耐高温超低浓度瓜胶压裂液体系研究与应用

中国石油海南福山探区某油田复杂断块凝析油气藏具有断块结构复杂、储集层非均质性强、层间可对比性差、薄互层发育、油气水关系复杂、地层温度高等特点,采用常规压裂液体系对储集层压裂改造效果不明显。为提高压裂效果而研发的耐高温性能好、携砂能力强、破胶彻底、对储集层损害小、成本低的超低浓度瓜胶压裂液体系,其稠化剂使用质量浓度为3.5~5kg/m3,较常规瓜胶用量降低30%~50%,耐温能力最高可达150℃,液体残渣含量较相同温度常规体系配方降低30%~40%,解决了高温凝析油气藏深井压裂加砂困难、压后液体返排率低、对储集层损害大的难题。现场应用表明,该压裂液体系对储集层压裂改造增产效果明显。     

清洁压裂液在桐12、桐47断块整体压裂中的应用

对水敏性储层进行压裂改造,一般只能使用油基或醇基压裂液。由于二者的成本较高,而且使用不安全,因此受到限制。清洁压裂液无残渣,摩阻低、流变性能好、携砂能力强,能充分保留支撑裂缝的导流能力,而且对粘土防膨稳定效果好,特别适合对水敏性储层进行压裂改造,对地层几乎无伤害。在华北油田桐12、桐47断块整体压裂改造中得到了有力的证实。该断块采用羟丙基胍胶压裂液压裂3口井,压后抽汲日产原油0.64～3.5 t,效果很差;采用清洁压裂液压裂9口井,压后5 mm油嘴放喷日产原油10.4～39.0 t,使该断块得到了充分、有效的开发。     

压裂液用高温延缓交联剂CL-9的研制

所报道的压裂液用有机硼交联剂CL-9,由硼酸盐、多羟基醛、LB-2多元醇及碱反应制得,外观均一,长时间存放不析出固体物,适用温度90~145℃,使用量0.40%~0.50%。报道了含2.0%KCl、0.08%~0.15%NaOH、0.10%破乳助排剂的CL-9(0.45%)/HPG(0.50%)压裂液的性能。交联时间随pH升高(7~14)而延长,随温度升高(20~70℃)而缩短,pH=14时常温交联时间为5.2 min,60℃时为1 min。高温下(110~130℃)在170 1/s剪切10 min后压裂液黏度基本上保持稳定,高温下(100~130℃)经500 1/s剪切10 min后,170 1/s黏度均大于210mPa.s,其保持率随温度升高而下降,100℃下为82.3%,130℃下为66.0%。压裂液滤失性能良好,滤失系数和初滤失量在90℃为5.35×10-4m/min1/2和0,120℃下为7.32×10-4m/min1/2和1.21×10-4cm3/cm2。该压裂液已在中原油田7口井压裂中使用,施工成功率100%,油井压裂后增产效果较好。图4表2参3。     

低温稠油藏整体压裂配套压裂液系统研究

针对浅层、低温、低压、稠油和断块油藏的地质特征，以及整体压裂配套工艺的要求，进行压裂液系统的研究开发，提出了性能优良的压裂液体系；采用该压裂液体系，对内蒙古科尔沁油田庙５、庙７块６８口油井进行整体压裂改造，提高了压裂的成功率和有效率，实现了良好的增产效益。     

抗高温高密度低伤害压裂液体系

深井高温高压地层进行压裂作业时对压裂液提出了更高的要求,为此,通过抗高温稠化剂、抗高温剪切交联剂的合成以及其他主要处理剂的优选,研制出了一种新型抗高温高密度低伤害压裂液体系。室内对压裂液体系进行了性能评价。结果表明:该压裂液体系具有良好的耐高温剪切性能,在180℃,170 s~(-1)条件下剪切140 min后黏度仍可维持在140m Pa·s左右;该体系在加入0.02%破胶剂后,黏度降低至1.3 m Pa·s,说明破胶彻底,有利于压裂后的返排;压裂液体系对储层岩心的伤害率低,具有低伤害特性。现场应用结果显示,压裂后油井产量提高明显,进一步证明了该压裂液体系能够满足深井地层压裂的要求。     

