低温致密气藏压裂液研究及应用

针对致密砂岩气藏低温、低孔、低渗的特点,研发了适用于该类储层的低温低伤害压裂液。以低浓度的HPG作为增稠剂,减少储层伤害;加入有机硼交联剂有效地调节交联反应进程,控制交联时间在60~70 s;通过低温激活剂和破胶剂浓度优化,实现低温快速破胶。现场应用效果表明,低温压裂体系表现出携砂能力强、破胶彻底、返排率高、增产效果好等优点。     

低聚物压裂液体系在油砂山油田的应用研究

低分子聚合物压裂液体系拥有热稳定及剪切流变特性良好;携砂能力强;良好的裂缝导流能力恢复性;添加剂少,配液简单;交联条件为中性或微酸性,容易控制;对低渗、碱敏地层伤害小;破胶无残渣,地层伤害小的优点,对于油砂山油田低温低压环境较为适用。同时利用低分子聚合物体系高矿化度破胶的特点,选用低成本的地层水作为破胶剂,大大降低了压裂成本。     

压裂液微胶囊材料的制备及应用

油气井压裂中常用的破胶剂为过硫酸铵,但该破胶剂加入过早或过多会使压裂液黏度提前损失,影响施工过程中压裂液的造缝能力;而加入的过少,又会使破胶不彻底,对油层造成残渣和滞留液体伤害。因此,为了解决这个问题,国内外的一些油气田普遍采用了胶囊破胶剂。本文介绍了一种用高分子化合物包裹制成的胶囊破胶剂,该破胶剂是利用包裹的高分子化合物的降解而释放出过硫酸铵,从而对压裂液起到破胶和降黏作用。同时还对该破胶剂的性能作了评价。与常规破胶剂相比,该破胶剂能在更高的浓度下使用,有效地降低压裂液黏度,解决压裂液携砂与破胶的矛盾。     

清洁聚合物压裂液研究与现场应用

清洁聚合物压裂液是目前国内外压裂液研究领域的热点之一。以增稠剂(SRFP-1)、交联剂(SRFC-1)、黏土稳定剂(SRCS-1)和助排剂(SRCU-1)工业品作为研究对象,以现场配液用水配制清洁聚合物(SRFP)压裂液,评价了SRFP清洁聚合物压裂液的变剪切性能、破胶性能及压裂液滤液对岩心的伤害性能;测定了破胶液的表面张力。结果表明:该压裂液在90℃条件下具有良好的耐剪切性能;在60~80℃,破胶剂加入量为0.005%~0.04%条件下,2h即可破胶,破胶液黏度小于5mPa·s,破胶液表面张力小于28mN/m;压裂液滤液对岩心基质伤害率为18.7%;最后将该压裂液成功应用于鄂尔多斯盆地某重点水平井的压裂作业。     

动态情况下压裂液的破胶液造成储层伤害的主要原因研究

本文阐述了在利用FDS-800—10000地层伤害仪在动态情况下压裂液破胶液对地层伤害的影响规律。根据压裂液破胶液中固相和液相的不同伤害机理,分析压裂液破胶液在伤害不同渗透率储层时的主要伤害因素;通过切换不同的剪切速率,分析在压裂液返排时返排速度对地层伤害的影响规律。研究结果对今后压裂液的性能选择和现场施工有重要意义。．     

DW-10低温压裂液体系的研究与应用

针对中原油田外围探区低温储层特点和压裂施工要求,研究了DW-10低温压裂液的配方组成与使用性能,并在现场进行了2井次的试验应用。通过对成胶剂用量和复合交联剂、复合破胶剂组成体系及使用浓度范围的优化,较好地解决了常规硼酸盐压裂液交联速度快、摩阻高和低温下破胶难度大等问题。使压裂液在保持了较高的携砂粘度的前提下,具有延缓交联性能好、破胶水化液黏度低、地层伤害率小以及现场压裂施工后排液速度快、增产效果明显等特点。     

