针对液态CO₂干法压裂增稠性能要求,研制了适用于液态CO₂物理化学性能的一种表面活性剂增稠剂。通过高压管路流变实验,在线模拟了液态CO₂增稠过程。实验结果表明,表面活性剂能够在液态CO₂形成棒状或蠕虫状胶束而增加体系粘度,增黏倍数在86~218之间,且混合体系呈现出剪切稀释特性;压力的增大或者稠化剂体积分数的增大对液态CO₂增稠压裂液黏度的影响较小,对流变参数的影响均较小,而液态混合体系的有效黏度随着温度的升高而减小,呈指数规律递减的趋势;液态混合体系的流动指数随温度的升高而增大,稠度系数随温度的升高而减小。

纳米材料独特的表面性质可以使材料改性,从而生产出性能优越、满足不同需要的油田化学添加剂。以十六烷基三甲基氯化铵(CTAC)为主要原料,研究了纳米ZnO通过拟交联作用,对CTAC蠕虫状胶束黏度、耐温和降滤失性能的影响,分析了其作用机理。研究结果表明,水杨酸钠与CTAC的物质的量比为1.25:1时,体系形成最大长度的蠕虫状胶束,黏度达到最大;纳米ZnO能够改善CTAC黏弹性胶束溶液的黏度、热稳定性和剪切稳定性,尤其在中低温增黏效果显著,90℃高温时仍有增黏作用,改性体系黏度可以保持在60 mPa·s;优化得出纳米ZnO的质量分数为0.2%时对体系增黏效果最好;具有极高比表面积的纳米ZnO很容易吸附在胶束表面,屏蔽了胶束之间的静电排斥作用,使CTAC胶束形成一种更加稳定的三维网状结构;改性体系符合Maxwell流体模型,是具有单一松弛时间的线性黏弹性流体。

页岩储层具有脆性高、天然裂缝或层理发育、低孔特征和极低的基质渗透率等特点,四川盆地页岩储层压裂改造主要采用滑溜水或"滑溜水+线性胶"的"大液量+大排量"体积压裂模式。针对页岩储层特点,结合改造工艺要求,形成了低摩阻、低伤害、高防膨率的SD常规滑溜水体系及SD页岩气井压裂用线性胶体系。同时为了提高页岩气开发过程中对水资源的使用效率,减少环境伤害,研发出一套高效抗盐滑溜水体系,实现了对返排液高效回收利用。现场应用表明,SD常规滑溜水及线性胶体系性能稳定,现场配制方便快捷,降阻效果明显,完全满足页岩气体积改造的要求;SD高效抗盐滑溜水体系实现了高矿化度下返排液的重复利用,满足了页岩气经济、环境保护的开发要求。

针对生物胶存在用量高、耐温能力差等问题,通过醚化反应改性得到一种具有分子缔合能力的生物胶FAD-120,形成适合70~130℃致密储层的压裂液体系。研究表明:体系具有速溶、适应高矿化度水、低摩阻、携砂性能强、残渣低、伤害小、安全环保等特点,与瓜胶压裂液相比,具有配方简单、配制方便、水质适应性强、成本低等特点。该体系在长庆油田池228区块现场试验,使用矿化度为3 334 mg/L浅层地下水配液,实现最高砂比为25%,同区块单井加砂量与瓜胶压裂液加砂量相近。生物胶FAD-120压裂液现场应用的成功,对扩大压裂液配液水源、降低压裂液成本以及保障大规模体积改造的顺利实施有重要意义。

对于埋藏深、低渗透和温度高的储层进行压裂改造施工时,抗高温硼交联改性瓜胶压裂液体系存在摩阻高、残渣不能消除的问题。在实验室中合成了一种具有一定水解度的以丙烯酰胺和离子功能单体为主链的聚合物压裂液稠化剂,通过对添加剂进行优选,形成了一种BCG-1加重清洁压裂液体系。室内实验结果表明:BCG-1加重压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性,在160℃、170 s^-1条件下剪切120 min,压裂液黏度保持在57 mPa·s以上,且该压裂液配方实验重复性好。用自行设计并研制的多功能流动回路摩阻测试仪对BCG-1加重压裂液进行摩阻测试,实验采用8 mm测试管径,测试数据显示,体系增效剂ZJFA-1具有很好的降低BCG-1压裂液体系摩阻的特性;NaNO₃加重剂对该体系摩阻性能基本无影响;体系破胶性能好,破胶液黏度小于21 mPa·s,残渣含量小于5 mg/L,具备清洁压裂液的特性。