抗高温复合表面活性剂清洁压裂液体系研究与应用

针对清洁压裂液普遍存在抗温性能差的问题,文中通过合成抗温型阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂,并添加相关助剂,研制出了一种新型抗高温复合表面活性剂清洁压裂液体系。室内对压裂液体系进行了性能评价,结果表明,该清洁压裂液体系具有良好的耐高温抗剪切性能,在140℃,170 s-1条件下剪切90 min后,黏度仍可以保持在50 m Pa·s以上。该体系还具有良好的携砂能力和滤失性能。使用煤油和地层水破胶60 min后的体系黏度均小于5.0 m Pa·s,破胶液的界面张力达到0.554 m N/m,残渣质量浓度低于1 mg/L,说明体系破胶迅速彻底。另外,压裂液体系对储层岩心的伤害率低至10%左右。现场应用结果表明,使用抗高温复合表面活性剂清洁压裂液体系的A33-9井压裂后的日产油量是使用常规胍胶压裂液施工的A33-10井的3倍多,取得了明显的压裂增产效果。     

火山岩深气层压裂液体系研究与应用

大庆徐家围子断陷深层火山岩储气层,最高温度超过170℃,最大厚度超过120 m,压裂施工中单层加砂量超过100 m3,使用现有压裂设备施工时间为2.5~3.0小时,要求水基压裂液具有优异的各项性能。为此研发了适用于120~170℃不同温度的压裂液,基本配方如下:HPG 0.55%~0.65%,表面活性剂ZP-1 0.10%~0.15%,有机钛有机硼高温交联剂0.25%~0.30%,过硫酸盐破胶剂0.002%~0.003%,其他组分有粘土稳定剂、冻胶稳定剂、温度稳定剂、交联控制剂、降滤失剂等。介绍了150℃配方压裂液的性能:150℃、170 s-1剪切4.0小时粘度>80 mPa.s;初滤失量3.13×10-4m3/m2,滤失系数4.59×10-4m/min1/2;破胶液粘度5.6 mPa.s,表面张力30.96 mN/m,界面张力(与煤油)1.83 mN/m;通过交联控制,现场沿程摩阻降低了30%。2002年以来使用该体系压裂液在大庆12口深气井共24层进行压裂,最大加砂量为100 m3,均获得成功;在吉林2口深勘探气井压裂也获得成功。图1参3。     

东胜气田锦30井区变黏压裂液体积压裂技术

东胜气田锦30井区主要目的层盒1段为致密低渗砂岩气藏,储层非均质性强,长缝压裂改造效果差。开展了缝网体积压裂适应性评价和岩心裂缝扩展规律研究,明确了形成复杂缝网的主控因素,并通过数值模拟优化压裂施工参数。研究表明:锦30井区盒1段储层脆性指数高、天然裂缝发育、两向应力差异小,低黏液和大排量施工易形成复杂缝;施工排量8~10 m3/min、液量700~800 m3、变黏压裂液组合为10 mPa · s+100 mPa · s、前置液比例50%~55%、平均砂比20%~22%时,压裂裂缝复杂程度高、改造体积大。现场应用34口直/定向井,压后平均产量1.85×104 m3/d,较长缝压裂提高68.2%,证实了变黏压裂液体积压裂技术在锦30井区具有良好的适应性,可进一步推广。     

非交联型黄原胶/魔芋胶水基冻胶压裂液的研制

基于黄原胶(XG)和魔芋胶(KG)在水溶液中形成嵌合结构体的原理,研制了非化学交联型XG/KG冻胶压裂液,给出了压裂液配方。XG/KG压裂液的表观粘度与XG、KG用量及其配比有关,用量为0.62% 0.22%~0.46% 0.42%时超过200 mPa.s,用量0.51% 0.36%时最高,为330 mPa.s。对于0.50%XG/0.35%KG压裂液,其表观粘度随温度升高而减小,50~80℃时在50 mPa.s上下;pH值在7.0~4.2时维持高表观粘度,pH值<4.2时表观粘度下降,pH值=1.0时仍>210 mPa.s;盐度(KCl浓度)增大时表观粘度增大,盐度为30 g/L时接近400 mPa.s;30℃和80℃下的滤失性能、常温下陶粒的沉降速率均符合常规压裂要求;加入0.1%过硫酸铵和0.2%盐酸后,100~130℃下8小时破胶液粘度为5.4~2.5 mPa.s。该体系压裂液可用于碱敏、天然裂缝发育储层的压裂。图3表5参4。     

