缝内破胶压裂液的研究及应用

在水基聚合物压裂液加砂压裂施工过程中,往往需要添加破胶剂来满足压裂液的顺利破胶返排。目前使用较多的破胶技术是过硫酸盐、胶囊破胶剂结合的楔形追加破胶技术,但仍然存在压裂液的残胶伤害。为此,开展了新型破胶技术的室内研究,成功地研究出能使压裂液彻底破胶的破胶剂组合技术——缝内破胶技术。采用缝内破胶技术的压裂液（缝内破胶压裂液）和常规压裂液比较,缝内破胶压裂液破胶残液最大分子量是常规压裂液的1／8～1／6,岩芯渗透率伤害率降低了30％～40％。在四川GA区块的B井区进行了5井次缝内破胶压裂液和5井次常规破胶压裂液现场应用试验。试验结果表明,缝内破胶压裂液平均返排率比常规高10％左右,平均单井增加天然气测试产量是常规压裂液的1～2倍。     

压裂用胶囊破胶剂在高压液体中的释放研究

在压裂施工过程中, 包裹惰性囊衣的胶囊破胶剂处于几十兆帕的高压液体内, 传统观念认为胶囊破胶剂施工结束后通过裂缝闭合挤压释放达到延缓破胶的作用, 其忽略了压裂过程中液柱压力、 泵注压力和地层压力等的影响。为揭示井筒压力对胶囊破胶剂释放时机的影响, 研究了压力和加压时间对过硫酸钾胶囊破胶剂释放率的影响, 对比了胶囊破胶剂加压前后的囊衣包裹情况, 考察了胶囊释放对压裂液黏度的影响。结果表明, 胶囊破胶剂在压力作用下囊衣逐渐破碎、 剥落, 胶囊破胶剂释放率随压力和加压时间的增加而增大, 在压力为 35 MPa、加压时间为 40 min时的释放率为 62%; 在温度低于 50℃时, 胶囊破胶剂释放在短时间内对压裂液黏度影响较小,高温下胶囊破胶剂的提前释放将使得压裂液黏度快速降低直至破胶, 影响压裂液携砂效果。图7参13     

低浓度聚合物压裂液体系研究与应用效果评价

聚合物压裂液冻胶体系在压裂施工过程中会在裂缝中和裂缝壁留下残渣造成储层伤害,降低聚合物浓度可以减轻这种伤害,但又会遇到冻胶体系黏弹性降低支撑剂沉降的问题,因此,研究优选满足携砂要求的低浓度聚合物压裂液体系具有实际意义.用实验方法研究了低浓度聚合物压裂液的增稠剂、交联剂及破胶剂.并评价了压裂液体系的抗温抗剪切性能、流变性能、携砂性能、破胶性能、低伤害性能、防膨性能和滤失性能.实验结果表明,低浓度聚合物压裂液的浓度为常规聚合物压裂液浓度一半时即可满足压裂时的携砂要求,抗温抗剪切性能优于清洁压裂液和常规聚合物压裂液,并且破胶后的残渣量明显减少,降低了对储层的伤害程度,是一种较为环保的低伤害压裂液.     

MCB系列微胶囊破胶剂的性能

为解决水平井分段压裂过程中前段压裂液快速破胶的问题,以过硫酸铵为破胶剂,采用乳液聚合法合成2种具有不同囊衣结构的微胶囊破胶剂。测定了微胶囊破胶剂的有效含量、包埋率、释放速率及延迟破胶效果。实验结果表明,MCB-1、MCB-2两种微胶囊破胶剂的有效含量分别为38.56%和39.69%,包埋率分别为83.85%和85.89%。与普通市售包蜡胶囊破胶剂相比,该微胶囊破胶剂的释放速率较慢。延迟破胶实验表明,微胶囊破胶剂可以在4h内保持压裂液的黏度缓慢降低,最终破胶后压裂液的黏度小于10mPa²s,显示出良好的延迟破胶性能,且对地层渗透率的伤害率小于12%。      

NBA－101胶襄破胶剂的研制与应用

本文介绍了一种具有延缓释放特性的新型破胶剂──胶囊破胶剂ＮＢＡ－１０１，评价了ＮＢＡ－１０１的延缓释放性能、破胶性能及对植物胶溶液和压裂液稳定性的影响。ＮＢＡ－１０１已在长庆、辽河、吉林、胜利等油田应用１８井次，获得了高砂液比压裂和低破胶液粘度、易返排的良好效果。     

三层球体式胶囊破胶剂及其制备方法的研究

三层球体式胶囊是用物理方法将囊核、囊幔、囊壳(包衣)三层结构粘结包裹在一起制成的。囊核和囊幔的主要成分为过硫酸铵主体,囊壳采用隔水、耐温、缓慢油溶性较好的聚合物材料。该破胶剂能有效地将冻胶压裂液与过硫酸铵破胶剂隔离,并能在不造成压裂液性能(如流变性、滤失性、携砂性等)过早丧失的前提下大剂量、高浓度使用。与现有技术相比,不仅提高了加入浓度,而且在一定温度、压力下具有延缓释放、触发整体释放和破胶更彻底等特点。     

