-3智能化生物毒性测试仪校准调零并预热15min，将试管排列好同时加入3% NaCl溶液及样品溶液，复苏发光菌，检验发光菌是否复苏，测试并读数，具体测试方法参见标准Q/SY 111-2007[21]。
推算出相对发光度为50%时样品的浓度EC50值(发光细菌发光能力减弱一半时样品的浓度)，根据该值可将样品的生物毒性进行分级。
相对发光度的计算公式为：(3)式中，E为相对发光度，%；E0，i为空白管的发光强度，mV；Ei为样品管的发光强度，mV。
2 结果与讨论2.1 减阻性能依据所添加减阻剂的类型，将试验中选用的6种滑溜水压裂液(1#、2#、3#、4#、5#、6#)进行分类。
所添加减阻剂除了国内常用的粉末类(1#、2#)和油基乳液类(3#、4#)外，还有新型的纳米复合类减阻剂(5#、6#)。
每种类型的减阻剂选取2种样品进行平行测试(研究中所提及的滑溜水压裂液为这6种)。
测试结果如表1所示，其中，滑溜水压裂液配方中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，助排剂降低表面张力，黏土稳定剂抑制黏土膨胀，所有配方中所用助排剂和黏土稳定剂都相同，减阻剂各不相同。
表1 不同类型滑溜水压裂液的减阻率滑溜水压裂液类型配方减阻率/%粉末类1#74.72#75.1油基乳液类3#77.64#78.4纳米复合类5#73.26#72.7注： 1#、2#配方为0.1%粉末减阻剂+0.1%助排剂+0.2%黏土稳定剂；3#、4#配方为0.1%油基乳液减阻剂+0.1%助排剂+0.2%黏土稳定剂；5#、6#配方为0.1%纳米复合类减阻剂+0.1%助排剂+0.2%黏土稳定剂;下同。
表2 不同类型滑溜水压裂液的岩心渗透率恢复值滑溜水压裂液类型配方K1/mDK2/mDη/%粉末类1#163.29.35.7171.312.77.42#169.831.218.4158.130.919.5油基乳液类3#167..85.73.4153.72.11.44#171.62.41.4188.65.73.0纳米复合类5#165.9157.795.0177.3173.197.66#147.7145.798.6167.7159.895.3从表1可以看出，6种滑溜水压裂液的减阻率都高于70%，都具有良好的减阻效果，但滑溜水压裂液中的化学添加剂(如大分子聚合物)有可能造成储层堵塞和水污染等问题。
另一方面，这6种滑溜水压裂液是否无毒环保还未可知。
因此，3种类型减阻剂配制的滑溜水压裂液的储层伤害和环境污染程度如何还有待进一步的研究。
2.2 储层伤害评价采用渗透率恢复值来表征储层伤害程度，渗透率测试试验结果如表2所示。
由表2可以看出，1#～4#配方的渗透率恢复值很小，其原因是粉末类减阻剂与油基乳液类减阻剂的分子量大，分子粒径大，不易通过孔喉直径较小的裂缝通道，造成孔喉堵塞。
另外，这2类减阻剂配制的滑溜水压裂液配伍性差，产生不溶絮凝物从而造成裂缝的堵塞，导致渗透率恢复值低，会对储层造成严重的伤害，大幅降低页岩气井的开采寿命。
5#和6#配方渗透率恢复值很大，这是因为纳米复合类减阻剂分子粒径小，是纳米级别，能容易通过储层中裂缝和喉道，同时配伍性好，不会产生不同絮凝物，不会对微裂缝造成堵塞，对储层造成的伤害非常低，有利于储层保护。