随着油气勘探开发的不断深入，深层煤岩气已成为继页岩气之后又一大极具开发潜力的非常规气藏。2021年11月，中国首口深层煤岩气水平井吉深6-7平01井大规模极限体积压裂施工顺利完成并获得10万m3/d的工业气流，标志着国内首个深层煤岩气开发试验率先在世界2 000 m以深新领域取得重大突破，拉开了中国深层煤岩气开发的序幕。

深层煤岩储层物性条件好，游离气含量高，具备高产工业气流潜能，但也对煤矿绿色开采带来隐患[1-2]；煤岩脆性大、弹性模量低，割理、微孔和裂隙较为发育，为压开煤岩并形成复杂缝网创造了条件。但是煤岩连通性较差，裂缝净压力低，常规压裂很难打开割理，缝长、缝宽受限，导致施工压力波动大，加砂困难[3-4]。因此，借鉴但又不照搬页岩气体积压裂理念，在煤岩气压裂中追求裂缝有效支撑、缝控储量而非波及缝长、波及面积，合理进行压裂液用液方案及施工工艺优化，践行“三大一小”原则，形成了深层煤岩气极限体积压裂技术，充分“打碎”煤层、连通割理，形成立体缝网，进行复杂缝网饱和支撑，建立高导流支撑裂缝通道，促进游离气、解吸气的产出[5-6]。

变黏压裂液体系是深层煤岩气极限体积压裂技术高效实施的关键之一，该体系以一体化乳液减阻剂为核心，通过施工中实时调控乳液减阻剂泵注比例来在线配制不同黏度的压裂液，满足各压裂阶段对压裂液性能的要求，完成一体化在线变黏压裂施工[7]。目前深层煤岩气压裂用减阻剂以反相乳液减阻剂为主，这类减阻剂需要通过转相剂来调控其溶解性能，但转相剂的使用会大幅影响乳液稳定性，因此存在储运时所需高稳定性与使用时所需快速溶解性的突出矛盾；同时，我国煤岩气主要分布在山区、荒漠中，入冬后气温低至0℃以下，常规减阻剂在低温下存在抗冻性差和溶速慢的技术难题，无法满足现场工况要求；在深层煤岩气大排量、大砂量施工模式下，施工沿程摩阻高，并且为了完成高强度加砂，普通压裂液只能依靠高黏度来保证携砂，必然造成施工摩阻的显著增加，大幅增加了施工安全隐患，压裂液高减阻、强携砂性能很难兼顾的矛盾有待解决；最后，体积压裂为煤岩气渗流提供了高导流通道，但同时压裂过程和入井流体也会大幅降低煤岩解吸能力，导致煤岩气解吸和采收率下降[8]。如何解决或协调以上提到的矛盾或难题成为煤岩气压裂液技术研发和应用的关键[9]。

为此，笔者从解决乳液减阻剂、压裂液存在的矛盾问题出发，设计具有微梳型结构的多元共聚物，利用开关型反相乳液聚合技术将多种功能单体共聚制备盐响应的开关乳液减阻剂，避免大量转相剂的使用，保证了良好的稳定性、溶解和增黏性能；配制的压裂液具备低黏高弹性、剪切稀释性特征，有望解决压裂液高减阻和强携砂性能很难兼顾的技术难题；合理设计压裂液体系，强化低伤害特性，进行促解吸剂配套，是降低压裂液伤害，提高增产效果，获得巨大产能突破的有力保障。

1.技术思路

1.1深层煤岩气高效能变黏压裂液技术原理

创造性地向聚合反应体系中引入无机盐刺激响应材料，设计开关型反相乳液聚合技术[10]，将丙烯酸钠/丙烯酰胺、阳离子单体、弱极性单体、微梳型控制单体等进行共聚，复配煤岩气促解吸剂后制备成开关型乳液减阻剂，遇配液水中无机盐刺激响应，破乳转相实现快速溶解。契合煤岩气极限体积压裂设计思路，设计优化高、中、低黏压裂液配方，构建深层煤岩气高效能变黏压裂液，依靠微梳型结构以及特殊功能基团间的共价键相互作用，形成可逆的空间结构，具备剪切稀释性和低黏高弹性，保证降阻性能的同时完成高强度携砂；压裂液破胶后可对煤岩表面润湿性改善，增大接触角，显著降低毛管力，减小煤岩自吸液量，促进煤岩气解吸。