低浓度羟丙基胍胶压裂液体系研究

为有效控制和降低压裂液对储层的伤害,提高压裂液效果,降低压裂成本,针对不同地层温度开发了满足低渗透储层压裂需要的低质量分数、低残渣、低伤害的羟丙基胍胶压裂液体系。压裂液体系分别为:耐温80、90℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.30%,交联剂用量为0.35%;耐温100、110℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.325%,交联剂用量为0.35%;耐温120℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.325%,交联剂用量为0.40%;耐温130℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.35%,交联剂用量为0.40%;其他助剂加量分别为:起泡剂0.50%,助排剂0.50%,粘土稳定剂0.50%,温度稳定剂0.08%,杀菌剂0.10%,Na_2CO_30.12%。通过对体系破胶研究,过硫酸铵用量为0.0033%,胶囊破胶剂用量为0.0111%,破胶时间为3h,与常规羟丙基胍胶体系相比破胶残渣下降率大于50%;通过对岩心伤害率与静态滤失进行研究发现伤害率下降均大于50%,故低浓度胍胶压裂液体系有利于降低对储层的伤害。     

耐高温交联酸压裂液的研制及其性能评价

针对黏弹性表面活性剂(VES)转向酸使用成本高，耐温性差以及现有胶凝酸破胶不完全的问题，本研究首先通过水溶液聚合法合成稠化剂和有机锆交联剂，然后在质量分数为20%的盐酸水溶液(下同)中将稠化剂通过有机锆交联剂进行交联，得到耐高温交联酸基液，再根据压裂液性能要求添加高温缓蚀剂、助排剂、铁离子稳定剂和黏土稳定剂，研发了一种耐180 ℃高温的交联酸压裂液。采用高温高压流变仪、压裂液摩阻测试仪和表界面张力测定仪等对交联酸压裂液进行性能评价。结果表明，所制备的交联酸压裂液在180 ℃、170 s^-1条件下剪切120 min后，黏度仍可维持为73 mPa·s，加入0.15%过硫酸铵破胶后，黏度降为3.2 mPa·s，高温流变性和破胶性能良好。     

DF-07低温压裂液复合破胶体系的研究及应用

针对低温地层压裂改造液体破胶难度大、储层伤害率高等问题,分析了不同类型破胶剂的破胶机理,研究了由过硫酸盐和引发剂组成的DF-07低温压裂液复合破胶体系的组分比例,评价了不同使用条件下对压裂液携砂粘度和破胶性能的影响程度以及降低残渣含量与保护地层能力,并在永利地区低温储层现场进行了2井次压裂施工应用。通过选择适宜的组分配比与用量,可使压裂液在保持较高的携砂粘度的前提下,达到彻底破胶、降低地层伤害和提高压裂排液及增产效果的目的。     

破胶剂性能影响因素的研究

压裂液作业过程中,有些低温、浅储层地区采用常规压裂液常出现破胶难、返排不彻底的现象,导致压裂液在地层中的滞留时间过长,造成对地层的二次伤害。为了解决这一问题,研制了一种新型低温破胶助剂A,考察其对水基压裂液破胶性能的影响,得到有利于水基压裂液体系的低温破胶体系。实验表明,在30℃,pH=9,破胶助剂A的浓度为50μg/g时,水基压裂液破胶比较彻底。该破胶剂体系成本低廉,破胶彻底,返排率高,值得推广。     

水基压裂液对储层伤害性研究

通过室内实验,测定了4种类型压裂液(羟丙基胍胶型压裂液、田菁胶型压裂液、香豆胶型压裂液、胍胶原粉型压裂液)的性能,评价了压裂液与模拟延长川口采油厂储层岩石和地层水的相容性,并对模拟长6油层岩心进行了五类敏感性的分析,找出了压裂液对储层伤害的原因,为改善本油层使用压裂液性能提供依据。实验结果表明,4种类型压裂液的残渣量均较大,是造成压裂低效的主要原因;压裂液中破胶剂浓度相同的情况下,破胶时间与温度成反比,胶囊破胶剂有相对较高的降粘率;长6油层具有较强的水敏性、中度酸敏性和碱敏性,且压裂液对岩心渗透率损害严重。     

