随着油气资源的不断开发，目标储层逐渐由常规向非常规转变，开发难度日益增大[1-3]，需要进行储层改造才能达到理想的油气产量[4]。滑溜水压裂技术是目前低渗透油气、致密砂岩油气和页岩气等资源最主要的压裂技术之一。由于滑溜水压裂液体系整体黏度较低，为了提高支撑剂的携带能力，现场操作时需要提高液体的注入速度[5]，导致管道内摩擦阻力的增加。作为滑溜水压裂体系的核心，减阻剂对压裂液性能起着决定性作用，也是国内外研究的热点[6]。本论文对国内外常用的传统与新型滑溜水减阻剂的研究现状与现场应用情况进行了综述，分析了影响减阻效果的主要因素，对压裂液减阻剂的研究与应用前景进行了展望，为原油的开采提供可行性的帮助。

滑溜水压裂液是对页岩油气储层进行水力压裂的一种常用压裂液体系，该体系的主要组分为水，因此又常被称为减阻水压裂液或清水压裂液。现场应用时滑溜水压裂液需要大排量注入，会产生较高的流动阻力，为此需要加入减阻剂，降低滑溜水的摩阻，提高泵注排量；同时弥补水黏度低、携砂能力差等诸多问题[7]。20世纪50年代，滑溜水首次被应用于油气藏压裂中，但是随后被交联聚合物凝胶压裂液取代。随着非常规油气藏的不断开采，滑溜水压裂体系重新回归人们的视野并取得长足发展。Mitchell能源公司在1997年将减阻剂用于Barnett页岩气的压裂并取得了一定减阻效果；此后，聚丙烯酰胺类减阻剂得到迅速推广，是现阶段研究与应用的首选减阻体系。随着油气资源深度开发，为满足非常规油气田的开采要求，新型减阻剂被相继研发出来，成为高温高盐油藏开采的潜在手段。

滑溜水压裂液体系的核心是减阻剂，是决定压裂液的性能，制约储层开采效果的关键[8]。伴随滑溜水压裂液的成功应用，国内外对减阻剂的研究报道与日俱增。减阻剂根据其分子结构和来源可以分成以下几种。

天然生物基多糖来源广泛，可自然降解，对地层伤害小，是早期常用的生物基多糖减阻剂。

胍胶的相对分子质量约为(20~30)×104，是一种半乳甘露聚糖。低浓度的胍胶是最早使用的滑溜水减阻剂，成本较低[9]。高浓度的胍胶会发生交联，形成的冻胶可用于携砂，可作为稠化剂增黏使用。

Singh等[10]研究交联剂对胍胶减阻性能的影响。通过添加微量硼，胍胶的水力半径和减阻性能所有提高，耐剪切性能不受影响。Deshmukh等[11]制备了聚丙烯酰胺接枝的胍胶减阻剂，研究了其在减阻、耐剪切和生物降解等方面的性能。结果表明，聚丙烯酰胺支链的长度与数量可以影响胍胶的减阻性能，接枝后胍胶的耐剪切性与生物降解性得到提升。Sharma等[12]制备了胍胶与助排剂、破乳剂以及黏土稳定剂的复配体系。室内实验采用返排水配制，质量分数为0.1%时的减阻率达到64.2%；在压裂施工现场将管道下入井深3 470 m处，减阻率可达63.7%，现场应用良好。

黄原胶是另一类生物基多糖减阻剂。黄原胶的相对分子质量为2×106~5×107，其分子结构特殊，可广泛应用于减阻剂等领域。此外，黄原胶在水中可形成稳定的刚性棒状双螺旋结构，常作为一种高效增稠剂使用。

Wyatt等[13]探讨了加入方式对黄原胶的减阻性能的影响。研究结果表明，质量浓度相同时，在线加入黄原胶母液配制成的溶液减阻率比预先配制溶液的性能提高2倍多。明华等[14]采用海水(矿化度28 074 mg·L-1)配制了改性黄原胶压裂液，经测试该压裂液摩阻低、稳定性好、携砂能力强且安全环保，能在较宽温度范围(60~130 ℃)下应用，满足致密储层的压裂要求。