1.2深层煤岩气极限体积压裂用液思路

1.2.1高、低黏液交替造复杂缝网+中黏液携砂缝网远支撑设计思路

研究和实践证实，通过调控压裂液黏度，可以合理控制压裂改造裂缝尺寸和缝网形态[11]，针对深层煤岩，需要用高黏液来打开煤岩割理，造主缝、分支缝，扩大裂缝宽度，利用低黏液造细小、复杂微缝，利于缝网复杂化，而中黏液携砂能力良好，可兼顾主缝和复杂微缝的延伸，连通煤岩各级割理/裂隙[12]。因此结合高效能变黏压裂液的特点及技术优势，形成了高、低黏液交替造复杂缝网和中黏液携砂缝网远支撑的设计思路。

高、低黏液交替造复杂缝网：在高黏液充分造缝打开煤岩割理的基础上，利用低黏液深穿透能力发育细小、微缝，再通过高黏液冲刷进一步括缝，扩大裂缝宽度，形成立体的复杂缝网。

中黏液携砂缝网远支撑：在复杂缝网形成的同时，进行控黏增砂，利用中黏液低黏高弹特性高强度连续加砂，充填、再压开再充填缝网，保证改造充分并实现复杂缝网的有效远支撑，提高缝网支撑导流能力。

1.2.2压裂施工泵注程序设计

以缝网压裂思路为指导，结合控底+转向工艺、组合粒径优化，设计了深层煤岩气极限体积压裂施工泵注程序，如图1所示。

图1深层煤岩气极限体积压裂施工泵注程序示意

1)造主缝阶段：高黏液(≥40 mPa·s)较大排量打开割理，造长、主裂缝沟通远井端，利于支撑剂进入和裂缝扩展。

2)造缝网阶段：低黏液(≤9 mPa·s)高排量下低砂比连续加入小粒径支撑剂，打磨、充填裂缝，进一步打开割理、裂隙，使裂缝纵向精细分层、横向波及远端。

3)控底+转向工艺：借助低黏液加入支撑剂进行近井带铺置并形成底板，通过停泵、重新启泵措施促使底板产生的应力差和压力释放发生偏移，利于裂缝多方向延展和裂缝复杂化。

4)缝网远支撑阶段：中黏液(≥20 mPa·s)高排量下连续加入组合粒径支撑剂，使复杂缝网持续延伸并充填，提高裂缝网络整体充填度，建立起微缝—次级裂缝—主裂缝相互贯穿的饱填砂复杂缝网，增加支撑和解吸渗流面积。

2.试验部分

2.1试验仪器与材料

设计并优选满足煤岩气专用减阻剂制备、表征以及压裂液性能评价要求的试验仪器和试验材料，确保本文研究工作的顺利开展，主要的试验仪器见表1，主要试验材料见表2。

表1主要试验仪器及用途

主要试验仪器用途

YK-1L型乳化反应仪：反相乳液聚合容器

均质剪切乳化机：将原料乳化、分散制备反相乳液

引发剂微量注射泵：聚合时微量控制引发剂加量

哈克RS6000流变仪：压裂液耐温耐剪切性能测试、黏弹性测试

管路摩阻测定仪：压裂液降阻性能测试

接触角测定仪：测试液体在固体表面形成液滴后的夹角煤岩气吸附—解吸

测试系统：本文用于测试经不同液体处理后的煤岩在同等条件下煤岩气的解吸量

扫描电子显微镜：对煤岩表面微观结构观察

毛细管黏度计：测试低黏滑溜水、破胶液的运动黏度

数显六速旋转黏度计：测试压裂液的表观黏度(6 mPa·s以上)

表界面张力仪：压裂液破胶液表、界面张力测试

其他辅助仪器、设备：分析天平(精度0.000 1 g)、乳液取样器、玻璃器皿、秒表、立式电动搅拌器、DZF真空干燥箱、恒温水浴锅、冷却循环水浴锅、离心机、冰箱

表2主要试验材料及厂家

主要试验材料级别厂家/地点

丙烯酰胺(AM)、丙烯酸钠(AANa)、Span80、OP-10、氢氧化钠、过硫酸铵，亚硫酸钠，乙醇、液碱分析纯成都科龙化工试剂厂

无机盐刺激响应材料KS-2，双烷基链双翼对称疏水单体SHT-C12、促解吸剂原液工业品四川申和新材料科技有限公司

亚氨基二苯乙烯工业品武汉卡诺斯科技有限公司

马来酸二丁酯工业品盼得(上海)国际贸易有限公司

轻质白油工业品西安蓝翔化工有限公司

0.212～0.425 mm石英砂工业品河南天祥新材料股份有限公司

自来水(矿化度150 mg/L)—成都新都

现场水(矿化度650 mg/L)—中石油煤层气大吉区块

2.2煤岩气专用减阻剂制备方法

通过对水相制备—反相乳液制备—开关反应液制备—聚合控制—水解度控制—后处理等—系列过程中pH值、HLB值、引发剂、温度等的控制，形成煤岩气专用减阻剂制备流程，如图2所示。