高温压裂液体系在柳杨堡气田的现场应用与优化

羟丙基胍胶压裂液是一种新型的低伤害压裂液,也是目前应用最广的压裂液体系,它适合于地层温度为30~150℃的地层进行压裂改造。而柳杨堡气田的气层温度在120~130℃,需要高温压裂液体系,通过大量试验研制了高温压裂液体系,室内试验结果表明,该压裂液体系具有良好的耐温,最高耐温为140℃;在破胶剂的作用下,破胶水化彻底,同时对油层渗透率伤害低;由于压裂液自身具有较高的粘度,可有效地提高对支撑剂的悬浮能力,降低向地层的滤失。现场应用证实,该压裂液还具有返排彻底的特点,具有良好的推广应用前景。     

低渗储层改造低伤害压裂液体系研究

为了有效控制和降低压裂液对储层的伤害,提高压裂液体系的增油效果,降低压裂成本,在玛湖凹陷风城组低孔、低渗及非均质储层的压裂改造中,针对胍胶类压裂液残渣含量较多,容易对储层造成伤害,同时胍胶压裂液在碱性条件下交联,高矿化度对压裂液性能影响较大等原因,开展了低伤害压裂液体系改性黄原胶的研究。通过现场研究结果表明,改性黄原胶可以克服碱性环境、高矿化度以及硼离子的影响,破胶后残渣含量为90 mg/L,比HPG的残渣含量少56.5%,有效的减少了破胶液残渣对地层的伤害。在玛湖凹陷斜坡区进行了13井次的储层改造,10口井次获得工业油流,获油率55.6%,取得了较好的改造效果。     

大牛地气田压裂液体系性能评价及优化

大牛地气田主要采用长水平段水平井分段压裂工艺进行增产改造。压裂液泵入地层后由于交联时间过早,在管柱内产生较大摩阻,造缝不充分,同时破胶不彻底易产生残渣,对储层造成伤害。为了提高该区块压裂改造的效果,优选适合大牛地气田的压裂液体系,本文通过室内实验,对目前使用的压裂液体系进行了完整的性能评价。基于流变和破胶实验,对不同类型的压裂液体系进行了优化,结果表明:优选后的压裂液体系可适应温度范围60~95℃储层,压裂液体系具有较好的耐剪切性和携砂性。另外针对长水平段分段压裂施工,建议采用"胶囊破胶剂+过硫酸铵+低温破胶活化剂"的组合方式。优化后的压裂液体系能够满足现场要求。     

新型疏水缔合聚合物压裂液破胶性能研究

性能良好的压裂液不仅要求具有良好的流变性能和悬砂性能等,还必须具有良好的破胶水化性能,以提高压裂液的返排率,减少对储层的伤害。该研究以过硫酸铵(APS)作为破胶剂,探讨了疏水缔合聚合物压裂液(SRFG)破胶液粘度随破胶温度、破胶时间和破胶剂浓度的变化规律;研究了破胶液的表面张力随破胶温度和破胶剂浓度的变化规律;最后比较了三种不同聚合物压裂液的破胶性能。结果表明:单一使用过硫酸铵,保持其浓度0.05%和破胶时间0.5~2h不变,SRFG压裂液最低破胶温度为60℃;随着过硫酸铵浓度和破胶温度增加,破胶变得更加彻底,更有利于降低破胶液表面张力;SRFG压裂液与市售A和B聚合物压裂液的破胶性能相当,SRFG压裂液返排效果优于A、B聚合物压裂液。     

