本发明涉及油气田勘探开发井下作业技术领域，特别涉及一种无油相液体减阻剂及包含该减阻剂的全程滑溜水压裂液。
背景技术：
滑溜水压裂液是开发页岩油气、致密油气等非常规油气资源的一种有效增产措施工作液。与传统胍胶压裂液比较，滑溜水压裂液具有以下优势：1)传统的胍胶压裂液体系使用较高浓度的稠化剂，形成的冻胶的残留物以及在压裂过程中产生的滤饼会堵塞地层并降低裂缝导流能力，而滑溜水压裂液中只含有少量的减阻剂等添加剂，并且易于返排，大大降低了地层及裂缝伤害，从而有利于提高产量；2)滑溜水压裂液中的化学添加剂及支撑剂的用量较少，可节省施工成本40％～60％。由于成本的降低，许多原来不具商业开采价值的储层便可以得到开发；3)滑溜水压裂液在大排量下能够产生复杂度更高体积更大的裂缝网络，裂缝复杂度和体积的提高增加了储层的有效增产体积，使得产量增加；4)减阻水中添加剂含量少，较为清洁，更易于回收循环利用。
作为滑溜水体系的主剂，压裂液用减阻剂的作用是减少压裂液流动时的摩擦阻力，从而减少施工压力。目前的减阻剂产品存在性能单一，溶胀溶解速度慢和成本高，尤其是固体粉末状减阻剂，在水中分散溶解性差，配液时易形成“鱼眼”，严重影响配液质量和施工效果。
近些年，为了解决减阻剂在水中分散慢的问题，油包水型减阻剂乳液被广泛研究报道，魏娟明等报道了以丙烯酸-丙烯酰胺-丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵三元共聚合成的反相乳液型减阻剂，0.1％-0.15％减阻剂浓度的滑溜水的降阻率达到65％以上。已公开专利cn103013488a提出了一种滑溜水压裂液减阻剂及其制备方法，其所选单体为丙烯酰胺与功能单体maa，其表面活性剂与基础油的质量比为(2-3):10，反应温度为30～50℃，水相与油相的质量比(2-0.9):1，所选基础油为白油、煤油、环己烷和异构烷烃中的一种或几种；其减阻率可达到30％-65％。已公开专利cn103694984a的提出了一种页岩气酸化压裂减阻剂及其制备方法，所选用单体为丙烯酸、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和丙烯酰胺，表面活性剂与基础油的质量比为(0.25-0.35):1，恒温温度为35℃-50℃，油相与水相的质量比为(0.3-0.8):1.0，水相的质量分数为50％；采用其粘均分子量600万～800万、质量分数为0.2％的减阻剂水溶液，降阻率在70％以上，一定程度上改善了减阻效果。
但上述油包水型减阻剂乳液存在以下缺陷：1)使用加量大，成本较高；2)针对页岩油气等纳米孔隙地层压裂改造时减阻剂加量大，易对储层造成伤害；3)制备减阻剂乳液时油相成分含量高，部分油相成分闪点低易燃，安全性差；而且油包水型减阻剂乳液在配制滑溜水时，油相成分可与压裂返排液形成乳状液，不利于返排；4)减阻剂分子为阳离子型或两性离子型聚合物时，与地层矿物颗粒不配伍，对储层造成伤害。
技术实现要素：
本发明提供了一种无油相液体减阻剂，其目的在于克服常规滑溜水压裂液用减阻剂分散溶解慢、加量大对储层伤害大、油相成分安全性差及乳化液不利于返排、降阻率有待改善等缺陷，提供一种无油相液体减阻剂及全程滑溜水压裂液，该无油相液体减阻剂不含油相成分，减阻剂所用分散相能与水互溶，其既可起均匀分散减阻剂分子的作用，配制成滑溜水后又可起破乳助排作用，该液体减阻剂具有速溶性，便于在线连续混配制备滑溜水，使用加量低，伤害低，减阻效果好，现场作业工序简单易操作。
本发明的另一目的是提供一种包含上述无油相液体减阻剂的全程滑溜水压裂液及其使用方法。
为此，本发明技术方案如下：