图2煤岩气专用减阻剂制备流程示意

1)水相制备：控温20±0.5℃，加入单体AM、AANa、亚氨基二苯乙烯、马来酸二丁酯、SHT-C12，采用液碱调节pH值至7～8。

2)反相乳液制备：向乳化反应仪中加入白油、Span80和OP-10并混合均匀，在高速搅拌条件下缓慢加入水相，充分乳化后形成反相乳液，体系HLB控制在5～6。

3)开关反应液制备：体系中加入无机盐刺激响应材料KS-2后进行均质剪切乳化，利用KS-2改善油包水乳液结构，加强界面稳定性，制得比常规反相乳液相对更小粒径的开关反相乳液。

4)聚合控制：对反应液通氮除氧1.5 h后，设置搅拌速度400～500 r/min，温度22℃，采用微量注射泵向反应液中定量滴加过硫酸铵、亚硫酸钠溶液引发聚合，并控制反应液升温速度0.2～0.3℃/min之间，聚合反应4 h。

5)水解度控制：通过分批次追加液碱和控制乳化反应仪水解温度来对聚合产物进行水解度控制。当反应体系温度升高至40℃时，开始分两批次、间隔30 min加入液碱，第2批次加完后，调节温度至60℃，加入促解吸剂原液，保温60 min进行强水解，结束反应。

6)后处理：乳液冷却至室温，过滤后得到所述的煤岩气专用减阻剂SFY-2—金标8号[13]。

减阻剂、压裂液相关性能测试

1)破胶试验：按照配方配制压裂液，在70℃条件下破胶，冷却后测定破胶液基础数据，测试方法参照SY/T5107—2016《水基压裂液性能评价方法》。

2)煤岩表面接触角测试：将待测煤岩切片并打磨处理，在100℃的烘箱中干燥2 h，冷却后放入提前制备好的压裂液破胶液中浸泡2 h，取出后置于100℃的烘箱中干燥2 h，煤岩切片自然冷却后放在接触角测定仪测试台上，将蒸馏水滴在煤岩切片上，测定蒸馏水与煤岩表面的接触角。

结果

破胶及伤害性能

测试配方和测试结果见表3。几个配方压裂液均可在2 h内彻底破胶，并且破胶液黏度低，中黏液破胶液表面张力低至26 mN/m，提高返排性能的同时，破胶液对煤岩表面具有一定的表面修饰、润湿性改善作用，接触角由常规压裂液的50°左右提高到80°以上，最高可达108.2°，如图3所示。

表3煤岩气高效能变黏压裂液破胶液基础数据统计

图3 压裂液破胶液处理煤岩后接触角测试

结论

1)针对深层煤岩气开发难点，提出了高、低黏液交替造复杂缝网+中黏液携砂缝网远支撑的体积压裂思路，设计高效能变黏压裂液体系并制定针对性的用液方案、施工工艺，实现充分打碎煤岩，连通割理、裂隙，造复杂缝网并饱填砂有效支撑的目标。

2)创造性地利用开关型反相乳液聚合技术，将丙烯酸钠/丙烯酰胺、阳离子单体、弱极性单体、微梳型控制单体等进行共聚，显著提高产物有效含量，并复配煤岩气促解吸剂制备成开关型乳液减阻剂，优化了乳液水解度、分子量、有效含量等重要参数，使减阻剂具备高稳定性、速溶、低剂高效能和在线变黏一体化等优势。

3)构建了深层煤岩气高效能变黏压裂液体系并进行了性能评价：压裂液结构流体特性保证了良好的抗(高)剪切、降阻和携砂性能，高剪切后结构可恢复，中黏液兼顾降阻和携砂性能从而实现大排量/超大排量的高强度加砂压裂施工，同时，压裂液破胶后几乎无残渣，表面张力低至26 mN/m以下，对煤岩解吸伤害率最低降至11.3%，大大提高煤岩气解吸量。