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。     

无聚合物压裂液作用原理及性能影响因素概述

目前 ,国内油井进行压裂施工大部分使用是含聚合物压裂液体系。但含聚压裂液不易破胶 ,返排不彻底 ,会对地层造成二次伤害 ,就此国外首先研制了无聚合物压裂液。对无聚合物压裂液易破胶、易返排 ,低伤害等优越性能和现场应用效果做了详细的阐述 ,并建议国内的压裂施工尤其是对强水敏性地层的压裂施工尽快过渡到使用无聚压裂液上来     

硼交联羟丙基瓜尔胶压裂液回收再用可行性研究

探讨了羟丙基瓜尔胶/硼冻胶压裂液回收再用的可行性。分析了该压裂液冻胶在无通用破胶剂情况下的非降解性破胶机理,控制因素为pH值和温度,破胶液黏度最低可达基液水平。基于一种有机硼交联HPG冻胶压裂液的实验数据及文献资料,讨论了升温,使用缓释酸及稀释3种非降解性破胶方法。①根据压裂过程中裂缝附近温度场分布设计压裂液,携砂液耐温性只需达到裂缝内的较低温度,地层温度恢复后其黏度将大幅降低;使用产气生热剂可提高裂缝温度。②加入设定量未指明组成的缓释酸使实验压裂液120℃黏度降至<40 mPa.s,补加NaOH后黏度维持>200 mPa.s近3小时。③压裂液与地层水等量混合后破胶,黏度~20 mPa.s,复合清水压裂工艺即基于此原理。不同泵注阶段示踪剂产出曲线表明,影响压裂液返排的因素不只是黏度,某些未破胶压裂液的返排率反而很高;如使用方法适当,缓释酸破胶的返排率可以达到通用氧化型破胶剂破胶的相同水平。国外实践表明,重复使用低分子量瓜尔胶压裂液可提高压裂效果。图7参9。     

低聚合物压裂液的研究及应用

通过国内外调研，研制开发出了低聚合物压裂液体系。这种压裂液体系是一种新型缓交联、低残渣、低伤害压裂液体系。通过对这种压裂液体系的系统研究，结合缓交联技术和快速返排工艺技术，完全避免了常规聚合物压裂液不耐剪切和破胶不彻底的问题，使低聚合物压裂液体系具有低残渣、易返排、对地层伤害小的特点。针对低压、低渗油藏特性，借鉴国内外压裂液研究经验，完成了低聚合物压裂液的研究及应用。文章主要介绍了低聚合物压裂液的室内研究和现场应用。     

新型生物酶破胶剂的研究与应用

为解决低渗、特低渗油藏及大型压裂施工中压裂液破胶程度控制难、破胶后压裂液残渣长期对地层伤害等问题，对百力士160微量生物酶的破胶机理和酶活性的影响因素进行分析，并开展了新型生物酶破胶技术的研究。研究结果表明，该酶对多糖类及其衍生物有降解作用，对辽河油田中低温压裂液具有适应性、配伍性较好的特点。在辽河油田8口生产井和4口探井压裂施工中应用，获得良好的施工效果。     

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。     

长庆油气田压裂用生物酶破胶技术及其应用

利用核磁共振技术研究了用APS破胶的硼交联瓜尔胶压裂液对长庆低渗岩心的伤害机理,认为主要伤害因素是压裂液的黏滞力和大分子聚合物.指出了长庆油气田使用APS破胶的不足之处.基于引进产品开发了酶破胶剂GLZ-1,该剂含β-1,4-和α-1,6-糖苷键特异水解酶,可将半乳甘露聚糖最终分解为单糖和二糖.根据酶活力测定,该剂适用温度范围为40～90℃,适用pH范围为6～10,盐度在2%～10%范围内对酶活力基本上无影响,该剂与压裂液添加剂配伍.与APS相比,破胶液残渣含量较低,破胶液滤液中总合糖量较高且随破胶时间的升幅较大,4、24、48 h破胶液中聚糖相对分子质量(M)主要分布区域分别为1300～5500、1200～4800、250～3800,而用APS破胶时,破胶液中检测不到M＜5000的聚糖分子.GLZ-1破胶液对岩心渗透率的伤害小于20%,而APS破胶液的伤害为27.7%～30.2%.在部尔多斯盆地苏力格气田8口井、西峰油田20口井压裂中使用GLZ-1破胶,油井返排液黏度＜2 mPa·s,返排率＞65%,气田一次喷通,返排液黏度＜3 mPa·s,平均返排率90.2%.图1表6参3.     