新型压裂液添加剂“胶囊破胶剂”的制备方法与研究

本文介绍了一种“延蜒”破胶剂，这种破胶剂用物理方法将囊核、囊幔、囊皮(包皮)三层结构粘结包裹在一起，制成三层球体式胶囊，其中囊核和囊幔的主要成份是以过硫酸铵为主体，用隔水性、耐温性、缓慢油溶性较好的聚合材料作囊皮制备而成，利用此技术是清除压裂液对油层伤害的有效方法。我们所研制的胶囊破胶剂能有效地将冻胶压裂液与破胶剂过硫酸铵隔离开来，该胶囊破胶剂能在不造成压裂渡液性能（如流变性、滤失性、携砂性等）过早丧失的前提下大剂量、高浓度使用。该方法与现技术相比，不仅提高了比常规破胶剂用量加入更高浓度，而且在进入地层后靠地层温度与闭合压力的作用，使它完全释放出过硫酸铵（APS）达到破胶的目的，不能更有交地清除流体残渣，减少压裂液对地层的伤害。本文还概述了“延蜒”破胶剂在室内研制的工艺过程，给出了该渐型破胶剂的主要性能和特点、及在现场的使用情况、效果分析和应用前景。     

三层球体式胶囊破胶剂及其制备方法的研究

三层球体式胶囊是用物理方法将囊核、囊幔、囊壳（包衣）三层结构粘结包裹在一起制成的。囊核和囊幔的主要成分为过硫酸铵主体，囊壳采用隔水、耐温、缓慢油溶性较好的聚合物材料。该破胶剂能有效地将冻胶压裂液与过硫酸铵破胶剂隔离，并能在不造成压裂液性能（如流变性、滤失性、携砂性等）过早丧失的前提下大剂量、高浓度使用。与现有技术相比，不仅提高了加入浓度，而且在一定温度、压力下具有延缓释放、触发整体释放和破胶更彻底等特点。     

适用于低温煤层气储层的清洁压裂液研究

煤层较松软,脆性强,压裂时会产生大量的煤粉,且煤层埋深浅,储层温度远远低于砂岩储层,用常规的压裂砂岩储层的压裂液,就会造成压裂液破胶不彻底。因此,为了降低伤害,通过室内实验,研制出一种新型清洁压裂液及对应的破胶剂。清洁压裂液是由阳离子表面活性剂在盐水中缔合形成网状结构的低黏凝胶液,加入破胶剂后,可使体系在1.5 h~3 h失去携砂能力,6 h~8 h内破胶彻底无残渣。该压裂液配制简单,可调节性强,具有剪切稳定性、携砂能力强、低滤失性、低摩阻、对储层伤害小等优势。     

金秋区块气田水回注增注措施

研制了一套适合川渝地区使用的酶破胶羟丙基胍胶压裂液体系,该酶破胶剂对压裂液稠化剂具有很好的专一破胶性能,与压裂液各种添加剂有良好的配伍性能。与常规破胶剂相比,酶破胶剂破胶更彻底,破胶液黏度小,残渣含量少,对支撑裂缝导流能力伤害小。在合川001-25井组3口井的现场应用表明,该酶破胶压裂液体系能够完全满足现场加砂压裂施工要求,返排液残渣含量明显低于常规破胶剂体系,且使用酶破胶剂的2口井压后增产效果较使用常规破胶剂的更好。     

压裂液延迟交联与快速破胶技术

针对压裂液伤害地层的问题，通过对压裂液延迟交联与快速破胶技术的研究试验，研制出了时间延迟交联剂和温度延迟交联剂．确定了压裂液在不同温度和不同时间内破胶时需要破胶剂的用量。结果表明．压裂液交联的最佳时间是压裂液刚进入地层的那一刻。为减少压裂液对地层的伤害，破胶剂加量应根据施工时问与裂缝中压裂液温度情况，使压裂液的破胶时间与施工时间相一致，既能保证压裂液的造缝与携砂能力，又能使压裂液在施工结束后快速破胶、水化返排。现场应用表明，压裂液具有摩阻低、抗剪切性能好、造缝与携砂能力强。对地层伤害小的优点．满足了现场施工的需要，提高了油井(特别是深井)压裂施工的成功率。在华北冀中对井深3400～3800m的油井压裂施工9口，平均砂比为29．3％，成功率为100％。     