华北油田耐温高密度压裂液体系研制与性能评价

常规压裂液耐温差、密度低，无法满足压裂需求，为保障勘探开发效果，必须研究耐高温、可加重、低成本的压裂液体系。为此选择室内自制羟丙基超级瓜胶JK202作为稠化剂，加入浓度为0.4%～0.45%(质量分数)，优选出最佳有机硼交联剂XM-4，加入浓度为0.6%～0.65%，优选了加重密度为1.2 g/cm³以内的NaCl加重剂，确定加重密度为1.2 g/cm³时NaC1体系压裂液最优配方。对高温高密度压裂液体系进行综合性能评价，实验结果表明：NaCl加重压裂液各添加剂之间配伍性良好，在150℃、170 s^-1条件下剪切60 min，最终黏度稳定在100 mPa·s以上；通过调节pH值为9～12，交联时间可控制在2.7～10.3 min之间。该研究成果可为现场高温高应力储层压裂改造提供技术支撑。     

大庆油田不返排压裂液技术研究及应用

大庆油田低渗透储层水力压裂已经成为增产改造的主体技术,但应用过程中存在压裂废液处理环保压力大、成本高,压裂后不及时返排会对储层造成伤害,影响增注效果等问题。为此,通过技术攻关成功研制了不返排清洁环保压裂液,该压裂液具有低成本、低伤害、油井零外排、水井不返排的技术优势。该技术在大庆油田低渗透储层累计应用154口井,施工成功率100%,其中,88口油井累计增油3.8×10~4 t,66口水井累计增注51.2×10~4 m~3,减少外排压裂液3.2×10~4 m~3,达到了"零污染、零排放"的要求。     

低成本加重瓜胶压裂液的性能与应用

为了降低高密度加重压裂液成本,室内试验筛选了一种无机盐加重剂,使得压裂液的密度达到1.32 g/cm3,比氯化钾加重压裂液最大加重密度（1.15 g/cm3）大幅提高,与溴化钠加重压裂液相比,相同密度压裂液可节约加重剂成本3000元/m3左右。介绍了无机盐加重瓜胶压裂液的性能,现场实施5井8层,施工成功率100%,有效率100%,压裂试油产量均增加2倍以上,其中2口井天然气产量突破百万方,改造效果显著,可满足塔里木油田库车前陆冲断储层压裂地质特征和压裂工艺的要求,为该区块通过压裂改造大幅提高单井产能实现效益开发提供了有力的技术支撑。     

低渗透油藏重复压裂机理研究及现场应用

对重复压裂造缝机理的研究表明，重复压裂井由于初次压裂裂缝以及油层生产活动引起的压力下降，导致近井地带的应力场发生变化，从而在重复压裂过程中引起裂缝的重新定向。结合华北油田桐西断块储层低渗透的特点，进妒了重复压裂参数的优化和压裂材料的选择，提出了选井选层的原则。重复压裂技术在桐47-43x井成功实施，取得了很好的增油效果，为桐西断块储层下一步的开发提供了重要的技术措施。     

青海七个泉油田油基压裂液试验研究

针对七个泉油田油藏埋深浅、渗透率低、地层温度低、压力系数低、储层水生强等地质特征,进行了油基压裂液的试验研究。提出了适合该油田的油基压裂液体系。采用该油基压裂液体系对七个泉油田３口井进行了压裂改造现场试验,显提高了压裂改造有效率,取得了良好的增产效果。     

超高温有机硼交联剂的研究与应用

针对目前国内常规有机硼交联剂耐温性低的缺点,采用向有机硼交联剂中引入高价金属的方法,研制出耐温性能达到180℃的超高温有机硼交联剂DG-ZCY-15,通过考察高价金属加量及碱加量对压裂液耐温性能及交联时间的影响,得到了耐温性能达到180℃且具有良好的延迟交联性的压裂液配方:0.57%羟丙基瓜尔胶+0.45%DG-ZCY-15+0.3%DG-10温度稳定剂+0.3%碱+0.03%P-33型破胶剂+其它,综合评价了该压裂液体系的性能,并介绍了该压裂液体系在大港油田的应用情况。实验结果表明,180℃、170 s-1条件下剪切120 min后压裂液的黏度仍在50 mPa.s以上,能满足超高温、超深储层的加砂压裂施工要求。破胶液的黏度仅为1.45mPa.s,破胶液的表面张力仅27.8 mN/m,对3口井岩心的伤害率均在20%以下。该压裂液在大港油田进行了50余井次的现场试验,最高井温达189℃,施工成功率100%,均取得了良好的压裂效果。     

