针对深层致密/页岩油藏中常规聚丙烯酰胺压裂液减阻与携砂性能难以兼顾的技术难题，制备了一种缔合减阻剂SMAP-2000，并与常规超高分子量聚丙烯酰胺减阻剂HPAM-3000进行对比，系统评价了两种减阻剂的增黏、减阻、动态携砂及流变性能，进而构建了一套低摩阻高携砂超分子压裂液体系。实验结果表明，SMAP-2000在自来水和模拟盐水中增黏效率优于HPAM-3000，达相同表观黏度时用量显著降低；在测试黏度范围内，SMAP-2000低黏滑溜水与HPAM-3000的减阻率相近，但中、高黏滑溜水及线性胶减阻率显著高于HPAM-3000；相同表观黏度下，SMAP-2000的低、中、高黏滑溜水的动态携砂能力较HPAM-3000提高10%~16%；SMAP-2000在低剪切区出现剪切增稠现象，呈现“剪切增稠-剪切稀化-第二平台”的多级结构；30 mPa·s线性胶弹性模量较HPAM-3000提高60%~80%，具有超分子溶液特征。现场试验表明，采用SMAP-2000的试验井井筒摩阻降至1.8 MPa/1 000 m，减阻率达85%，最高砂浓度提升至400 kg/m³，单井日产油提升40%。构建的压裂液体系兼顾了减阻与携砂性能，为深层致密/页岩油藏效益开发提供了技术支撑。
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