滑溜水配液簡單，易形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，在頁巖氣等非常規(guī)儲層改造中得到了廣泛應(yīng)用。但是其攜砂能力較弱，為保證壓裂中后期順利加砂，北美頁巖油氣壓裂作業(yè)后期常采用超高粘度瓜膠壓裂液。與滑溜水相比，瓜膠壓裂液攜砂能力較強(qiáng)，但是，其配方組分多，配液復(fù)雜，儲層傷害大，成本高，存在一定的技術(shù)局限性。針對此問題，斯倫貝謝Haiyan Zhou等人研發(fā)了一種超高粘度滑溜水壓裂液體系，為頁巖氣壓裂作業(yè)提供了新思路。

超高粘滑溜水的減阻劑為專門研制的超高粘度減阻劑HVFR-1。其配方尚在保密中。配置時采用1.5in槳葉的高速攪拌器攪拌15分鐘，其中，前30s轉(zhuǎn)速為800rpm，其余時間為300rpm。采用相同配方采用攪拌器以8000rpm攪拌5s以對比分析HVFR-1的水化性能。隨后進(jìn)行了流變性、懸砂、熱穩(wěn)定、降阻率測試、破膠等實驗。實驗結(jié)果表明，當(dāng)濃度為0.8%時，當(dāng)剪切速率為511s-1時，基液粘度為38cp，而采用常規(guī)減阻劑時相同條件下僅為18cp。當(dāng)濃度為0.2~0.4%時，粘度與瓜膠壓裂液(濃度為1797.4~2396.5kg/m3)相當(dāng)；水化時間較短，不需要高剪切即可降解聚丙烯酰胺，配液較為簡單，現(xiàn)場不需要復(fù)雜的配液設(shè)備；91.7℃條件下HVFR-1滑溜水壓裂液粘度穩(wěn)定時間達(dá)2h，熱穩(wěn)定性較好；平板沉砂實驗中，當(dāng)濃度為0.2%時，HVFR-1基液的攜砂能力與瓜膠相當(dāng)；當(dāng)濃度為0.5%時，室溫條件下降阻率為70%；破膠后HVFR-1壓裂液無固體殘留物，明顯優(yōu)于瓜膠壓裂液。

目前，HVFR-1超高粘滑溜水壓裂液體系已經(jīng)在北美進(jìn)行了多次現(xiàn)場試驗。試驗井位于加拿大Montney頁巖氣田和Haynesville頁巖氣田。其中，Montney頁巖氣共試驗1口井，該井前26段采用常規(guī)壓裂液時，施工壓力高，加砂困難，后期采用HVFR-1超高粘度滑溜水，減阻劑濃度為0.3%，加砂時最高砂比平均提高了50%，施工壓力窗口增大，加砂困難大幅度降低。在Haynesville頁巖氣田共對3口井開展了應(yīng)用，與13口鄰井相比，測試產(chǎn)量增加了70%。