然而，大多数生物基多糖减阻剂的减阻性能欠佳，且含有较多不溶性物质，对低渗透或孔隙率低的储层伤害较大。现阶段常将胍胶和黄原胶作为稠化剂应用，以提高基液黏度，增强携砂能力，或者应用于三次采油工程中，增大波及系数，提高采收率。

聚丙烯酰胺是一种由丙烯酰胺和其它单体共聚得到的合成聚合物，包括阳离子、阴离子、非离子和两性离子聚丙烯酰胺等[15]。聚丙烯酰胺是一种长链大分子，能以任意比例溶于水中，具有良好的热稳定性和减阻性能。聚丙烯酰胺的主链中有大量酰胺基团，活性高，性能可控，常以固体粉剂和液体乳剂状态应用，是目前页岩气滑溜水压裂作业中使用最广泛的水溶性减阻剂[16]。

粉末状聚丙烯酰胺是一类常用减阻剂，工艺成熟，便于运输和储存，减阻率高[17]。

由Services[18]研发的粉剂阴离子减阻剂ThinfracTMD减阻性能优越，可用于北美大部分地区的油气田。Schlum berger[19]研制的粉剂减阻剂能在较宽温度(7~175 ℃)和较高矿化度250 g·L-1的条件下可以保持减阻率70%以上。我国科研人员制备了一种粉剂减阻剂[20]，能快速溶解且黏度较高，与胍胶类体系相比减阻率高出10%。中国石油集团西南油气田公司天然气研究院成功研发出一种连续混配的阴离子聚丙烯酰胺类减阻剂，可应用于较高硬度(3 g·L-1)与矿化度(100 g·L-1)条件，减阻率为73%[21]。

然而，大多数粉剂减阻剂溶解速率较慢，且易产生鱼眼状结构伤害储层，影响现场操作。

乳液状的聚丙烯酰胺减阻剂为微米级大小，能快速分散。液体乳剂聚丙烯酰胺减阻剂主要包括2种类型。

W/O型反相聚合物减阻剂的内相为水溶性聚合物，相对分子质量较大，外相为石油烷烃聚合物，稀释后可以快速发挥作用[22]。

在国外油气田开发应用中，Kemira[23]研制了KemFlow系列反相聚合物减阻剂，添加硅聚醚构成反相乳液。该体系阴离子主剂具有较强弹性，携砂量大；阳离子减阻剂主剂选用丙烯酰基氧基乙基三甲基氯化铵(DMAEA)，可与黏土稳定剂配合，在含有超高2价金属离子的水溶液中依然可以稳定减阻。Innospec[24]研制的HirateTM MAXX 1250型减阻剂，主剂为阴离子聚丙烯酰胺，少量添加即可快速增黏，性能优异。Halliburton[25]制备了一种PERMVISTMVFR-10减阻剂，黏度大，易破胶返排，在高矿化度(300 g·L-1)的水溶液中可保持60%以上的减阻率。

国内研究领域中，兰昌文等[26]利用半连续反相微乳液聚合法制备了一种新型减阻剂CW-1。室内实验表明，在1.2 m3·h-1排量下减阻率可达到70%以上。卢拥军等[27]将开发了一种FA30速溶乳液减阻剂，应用于西南地区某页岩气井，在16 m3·min-1排量下可实现81%减阻率。长庆油田采用了刘通义[28]研发的新型减阻剂将减阻率提高到78%。马国艳等[29]以长链疏水单体为原料，制备反相乳液减阻剂产品WDRA-M，大幅提高了降阻剂的抗剪切性能，将其应用于某水平井大型压裂作业，减阻率比胍胶高出42.5%，与国外产品相比，更适合国内大排量压裂作业。由中国石化石油工程技术研究院研制的新型减阻剂在四川宜宾和涪陵等地区施工后，减阻率超过75%[30]。另一种性能优异改性聚丙烯酰胺减阻剂EM30，由范华波等[31]研发，其相对分子质量为200万，具有良好的耐高温、耐盐和耐剪切性能。目前EM30滑溜水压裂液作为鄂尔多斯盆地储层改造主体压裂液，可回收返排液超过85%，成本节约5亿元。