一种无油相液体减阻剂，由以质量分数计的30％～40％的阴离子型聚丙烯酰胺类衍生物、0.4％～5％的悬浮剂、0.05％～0.2％的活化剂和余量的分散剂构成的非水非油悬浮体系，各组分的质量分数之和为100％；其中，
阴离子型聚丙烯酰胺类衍生物的分子量为1200万～1800万，其为阴离子型聚丙烯酰胺类衍生物i、阴离子型聚丙烯酰胺类衍生物ii、阴离子型聚丙烯酰胺类衍生物iii中至少一种；
所述阴离子型聚丙烯酰胺类衍生物i由丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚得到，其化学结构式为：
所述阴离子型聚丙烯酰胺类衍生物ii由丙烯酰胺和丙烯酸钠共聚得到，其化学结构式为：
所述阴离子型聚丙烯酰胺类衍生物iii由丙烯酰胺、丙烯酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚得到，其化学结构式为：
上述各阴离子型丙烯酰胺类衍生物可购自市售产品，或实验室合成制得。
优选，所述悬浮剂为纳米亲水性有机粘土、季铵盐改性的蒙脱土、高取代度羟丙基纤维素中至少一种。该三种分散剂的特点在能与水互溶中。
优选，所述活化剂为甲醇或乙醇中至少一种。
优选，所述分散剂为分子量为200～1000的聚乙二醇、分子量为400～1000的聚丙二醇中至少一种。
一种包含上述无油相液体减阻剂的全程滑溜水压裂液，其由滑溜水压裂液a和滑溜水压裂液b组成；其中，滑溜水压裂液a由以质量分数计的0.05％～0.1％无油相液体减阻剂、0.2％～2％粘土稳定剂、1％～3％氯化钾和余量为水构成，各组分的质量分数之和为100％；滑溜水压裂液b由以质量分数计的0.2％～1％无油相液体减阻剂、0.2％～2％粘土稳定剂、1％～3％氯化钾和余量为水构成，各组分的质量分数之和为100％。
优选，所述滑溜水压裂液a和所述滑溜水压裂液b中，粘土稳定剂为磺酰基季铵盐i、磺酰基季铵盐ii、磺酰基季铵盐iii、磺酰基季铵盐iv、磺酰基季铵盐v、磺酰基季铵盐vi、磺酰基季铵盐vii、季铵盐i、季铵盐ii、季铵盐iii、苄基季铵盐i、苄基季铵盐ii中至少一种；其中，
磺酰基季铵盐i由磺酸二乙酯与n,n-二甲基乙醇胺-n,n二甲基乙胺基醚反应制得，其化学结构式为：
磺酰基季铵盐ii由磺酸二乙酯与二(羟乙基)乙醇基甲基胺反应制得，其化学结构式为：
磺酰基季铵盐iii由磺酸二甲酯与n,n-二甲基乙醇胺-n,n二甲基乙胺基醚反应制得，其化学结构式为：
磺酰基季铵盐iv由磺酸二甲酯与二(羟乙基)乙醇基甲基胺反应制得，其化学结构式为：
磺酰基季铵盐v由磺酸二乙酯与三乙醇胺反应制得，其化学结构式为：
磺酰基季铵盐vi由磺酸二乙酯与二乙醇胺、甲醛通过二步反应制得，其化学结构式为：
磺酰基季铵盐vii由乙基氨基乙醇胺、甲醛与磺酸二乙酯通过三步反应制得，其化学结构式为：
季铵盐i由乙基氨基乙醇胺、甲醛与二氯乙醚通过三步反应制得，其化学结构式为：
季铵盐ii由四羟乙基二亚乙基三胺与氯仿反应制得，其化学结构式为：
季铵盐iii由四羟乙基二亚乙基三胺、甲醛与氯仿通过二步反应制得，其化学结构式为：
苄基季铵盐i由三乙醇胺与苄基氯反应制得，其化学结构式为：
苄基季铵盐ii由乙基氨基乙醇胺、甲醛与苄基氯通过三步反应制得，其化学结构式为：
上述各类粘土稳定剂可购自市售产品，也可以实验室合成制得。
上述全程滑溜水压裂液的使用方法为：
1)将滑溜水压裂液a与70/140目石英砂或陶粒支撑剂以最高砂比≤15％的比例进行混砂，并以8～26m3/min的排量进行段塞式加砂或阶梯式连续加砂压裂施工；该滑溜水压裂液a用于形成复杂分支缝网；
2)将滑溜水压裂液b与40/70目石英砂或陶粒支撑剂以最高砂比≤30％的比例进行混砂，或将滑溜水压裂液b与30/50目石英砂或陶粒支撑剂以最高砂比≤30％的比例进行混砂，然后以8～26m3/min的排量进行阶梯式连续加砂压裂施工；该滑溜水压裂液b用于形成主缝。
