滑溜水配液简单，易形成复杂裂缝网络，在页岩气等非常规储层改造中得到了广泛应用。但是其携砂能力较弱，为保证压裂中后期顺利加砂，北美页岩油气压裂作业后期常采用超高粘度瓜胶压裂液。与滑溜水相比，瓜胶压裂液携砂能力较强，但是，其配方组分多，配液复杂，储层伤害大，成本高，存在一定的技术局限性。针对此问题，斯伦贝谢Haiyan Zhou等人研发了一种超高粘度滑溜水压裂液体系，为页岩气压裂作业提供了新思路。

超高粘滑溜水的减阻剂为专门研制的超高粘度减阻剂HVFR-1。其配方尚在保密中。配置时采用1.5in桨叶的高速搅拌器搅拌15分钟，其中，前30s转速为800rpm，其余时间为300rpm。采用相同配方采用搅拌器以8000rpm搅拌5s以对比分析HVFR-1的水化性能。随后进行了流变性、悬砂、热稳定、降阻率测试、破胶等实验。实验结果表明，当浓度为0.8%时，当剪切速率为511s-1时，基液粘度为38cp，而采用常规减阻剂时相同条件下仅为18cp。当浓度为0.2~0.4%时，粘度与瓜胶压裂液(浓度为1797.4~2396.5kg/m3)相当；水化时间较短，不需要高剪切即可降解聚丙烯酰胺，配液较为简单，现场不需要复杂的配液设备；91.7℃条件下HVFR-1滑溜水压裂液粘度稳定时间达2h，热稳定性较好；平板沉砂实验中，当浓度为0.2%时，HVFR-1基液的携砂能力与瓜胶相当；当浓度为0.5%时，室温条件下降阻率为70%；破胶后HVFR-1压裂液无固体残留物，明显优于瓜胶压裂液。

目前，HVFR-1超高粘滑溜水压裂液体系已经在北美进行了多次现场试验。试验井位于加拿大Montney页岩气田和Haynesville页岩气田。其中，Montney页岩气共试验1口井，该井前26段采用常规压裂液时，施工压力高，加砂困难，后期采用HVFR-1超高粘度滑溜水，减阻剂浓度为0.3%，加砂时最高砂比平均提高了50%，施工压力窗口增大，加砂困难大幅度降低。在Haynesville页岩气田共对3口井开展了应用，与13口邻井相比，测试产量增加了70%。