W/O型反相聚丙烯酰胺乳液原料来源广泛，合成方法简单，具有良好的溶解和增稠能力，在国内外现场应用取得了较好的作用效果。但W/O型反相聚丙烯酰胺乳液也存在一定不足，包括：制备过程需要消耗大量的表面活性剂；聚合物需要从油相转入水相后才能发挥作用；乳液中大量的油相会对环境造成污染等，因此，更为环保的W/W分散聚合物减阻剂越来越受到重视[32]。

W/W分散聚合物减阻剂的制备主要采用水分散聚合法。将含有单体的水溶液与高浓度电解质混合，反应后加入引发剂得到聚合物，在水中形成稳定均匀的W/W溶液，粒径通常在10 μm左右。W/W型聚合物减阻剂不含表面活性剂和有机溶剂，溶解快、成本低、环境污染小[33]，聚合过程简单，安全性高。BJ Services[34]公司研发的W/W分散乳液型高效减阻剂系列产品，包括ThinfracMP、ThinfracTM HV、ThinfracTM PLUS和ThinfracTM PW等，不需要加入植物胶增加携砂比，具有水化速度高、支撑剂运输力强、对地层伤害小等特点，用于北美页岩油压裂作业可提高生产率70%，降低成本30%。

国内研究人员采用双水相分散聚合方法制备了一种新型减阻剂，室内实验在30 L·min-1排量下，减阻率可达67%。张峰三[35]通过分子设计合成双水相疏水缔合型聚丙烯酞胺OWPAM，对延长油田志丹区域的4口致密油井进行实验，减阻率均大于65%。郭粉娟等[36]采用抗盐单体丙烯酸二甲基氨基乙酯氯甲烷盐(DAC)为主剂聚合得到W/W乳液减阻剂FR-4，分散时间短(5 s内)，70 ℃下的减阻率为71.4%；采用矿化度为57 249 mg·L-1的现场返排水配制时减阻率可达71.9%，在页岩气井J29-2HF进行现场施工，注入后施工压力迅速降低了2~6 MPa，减阻性能优异。2011年，中国石化北京化工研究院开发出一种高效减阻剂，黏度低，溶解时间短，能够满足压裂施工在线配液的要求。现场压裂施工结果表明，该减阻剂减阻性能优异，减阻率为60%，与国外同类产品相媲美，成本大幅降低[37]。孟强等[5]采用反相乳液聚合法合成了一种新型高效减阻剂HDR-C，具有良好的减阻效果、耐剪切性能和黏弹性能，在四川盆地某页岩区块M-1井压裂施工过程中成功进行了应用，在维持排量基本不变的情况下，按比例加入HDR-C后，施工压力迅速降低，与清水相比摩阻降低67.5%。

聚丙烯酰胺滑溜水减阻剂的减阻性能极大地依赖于其大分子链。在高温、高盐与高剪切的油藏环境下，聚丙烯酰胺分子的酰胺键易断裂成小分子，导致其黏度大幅下降而影响甚至失去减阻效果。随着油气资源不断开采，特殊油藏已成为油气开发的主战场，传统聚丙烯酰胺减阻剂越来越难满足现阶段的开采要求。为弥补上述缺陷，新型减阻剂体系被相继研发出来。其中，纳米复合减阻剂是最具发展前景的一种。

近年来，纳米材料发展迅速。随着纳米材料在钻井液、完井液等领域相继应用并取得了增产增效后[38]，纳米材料的应用也拓展至滑溜水压裂液体系。将纳米材料引入传统高分子聚合物构建复合高分子材料，利用其交联结构，形成耐温耐盐和流变性能优异的滑溜水压裂液体系，作为一类新型减阻剂体系备受关注。

近年来，国际国内关于纳米减阻剂的研究与专利逐渐增多。曹智等[39]将SiO2纳米颗粒加入乳状液中，可以降低油田含水率，体系黏度随地层水矿化度增加而逐渐增加，耐性耐盐性能增强，室内实验表明经纳米材料处理后，压裂液水相渗透率有大幅提高。