在实际施工过程中，滑溜水压裂液a和滑溜水压裂液b的施工顺序根据实际井况确定。
与现有技术相比，该无油相液体减阻剂及包含该无油相液体减阻剂的全程滑溜水压裂液能够成功应用于非常规油气藏(包括页岩气、页岩油、煤层气、致密气、致密油等)大型压裂施工；其中，无油相液体减阻剂不含油相成分，且能与水互溶，既可起均匀分散减阻剂分子的作用，配制成滑溜水后又可起破乳助排作用；同时，该液体减阻剂具有速溶性30s内完全溶解于水，便于在线连续混配制备滑溜水，其加量仅为0.05％～0.1％即可表现出≥75％的减阻率，减阻效果好；采用该无油相液体减阻剂配制的全程滑溜水体系在压裂后期连续加砂阶段可替代胍胶形成的冻胶液进行施工，携砂性好，对储层伤害低。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明做进一步的说明，但下述实施例绝非对本发明有任何限制。在以下实施例中，各组分均购自市售产品，或由市售产品制备而成。
实施例1
一种无油相液体减阻剂，制备方法如下：将53重量份的peg-200和0.2重量份的甲醇混合并搅拌1～2min至混合均匀；然后向其中加入5重量份的纳米亲水性有机粘土，搅拌3～5min至混合均匀；再向其中加入40重量份的分子量为1200万的阴离子型丙烯酰胺类衍生物，搅拌10～15min至混合均匀，即制得100重量份无油相液体减阻剂产品。其中，纳米亲水性有机粘土采用浙江丰虹新材料股份有限公司生产的dk5型的纳米亲水性有机粘土；阴离子型丙烯酰胺类衍生物采用具有如下化学结构的阴离子型丙烯酰胺类衍生物i：
该无油相液体减阻剂在室温下静置1个月后悬浮率依然保持100％，无分层现象发生，稳定性好。另外，经测试，将0.1重量份该无油相液体减阻剂加入至100重量份的清水中，手动搅拌20s即能够完全溶解在清水中。
实施例2
一种采用实施例1的无油相液体减阻剂制备得到的全程滑溜水压裂液，其由滑溜水压裂液a和滑溜水压裂液b构成；其中，
滑溜水压裂液a的制备方法为：取0.05重量份的无油相液体减阻剂、0.2重量份的季铵盐和1重量份的氯化钾溶解在98.75重量份的清水中，搅拌或循环30s～1min至搅拌均匀，即制得100重量份的滑溜水压裂液a；其中，季铵盐采用具有如下化学结构的季铵盐i：
滑溜水压裂液b的制备方法为：取1重量份的无油相液体减阻剂、2重量份的苄基季铵盐和3重量份的氯化钾溶解在94重量份的清水中，搅拌或循环30s～1min至搅拌均匀，即制得100重量份的滑溜水压裂液b；其中，苄基季铵盐采用具有如下化学结构的苄基季铵盐i：
实施例3
一种无油相液体减阻剂，制备方法如下：将69.55重量份的peg-1000和0.05重量份的甲醇混合并搅拌1～2min至混合均匀；然后向其中加入0.4重量份的季铵盐改性的蒙脱土，搅拌3～5min至混合均匀；再向其中加入30重量份的分子量为1800万的阴离子型丙烯酰胺类衍生物，搅拌10～15min至混合均匀，即制得100重量份无油相液体减阻剂产品。其中，季铵盐改性的蒙脱土采用浙江丰虹新材料股份有限公司生产的hfgel-120型的季铵盐改性的蒙脱土；阴离子型丙烯酰胺类衍生物采用具有如下化学结构的阴离子型丙烯酰胺类衍生物ii：
该无油相液体减阻剂在室温下静置1个月后悬浮率依然保持100％，无分层现象发生，稳定性好。另外，经测试，将0.1重量份该无油相液体减阻剂加入至100重量份的清水中，手动搅拌30s即能够完全溶解在清水中。
实施例4
一种采用实施例3的无油相液体减阻剂制备得到的全程滑溜水压裂液，其由滑溜水压裂液a和滑溜水压裂液b构成；其中，