一种抗高温的有机硼交联剂的研究及应用

以丙三醇和水为溶剂,硼砂为主剂,KST-1和甘露醇为配体,氢氧化钠为催化剂,B-26为延缓助剂,制备了一种抗高温的有机硼交联剂OS-150。通过对添加剂的优选,得到了一种抗高温硼交联压裂液配方。实验表明,当交联比为100∶0.3~100∶0.4,p H为11~13,反应温度为75~80℃时,该有机硼交联剂的交联性能最佳,交联时间在3~8 min之内可控。压裂液具有良好的抗温抗剪切能力,在172℃、170 s~(-1)下连续剪切90 min,黏度能保持在370 m Pa·s左右,在172℃、511 s~(-1)剪切5 min再在170 s~(-1)下剪切85 min,黏度仍能达到260 m Pa·s以上;压裂液滤失量低,172℃下滤失系数为4.1×10~(-4)m/min1/2;破胶速度快,172℃下2 h破胶,破胶液黏度小于5 m Pa·s;破胶液对地层伤害小,伤害率为18.4%。现场施工表明,该压裂液在170℃储层中,日增天然气可高达30 000 m~3。     

影响助排剂表面张力和界面张力的因素浅析

助排剂是压裂液所用添加剂的一种,它可以降低压裂液破胶液的表面张力和界面张力,增加返排能量减少压裂液对地层的伤害。本文通过对四种助排剂的水溶液和破胶水化液的表面张力和界面张力的室内实验检测和分析,阐述了影响助排荆的表面张力和界面张力因素,论证了助排荆的表面张力和界面张力关系,从而为筛选优质助排剂打下了良好的基础,科学的指导了压裂液性能,提高了压后返排率,减少了压裂液对地层的伤害。     

压裂液回收技术研究及应用

本文制成了一种缓释酸破胶剂,压裂液中加入这种缓释酸,保证在泵注前置液,携砂液时释放出的酸量不足以影响压裂液的交联性能,施工结束后使压裂液p H值降低到适当值,由此降低压裂液中硼酸根的浓度,实现压裂液的非降解性破胶。     

耐高温胍胶压裂液及其对储层的伤害机理研究进展

随着油气资源的勘探开发不断向深层超深层储层发展,常规胍胶压裂液不能满足高温超高温储层压裂施工需求。国内外学者致力于从胍胶耐温改性与新型耐高温交联剂合成两个方向提升胍胶压裂液的耐温性能,同时研究了胍胶压裂液对储层的伤害机理,取得了较大进展。本文回顾了近年来国内外耐高温胍胶压裂液的发展动态,阐述了关于耐高温改性胍胶和耐高温交联剂合成的研究现状,从胍胶压裂液对储层的伤害类型和伤害机理角度进行了总结,重点分析了胍胶压裂液对高温储层伤害机理的研究进展。最后指出,应该继续通过化学改性进一步提高胍胶自身的耐温性能,同时加强对破胶剂和纳米交联剂的研究,并提出高效低伤害的纳米交联压裂液是耐高温胍胶压裂液未来可能的发展方向。     

页岩气压裂用线性胶压裂液性能研究与现场应用

线性胶压裂液是页岩气开采最关键的技术之一。以SRFP-1增稠剂、SRFC-1交联剂、SRCS-1黏土稳定剂和SRCU-1助排剂工业品制备SRFP线性胶压裂液;评价了该压裂液体系的耐温耐剪切性能、降阻性能及破胶性能;测定了破胶液的表面张力及残渣含量。结果表明:SRFP线性胶压裂液在70~100℃条件下具有良好的流变性能;在60~80℃,破胶剂加入量为0.005%~0.05%条件下,2h内即可破胶,破胶液黏度小于5mPa·s,破胶液表面张力小于28mN/m,残渣含量小于100mg/L;最后将SRFP线性胶压裂液成功应用于宁夏某重点页岩气探井,最高砂比为22%,平均砂比为8%,返排液黏度小于5mPa·s。