风南井区是我国最大的超稠油产地,需要进行大规模体积压裂对储层实施改造才能实现高效开发,但风南井区地层中含有硼、锆等矿物,使用植物胶类压裂液后破胶不彻底,残胶容易堵塞储层,且压裂施工需要大量的水配制压裂液。随着风城油田开发的不断深入,油田的采出污水量也不断增加,因此研究出一套适合风南井区的稠油净化水聚合物压裂液体系既能实现风南井区的有效开发,且有利于解决部分风城稠油热采水排放和玛湖地区压裂用水的难题。本文在分析风南井区聚合物压裂液的必要性、储层特性和稠油热采水的可行性的基础上,明确了稠油热采水配制聚合物压裂液的技术特点,并提出热采水相关问题解决方法,优选了配制压裂液的主剂和助剂,最终形成了一套适合风南井区的稠油热采水聚合物压裂液体系。该体系选用改性聚丙烯酰胺类稠化剂HAP,在质量分数为0.45%的稠化剂配制的稠油热采水基液能够使增粘速率超过了80%,在30-80℃下表观粘度均超过20 m Pa·s,且与岩屑配伍性良好;选用有机锆类交联剂CLA,配合调节剂AR可形成挑挂性能良好的冻胶;当60℃下破胶剂SP加量为0.15%时,破胶时间为2.5 h,破胶液粘度小于1.5 mpa·s;选用消泡性和抑泡性好的聚醚改性有机硅消泡剂DFM在加量为0.40%时,使起泡率低于15%,消泡时间低于90 s;应用稠油热采水其中的K+和有机胺粘土稳定剂TC-1、助排剂SZDP-1和破乳剂PR-1的协同作用,使岩心在压裂液破胶液中的防膨率达到71%,最后通过对交联、冻胶强度和破胶等性能研究,现场施工要求压裂液的交联时间为30-60 s,并且热采水处理站运送至水池后的温度约为60℃。据此确定聚合物压裂液的配方为0.45%HAP+0.60%TC-1+0.008%AR+0.04%CLA+0.4%DFM+0.15%SP+0.2%PR-1+0.20%SZDP-1。按照SY/T 5107-2005水基压裂液性能评价方法的检测得出,压裂体系在55℃、60℃和65℃下的交联时间依次为70 s、50 s和35 s,压裂液冻胶挑挂性能良好,在60℃、170 s-1剪切1 h后的表观粘度为254 m Pa·s,静态悬砂大于6 h,在60℃下冻胶液的破胶时间为3 h,破胶后动力粘度为1.35mpa·s。破胶液的表面张力为26.31 m N/m,在煤油中的界面张力达到0.67 m N/m,破乳率大于99%,且油水界面清晰。满足评价标准要求。