高瑞民等[40]将SiO2进行超疏水改性，利用表面活性剂分散后，制备出新型超疏水压裂液减阻剂，通过岩心驱替实验得到纳米SiO2的最适宜加入量，得到1.39的岩心渗透率，表明该体系可用于中渗油藏开采。

研究发现，将CTAB表面活性剂与无机盐NaNO3进行复配，加入质量分数为0.01%的SiO2纳米颗粒[41]后，体系的耐剪切性和压裂性能明显提升，且提升效率随纳米颗粒浓度的增加而增加。黏弹性测试结果表明当温度达到70 ℃后，体系黏度可达300 mPa·s，压裂性能远高于传统压裂液体系[41]。

余维初等[42]制备了一种纳米材料清洁滑溜水压裂液体系，该体系易溶于水，对储层伤害低，对水质要求低，耐高温、耐高矿化度，室内实验表明其减阻率可达75%。

纳米复合减阻剂的减阻效率高，可能是由于纳米材料复合减阻剂会在岩石壁面形成气-固复合疏水表面，从而降低水流与气-固复合疏水表面的引力，使壁面与流体间的流动阻力减小，起到减阻作用[43]。常用的纳米材料可以分为无机材料和有机材料2类。纳米SiO2是最常用的一类无机纳米材料，减阻性能已被多个研究所证实。其他亲水纳米颗粒TiO2、ZnO或MgO单独或配合使用时，同样具有很好的减阻效果[44, 45]。有机类纳米材料主要包括聚合物纳米微球、纳米乳液等[46, 47]，此类材料的减阻性能与无机纳米材料复合减阻剂相当；同时，有机纳米材料中所含的聚合物大分子使其具有很好的注入性能和携沙性能。因此，有机纳米材料减阻剂的研发越来越受到重视。纳米复合高效水力压裂用减阻剂，稳定性好，具有较好的耐温抗盐抗污染性能，对地层伤害小，且制备成本低。利用纳米材料的特殊性能，可以改善传统聚合物减阻剂性能上的欠缺，具有很好的应用前景和可行性。

按照制备方法，纳米复合减阻剂通常可以分成3种。

此类减阻剂的制备首先要根据现场所需性能选择合适的纳米材料单体，然后将其均匀分布于聚合物基体中得到。由于纳米材料单体与聚合物的复配困难，在制备过程中通常需要对聚合物和纳米单体进行修饰，才能得到目标产品[48]。

将有机或无机插层剂处理后的粘土与聚合物作用可以得到层状硅酸盐型纳米复合减阻剂。实验表明，复合材料的拉伸强度与抗剪切能力等性能显著增强，是开发高性能纳米复合减阻剂的新途径[49]。

通过化学反应将无机纳米材料与有机聚合物相接可以制备得到有机/无机杂化纳米复合减阻剂，利用两者协同作用强化减阻性能。

尽管纳米材料复合减阻剂的报道增多，室内评价也取得了很好的减阻效果，但从现有油田现场数据来看，尚无纳米材料复合减阻剂在油田大规模成功应用的案例[38]。主要原因可能包括：1)纳米材料种类多，性质差异大，现有研究仅探究了几种常见纳米材料如SiO2和TiO2等的性质与应用，对其他纳米材料的物理化学性质认知匮乏；2)地层环境复杂，大多数纳米材料难以适应复杂的地层条件，容易团聚，造成施工困难，需要开发性能更优异的纳米材料体系，以适应高温高盐油藏的开采需要；3)纳米材料的成本高，限制了其进一步推广，如何降低纳米材料的制备成本也是后续纳米材料复合减阻剂研发需要解决的重要问题；4)纳米材料复合减阻剂的研究尚处于起步阶段，对其减阻机理尚未进行深入透彻的研究，缺乏对纳米材料在地下运移规律与减阻性能的理论解释，影响了纳米材料复合减阻剂性能的进一步改进和提升。

在减阻剂的现场应用过程中，为保证减阻剂作用能够最大程度的发挥，需要明确影响减阻剂效果的主要因素。一般来说减阻剂的受内在因素与外在因素共同影响。内在因素主要与减阻剂本身的物理化学性质有关，也就是受减阻剂分子结构的影响；外在因素主要受流动条件的影响，诸如雷诺数、管路特性以及浓度、温度与矿化度等。