滑溜水压裂液a的制备方法为：取0.1重量份的无油相液体减阻剂、1重量份的磺酰基季铵盐和2重量份的氯化钾溶解在96.9重量份的清水中，搅拌或循环30s～1min至搅拌均匀，即制得100重量份的滑溜水压裂液a；其中，磺酰基季铵盐采用具有如下化学结构的磺酰基季铵盐ii：
滑溜水压裂液b的制备方法为：取0.2重量份的无油相液体减阻剂、1重量份的苄基季铵盐和2重量份的氯化钾溶解在96.8重量份的清水中，搅拌或循环30s～1min至搅拌均匀，即制得100重量份的滑溜水压裂液b；其中，苄基季铵盐采用具有如下化学结构的苄基季铵盐ii：
实施例5
一种无油相液体减阻剂，制备方法如下：将63重量份的ppg-400和0.1重量份的甲醇混合并搅拌1～2min至混合均匀；然后向其中加入1重量份的高取代度羟丙基纤维素，搅拌3～5min至混合均匀；再向其中加入35重量份的分子量为1600万的阴离子型丙烯酰胺类衍生物，搅拌10～15min至混合均匀，即制得100重量份无油相液体减阻剂产品。其中，高取代度羟丙基纤维素采用美国赫克力士集团公司生产的
该无油相液体减阻剂在室温下静置1个月后悬浮率依然保持100％，无分层现象发生，稳定性好。另外，经测试，将0.1重量份该无油相液体减阻剂加入至100重量份的清水中，手动搅拌25s即能够完全溶解在清水中。
实施例6
一种采用实施例5的无油相液体减阻剂制备得到的全程滑溜水压裂液，其由滑溜水压裂液a和滑溜水压裂液b构成；其中，
滑溜水压裂液a的制备方法为：取0.08重量份的无油相液体减阻剂、2重量份的磺酰基季铵盐和3重量份的氯化钾溶解在97.42重量份的清水中，搅拌或循环30s～1min至搅拌均匀，即制得100重量份的滑溜水压裂液a；其中，磺酰基季铵盐采用具有如下化学结构的磺酰基季铵盐iv：
滑溜水压裂液b的制备方法为：取0.5重量份的无油相液体减阻剂、1重量份的磺酰基季铵盐vi和1重量份的氯化钾溶解在96.5重量份的清水中，搅拌或循环30s～1min至搅拌均匀，即制得100重量份的滑溜水压裂液b；其中，磺酰基季铵采用具有如下化学结构的磺酰基季铵vi：
采用行业标准《sy/t5971-2016油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》及《nb/t14003.2-2016页岩气压裂液第2部分：降阻剂性能指标及测试方法》对实施例2、实施例4和实施例6制备的全程滑溜水压裂液的防膨率和降阻率进行测试。测试结果见下表1。
表1：
从上表1的测试效果可以看出，该无油相液体减阻剂的加量为0.05％～0.1％的范围内，其所配制的滑溜水压裂液的防膨率≥87.8％，减阻率≥75％，兼具优异的防膨性能和减阻性能。
实施例7
采用实施例3制备的无油相液体减阻剂及实施例4配制的滑溜水压裂液a和b，在大港油田某井进行大型压裂施工，特别是在施工后期造主缝阶段，替代传统胍胶形成的冻胶压裂液，全程采用高粘滑溜水(即滑溜水压裂液b)进行高砂比连续加砂，该井最高施工排量14m3/min，最高砂比30％，压裂施工过程中未产生脱砂或砂堵或超压现象，携砂性好，达到了传统胍胶压裂液造主缝效果。并且滑溜水压裂液b中核心主剂增稠剂(阴离子型聚丙烯酰胺类衍生物)有效含量0.06％(阴离子型丙烯酰胺类衍生物ii含量30％无油相液体减阻剂配制成0.2％滑溜水压裂液b，换算成滑溜水实际含有阴离子型丙烯酰胺类衍生物ⅱ的量为30％*0.2％＝0.06％)，远低于常规胍胶冻胶压裂液中稠化剂胍胶的量0.5％左右，说明对储层伤害更低。该井压后闷井15天后放喷，合计返排液量近3000方，返排液油水界面清晰，未见压裂液对原油产生乳化现象，说明无油相液体减阻剂因含有聚醇(如聚乙二醇)使配制的滑溜水还具有破乳助排的效果。