粘弹性表面活性剂压裂液的破胶作用

压裂液在压裂过程中起传递压力和携带支撑剂的作用,但聚合物压裂液中聚合物因降解不完全会给储集层带来损害,严重时甚至造成油气井减产。表面活性剂分子是由亲水头基和亲油尾基构成的,溶于水时可聚集为胶束。粘弹性表面活性剂在某些盐存在时,可在低含量时形成类似于聚合物分子那样的棒状胶束,并相互缠绕,而产生粘弹性。粘弹性表面活性剂压裂液因不存在聚合物残渣,对裂缝损害小,而视为清洁压裂液。一般认为,这种压裂液遇到地层中原油或天然气时可破胶,无须外加破胶剂。然而研究表明,天然气并不能使该压裂液破胶,压裂气井时必须外加破胶剂,并为此研究出了一种适合的高分子破胶剂。     

压前评估在葡西油田古137区块压裂井中的应用

根据葡西油田古137区块开发压裂出现的压后产量达不到压裂投产的经济开发标准的问题,从压裂液体系、支撑剂的选用、纵向剖面上地应力条件对水力裂缝高度的影响3方面对以往压裂低效原因进行了分析评估。从这3方面进行优选,确定压裂施工规模,采用“二低、二高”的压裂施工参数设计思路提高近井导流能力,采用胶囊破胶剂与尾追常规破胶剂的双元破胶剂体系措施提高压裂液返排率,降低压裂液对储层和裂缝导流能力的伤害。2004年底进行了11口井压裂研究策略的现场压裂试验,获得较好效果,为该区块后续的开发井压裂提供了必要的技术保证。     

醇基压裂液在深层低渗油藏压裂改造中的应用

针对深层低渗储层特点和压裂工艺要求,开发了醇基压裂液体系,并对其性能进行了评价。室内试验结果表明,醇基压裂液具有良好的耐温能力,耐温达208℃。与水基压裂液相比,相同条件下醇基压裂液耐剪切能力明显提高,能够实现延迟交联,滤失系数小。在破胶剂EB-1的作用下,醇基压裂液破胶化水彻底,破胶液具有更低的表面张力和界面张力,返排效果好,对岩心伤害率仅为19．4％。10余井次的现场应用表明,醇基压裂液能够满足深井低渗储层压裂施工要求。     

高温合成聚合物压裂液体系研究

根据高温低渗储层压裂改造对压裂液性能的要求,从聚合物分子结构分析入手,以聚丙烯酰胺、聚丙烯酸、2-丙烯酰胺基,2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体,合成新型耐高温聚合物,并对其性能进行了评价。实验结果表明,剪切3 h后,压裂液黏度降低1.4 mPa.s,剪切稳定性良好,并且剪切恢复性较好。随着温度的增加,压裂液交联时间逐渐缩短。该压裂液耐温可达170℃。在60℃时,聚合物压裂液破胶困难,可以通过提高破胶剂加量以提高压裂液破胶效果。聚合物压裂液的残渣率为0.83%,对岩心的伤害率为16.7%,对支撑裂缝导流能力的伤害小于植物胶压裂液。适合高温低渗储层的压裂改造。     

高温生物酶破胶剂在克拉玛依油田压裂液中的应用

研究了用生物酶破胶剂来解决克拉玛依油田压裂液体系破胶不彻底、对地层伤害大这一难题的可行性。结果表明,调整生物酶用量至250 mg/L 和添加酶保护剂250 mg/L,并与0.01%过硫酸铵复配,2.5 h 可以彻底破胶,破胶液黏度为3.3 mPa·s,残渣量280 mg/L,且无返胶现象。质谱分析破胶液分子量集中在2 147~6 366 Da,主要为13~39 低聚糖分子,表明生物酶破胶剂将瓜尔胶彻底降解成小分子的多糖化合物,解决了破胶不彻底并返胶的难题。     

低伤害LMWF压裂液

介绍了一种低伤害LMWF压裂液，它用改性的低分子量瓜尔胶配成基液．经硼交联得到LMWF压裂液。该体系不用破胶剂。靠pH值变化自动破胶，因而减少了不溶性残渣。避免了对储层的伤害，提高了地层渗透率。对该体系的流变性、破胶性和再循环使用性的评价表明。该体系具有良好的携砂性能、长时间的流变稳定性；由于不合破胶剂，LMWF压裂液稳定，能长时间泵送；当压裂作业完成后，pH值降低，当pH值低于8时低分子量聚合物凝胶的交联性能随即丧失．压裂液恢复到起始的低粘度。使LMWF压裂液能迅速彻底地从裂缝中返排。应用表明，LMWF压裂液对地层伤害小，携砂性能好。提高了产油量。该体系可循环使用。节约了成本，保护了环境。     

临兴区块致密气储层压裂损害影响因素

为明确临兴区块致密气储层压裂损害影响因素,以储层岩心渗透率损害率为评价指标开展室内实验,分析储层敏感性、水锁效应、胍胶压裂液破胶残液和残渣含量对储层的损害程度.结果表明:储层具有中等偏弱水敏,弱—中等偏弱程度酸敏和碱敏;储层水锁指数为85％～100％,损害程度为强—极强;当使用单一过硫酸铵作为破胶剂,温度低于30℃时破...