减阻剂的分子结构是影响减阻性能的重要因素。对比文献，选择几种代表性减阻剂的减阻效果对比，结果如表 1所示。

由表 1可知，不同分子结构的减阻剂其减阻性能差异很大。具有支链结构的减阻剂，如胍胶，溶解性能良好，便于施工，对地层伤害小。聚合物A属于长链结构，与带支链结构的胍胶相比，聚合物A的结构更加稳定，抗剪切能力更强，故减阻效果也更好。此外，分子结构中含有较长主链长、较少支链少的减阻剂，如线型、螺旋型或长链结构(聚合物B或C等)，其分子链柔顺性强，减阻效果较好，性能稳定。当分子结构中存在较小或者较短的侧链时，会影响主链的伸展，影响减阻性能。

对于特定减阻剂而言，其减阻效果与流动雷诺数有密切的关系。当流动雷诺数超过某一数值后，减阻剂开始发挥减阻效果，此时的雷诺数称为起始雷诺数。超过起始雷诺数后，减阻剂的减阻率先随雷诺数的增大而增大，达到最大值后，减阻率又会随着雷诺数的增大而减小。

减阻剂在水中充分溶解、伸展，溶胀的分子包裹了大量的水，展现出一定的流体力学体积。随着减阻剂用量增加，体系黏度增加，流体力学体积增加，弹性底层开始慢慢形成，减阻效果开始增加；但是当减阻剂浓度超过一定限度后，流体分子相互缠绕，体系表观黏度快速增加，造成流动阻力增大，导致减阻率的增加趋势减慢，最终趋于稳定。

高聚物减阻剂通常有一定的温度适用范围，在适用范围内，减阻率可以保持稳定。随着温度增加，聚合物分子热运动加剧，高分子链相互缠绕，会影响滑溜水的流变性能，使其减阻率降低。温度过高时，聚合物分子链容易发生断裂，导致表观黏度下降，减阻率迅速降低。因此，在超过一定温度时，减阻剂不能发挥很好的减阻效果。

在低剪切速率下，聚合物分子可以自由排列在溶液中；剪切速率增加后，在剪切力的作用下，聚合物顺向排列，部分空间结构遭到破坏，黏度下降，减阻率提高；剪切速率持续增大，聚合物分子链被剪切降解，表观黏度开始下降，减阻效果开始逐渐下降。

页岩开采通常会使用返排液配制的滑溜水体系，配液水主要包含Na+、K+、Ca2+、Mg2+、Fe3+、A13+、F-、C1-和SO42-等，大多数金属离子会影响高聚物减阻剂的减阻效果。通常来说，阳离子浓度越高，价态越高，影响越大。Fe3+和A13+等离子浓度过高还会导致聚合物出现絮凝，影响减阻效果。

综合室内实验评价结果与现场实际应用数据，聚丙烯酰胺减阻剂仍是现阶段应用最广泛的滑溜水减阻剂，新型纳米材料减阻剂尽管性能优异，但距离大规模现场应用尚需进一步研究。随着油气资源的不断开发，对减阻剂提出了新的要求。

1) 需要加快新型纳米材料减阻剂的进一步研究，降低纳米材料复合减阻剂的制备成本，开发新型纳米材料满足高温高压非常规油藏的需要；此外，对纳米材料复合减阻剂的减阻机理进行深入研究，为优化提升纳米材料复合减阻剂的性能提供指导。

2) 滑溜水压裂液体系需要大量的水配制工作液，对滑溜水压裂后的返排液回收利用有重要的经济与环保意义。如果返排率较低，压裂液滞流地下与储层接触，将会向储层滤失，造成储层污染。因此，高效返排液处理技术也是今后减阻水压力液体系研究的重要内容。

3) 减阻剂的性能与其分子结构有密切的关系，要重视对减阻剂主剂分子结构、分子形态的研究，深入探究影响减阻效果的各种因素，优化提升减阻剂的减阻性能。

4) 强化室内和现场评价方法，满足室内合成、工业生产、产品检验和质量控制要求，保障产品质量稳定，规范滑溜水体系现场应用。