大排量连续混配压裂液在高温深井的应用

压裂液连续混配技术具有即配即注、零残留胶液、可根据现场情况随时调整液体配比机动灵活的特点,但目前现场应用井温较低（≤100℃）,排量较低（≤4m3／min）,为满足大排量、高温深井的需要,开展了大排量、高温深井连续混配压裂液技术的研究。室内优选了流动性好、水解速度快、耐高温的速溶胍胶SG-5作为连续混配压裂液用稠化剂,研制了复合增效剂,同时具有助排、破乳、杀菌作用,实现一剂多效,节约成本,简化配液施工工序,降低作业强度,形成了适合中原油田井况的中低温液体有机硼交联体系（≤130℃）和耐高温固体有机硼交联体系（130℃～160℃）,在剪切速率170s^-1连续剪切90min后粘度均保持在200mPa·s以上。大排量连续混配压裂液体系在中原油田应用9井次,施工成功率100％,最高温度达到163℃,最大排量4．8m3／min,为今后大排量、高温深井的连续混配压裂施工奠定了技术基础。     

高密度抗污染隔离液在川中磨溪气田的应用

磨溪气田是四川油气田增储上产的重要后备产能建设基地，钻探目的为开发磨溪构造嘉二段气藏的天然气资源。自2003年开发嘉二段气藏以来，固井完井质量一直存在很大问题，2004年底至2005年中试油的18口井中，有13口井出现了环空气窜。针对磨溪气田出现的完井质量问题，分析了磨溪构造特点和固井难点以及完井后出现环空气窜、井口漏气的原因。分析认为，采用隔离液技术是解决磨溪气田一直以来的环空气窜等固井质量问题的措施之一。因而进行了新型高密度抗污染隔离液体系的研发，研制的隔离液悬浮稳定性好、流变性可调、抗污染能力强,密度范围宽达1.20 ~2.40 g/cm³。隔离液现场试验4口井共8井次表明，隔离液不仅隔离效果良好，而且对井壁界面虚滤饼、胶凝稠化钻井液具有磨蚀、刮削和有效携带作用，固井质量评价合格，各层套管外均无环空气窜，井口试压正常，经酸化压裂改造和生产测试，单井日产气量最高达36×10⁴m³。     

深层油气用加重滑溜水压裂液体系

塔里木库车山前区块作为典型的超深层气藏,75%施工井泵压在100 MPa以上,最高施工压力达到136 MPa,压裂增产改造一直是制约其油气开发的技术瓶颈,施工排量也受到极大限制。据统计超深加重压裂液施工井,普遍存在液体密度增加,施工压力降低幅度未达到理论效果,基于理论分析及加重压裂液实际应用中存在的问题,借鉴页岩气用滑溜水成功应用的经验和加重压裂液的优点,通过优选加重剂、耐高盐降阻剂和助排剂形成了加重滑溜水体系。该体系加重密度为1.35 g/cm3,耐氯化钙35×104 mg/L,能有效降低施工压力和施工风险,降阻率为62%,与常规瓜胶压裂液减阻率相当,并具有良好的耐温耐剪切性能和助排性能,岩心伤害率为11.2%,对储层伤害低,为超高压超深井储层改造提供新的技术支持。      

高温海水基压裂液研究及应用

通过室内实验研究,得到了适合海上高温深井压裂的高温海水基压裂液,其耐温达160℃,可以用矿化度40 000mg/L以内的过滤海水直接配制;合成了含有羟丙基和磺酸基的耐盐稠化剂PA-SRT,并通过核磁共振方法进行了表征。通过使用溶解促进剂使耐盐稠化剂5 min内黏度可达到最终黏度的80%,满足连续混配装置和增产作业船的使用要求。在国内某油田153℃油井压裂施工中成功应用,压裂液采用过滤海水直接配制,用液量565.2 m~3,加入支撑剂39.69 m~3,支撑剂质量浓度最高为491 kg/m~3。说明该高温海水基压裂液综合性能达到了现场应用的要求。     

赵46高压油气井固井技术

华北油田赵46井产层存在高压油气层,钻井液密度小于1.10g/cm3时即发生气侵井涌,大于1.18g/cm3时即发生井漏。通过采用管外封隔器及配套工具,优化水泥浆性能,在自由段套管使用特殊螺纹脂等措施,达到了安全下套管、优质固井和防止自由段套管丝扣泄漏的目的。