海拉尔盆地使用的低伤害压裂液及其应用

本文介绍了一种低伤害压裂液体系和压裂过程中中根据数值模拟裂缝温度剖面进行中破胶剂的技术。     

CJ2-3型可回收低分子量瓜尔胶压裂液的开发

低分子量瓜尔胶CJ2-3分子链上引入了亲水基团,水溶性好,水溶液30℃[η]值0.842 L/g,按3组K,α求得分子量3.86×105~5.93×105。CJ2-3压裂液以硼酸盐作交联剂,交联剂用量大于常规瓜尔胶类压裂液。0.35%压裂液基液在pH=8.5时黏度仅12 mPa.s,形成的压裂液在热剪切测试中(170 s-1)黏度几乎立即产生,温度达到设定值后黏度保持不变,且60℃、70℃黏度相差不大(在100 mPa.s上下),即该压裂液流变曲线变化平稳,温度敏感性小,易控制,携砂能力强,压裂施工设计难度较小。加入破胶剂(过硫酸铵)可使该压裂液破胶,破胶液黏度符合返排要求。室内模拟破胶实验结果表明,压裂施工完成后,CJ2-3压裂液与低pH值的支撑裂缝表面接触时pH值下降,pH≤8.0时破胶,破胶液黏度接近基液,其中的CJ2-3不发生降解。CJ2-3压裂液滤失控制性能好,滤失量小,滤饼可在地层中自行破胶,易清除。长庆油田的3口油井用CJ2-3压裂液压裂,未加破胶剂的1口井,压裂液返排率达92.9%,返排压裂液在30℃放置7天,黏度下降30.8%。返排压裂液中补加各种添加剂得到的回收压裂液,流变性和其他性能与原始压裂液一致。图5表8参4。     

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。     

压裂液破胶过程伤害微观机理

水力压裂改造后的残渣伤害一直是制约压裂改造效果提高的关键问题。常规破胶实验以及导流能力实验结果表明,瓜胶压裂液破胶过程产生的不溶物会导致储层受到伤害,并通过实验进行了论证。利用激光粒度仪研究了破胶过程中瓜胶尺寸的变化,利用凝胶渗透色谱仪研究了破胶过程中瓜胶分子量及其分布的变化,发现氧化破胶剂对瓜胶分子尺寸以及分子量的有效降解能力较差;通过高效液相色谱仪研究了破胶过程中瓜胶分子结构变化,并对破胶后残渣分子结构进行了定性分析,结果表明,破胶反应初期侧链半乳糖离解速率远大于主链甘露糖离解速率,使得瓜胶分子内M/G值大幅度提高,分子溶解性降低。氧化类破胶剂难以使瓜胶分子完全降解以及破胶过程中瓜胶溶解性降低2方面因素综合作用是破胶过程水不溶物产生的根本原因。     

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...     

过硫酸铵与生物酶压裂破胶技术对比研究

压裂是低渗或特低渗油气井增产、注水井增注的一项重要举措,压裂液破胶不及时、不彻底乃至在裂缝中形成滤饼,降低了油层裂缝的导流能力,因此压裂液的破胶效果直接影响压裂液的返排和增产,本文主要结合延长油田子长采油厂低渗或特低渗油层的情况,针对生物酶与过硫酸铵破胶各自机理,半乳甘露聚糖生物酶与压裂液添加剂的配伍性,两者与油层水质配伍性及胍胶残留物对地层的伤害情况和现场实际应用后的效果进行综合对比,寻求最佳的破胶剂为油田压裂破胶剂找到合理的解决方案。     

加重压裂液用聚合物稠化剂合成及性能

加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,普通瓜胶加重压裂液残渣含量较高、对地层伤害较大,而VES类压裂液又受到使用温度的限制,无法应用于高温井压裂施工。针对上述问题,利用水溶液聚合法合成了一种AM/CnDMAAC/NVP超分子聚合物BC40。通过对特性黏数和溶解性能的评价,结合正交实验与单因素法对聚合条件进行了优化,得到最佳聚合条件为:聚合单体总浓度为30%、引发剂浓度为0.12%,聚合温度为35℃,通氮排氧1 h,反应时间5 h。BC40在甲酸钠加重的水溶液中具有良好的增黏能力。配制不同密度的加重压裂液在120℃、170 s-1条件下剪切2 h,表观黏度稳定在30 mPa · s以上,表现出良好的耐温耐剪切性能;向不同密度的加重压裂液中加入破胶剂,在95℃下均可破胶,得到的破胶液表面张力低,破胶后残渣含量低,对地层伤害小。      

加重压裂液用聚合物稠化剂合成及性能

加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,普通瓜胶加重压裂液残渣含量较高、对地层伤害较大,而VES类压裂液又受到使用温度的限制,无法应用于高温井压裂施工。针对上述问题,利用水溶液聚合法合成了一种AM/CnDMAAC/NVP超分子聚合物BC40。通过对特性黏数和溶解性能的评价,结合正交实验与单因素法对聚合条件进行了优化,得到最佳聚合条件为：聚合单体总浓度为30%、引发剂浓度为0.12%,聚合温度为35℃,通氮排氧1 h,反应时间5 h。BC40在甲酸钠加重的水溶液中具有良好的增黏能力。配制不同密度的加重压裂液在120℃、170 s-1条件下剪切2 h,表观黏度稳定在30 mPa · s以上,表现出良好的耐温耐剪切性能;向不同密度的加重压裂液中加入破胶剂,在95℃下均可破胶,得到的破胶液表面张力低,破胶后残渣含量低,对地层伤害小。     

一种低浓度瓜胶压裂液用pH值调节剂

针对常规的羟丙基瓜胶和有机硼交联剂压裂液体系瓜胶使用量大、残渣多、成本高等问题,通过研究新型交联增效剂,改变交联环境,使有机硼交联剂在胶体体系内可以不断提供交联所需的B（OH）₄-,保证常规羟丙基瓜胶在极限的低浓度下发挥出最高的成胶性能,从而达到降低瓜胶压裂液稠化剂用量、减少压裂液残渣对地层的伤害目的,形成了一系列在45～120℃下,能有效降低瓜胶用量的低浓度压裂液体系。与常规体系相比,羟丙基瓜胶的使用量下降20%～35%,体系的残渣量减少25%～30%,但体系的耐温性能、耐剪切性能,携砂能力不变,可充分保障施工要求,降低了压裂液体系对地层的伤害,也缩短了配液时间和施工成本。      

建南致密砂岩气藏压裂液伤害主控因素

实验测定了建南致密砂岩油气藏羧甲基羟丙基瓜胶压裂液、低聚物压裂液和羟丙基瓜胶压裂液3种压裂液破胶后的黏度、表面张力及残渣含量,发现3种压裂液破胶后的性能参数存在一定的差异。通过测试不同压裂液体系对岩心的总伤害率和基质伤害率并计算出了水锁伤害率,发现岩心的水锁伤害率（65%~80%）远大于基质伤害率（5%~15%）,水锁伤害才是降低储层渗透率的主要伤害来源;且岩心基质伤害率和水锁伤害率不仅与压裂液的性能参数有一定的关系,还与岩心渗透率和岩性存在一定的关系。通过分解实验法逐步分析测定了这些因素对压裂液伤害的影响后得出,压裂液的残渣含量是影响基质伤害的主控因素;岩心渗透率是影响水锁伤害的主控因素。通过解水锁实验发现,严重水锁的岩心通过相应的解水锁措施后,岩心渗透率恢复值高达70以上,说明通过相应措施确实能减小水锁伤害。      

水力压裂工艺中的分段破胶技术

针对水基冻胶压裂液常规破胶过程中破胶时间长、水化液粘度高、液体返排率低、对地层污染严重等问题,研究了储层温度、破胶时间、破胶剂浓度等对破胶效果的影响。室内研究表明,破胶剂浓度越大,破胶温度越高,破胶时间越长,则水化液粘度越小。在此基础上,根据不同施工阶段及液体经受的剪切时间和温度环境的不同,研制出适应于水基冻胶压裂液体系的分段破胶技术,使压裂液在施工过程中既能保持较高的携砂粘度,又能在压后快速破胶水化。应用该技术在现场进行了10井次压裂施工,压后平均关井时间为4h,返排周期为10.6d,平均返排率为89.     

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。