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％。     

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.     

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.     

高温酶破胶剂在奈曼油田压裂液体系中的应用

奈曼油田交联冻胶压裂液体系存在破胶不彻底、残渣量大、地层伤害严重等问题.因此,对高温生物酶破胶剂在奈曼油田压裂液体系中的应用可行性、适用性,以及破胶效果进行了室内评价.结果表明,在100～120℃下,添加酶保护剂后,生物酶单独作用或生物酶与少量APS复配作用,奈曼压裂液体系均可在2h内彻底破胶,破胶液黏度小于5 rnPa·s,残渣量降至380mg/L.矿场试验表明,复配使用高温生物酶和APS复破胶的2口井压裂液返排率均达50％以上,与同期采用APS作为破胶剂的4口井相比高出10％～15％,施工产能效果良好,压裂施工后产量增加27％～36％.     

巴喀致密砂岩气藏醇基压裂液研究及效果评价

为解决巴喀致密砂岩气藏压裂时的水锁等地层伤害问题,研制了一种低浓度醇基压裂液体系,用于改善地层气相渗透率和压裂效果。在筛选醇、增稠剂、交联剂等主剂与添加剂,研究评价醇对瓜胶液性能的影响,醇基压裂液体系的抗温抗剪切性能、破胶性能的基础上,通过室内实验表明,醇基压裂液体系可降低破胶液的表面张力,解除水锁提高返排效率,对岩心的伤害率比常规水基压裂液降低30%以上。现场醇基压裂井平均增产9.5倍,残液自喷返排率达到55%以上。     

对压裂后不破胶井产量效果的分析与认识

为保证压裂作业的高返排率,通常要求压裂液在返出地面时完全破胶。但统计分析中原油田3口不完全破胶返排井的压后生产数据发现,压后单井日产液量和产油量反而高于同区块的平均水平。分析取作业前15天的稳定产液／油量的平均值作为压前产量,压完开井10日后15天的平均值作为压后数据,并校正到每立方米支撑剂增产量。作者认为,以往对压裂液返排中的粘度控制认识存在误区,建议加强实验研究,优化压裂液的返排粘度,提高裂缝净化效果。     

有机硼交联胍胶压裂液体系在低渗浅层储藏加砂压裂施工中的应用

对埋藏浅、储层温度低的油气藏进行压裂改造,需要解决压裂液低温破胶、快速返排和伤害问题。本文介绍了一种有机硼交联胍胶压裂液体系,描述了该体系的破胶、返排和低伤害性能,介绍了该压裂液体系在川西白马一松华地区成功进行的4井次低渗浅层气井现场试验,取得了良好的应用效果。     

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。     

生物破胶酶研究及应用

针对压裂过程中压裂液常规化学破胶剂存在化学污染、破胶度有限等缺陷,根据生物酶破胶原理,利用国内独特的极端微生物资源,筛选出产半乳甘露聚糖酶的嗜碱菌和产半乳甘露聚糖酶的嗜热菌,开发出具有破胶性能的生物酶制品。介绍了筛选获得的嗜热菌DC-AW 6产生酶的特性,生物破胶酶的作用温度、使用浓度、岩心伤害、与压裂液添加剂的配伍性等,并在鄂尔多斯盆地延长油田2口井现场应用压裂液生物破胶酶获得成功。试验表明,生物破胶酶最佳作用温度40~80℃,压裂液酶法破胶后岩心伤害率为15%~25%,破胶残渣7%~8%,现场应用中压裂液的返排率达72%~75%,返排黏度为1.8~2.8 mPa·s。生物酶破胶彻底,使压裂液对地层的伤害降低到最小,在压裂工艺中具有较广泛的应用前景。     

清洁压裂液性能与破胶研究

采用阳离子季铵盐与水杨酸钠复配制备粘弹性体系——清洁压裂液,考察其性能及破胶情况。研究了水、原油、液化石油气及煤气对清洁压裂液粘弹体系的影响。结果表明,水对其稀释作用有限,原油可以使其破胶。制备了3种不同使用温度的清洁压裂液,破胶后体系黏度小于3 mPa·s,破胶时间0.5～6 h。清洁压裂液自身对粘土有抑制膨胀作用,抑制率73.6%,与 KCl 复配后抑制率达86.6%。研究表明,清洁压裂液对煤芯伤害率为41.13%,明显小于对照组线性瓜胶的伤害率78.64%。在阜新煤田压裂现场应用表明,清洁压裂液携砂性能良好,使用破胶剂返排效果理想。     

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。     

川渝油气田压裂用生物酶破胶技术的研究与应用

近日,西南油气田公司天然气研究院(以下简称天然气研究院)申请的《一种用于油气井酸化的自生气配方》发明专利获得国家知识产权局授权。至此,天然气研究院在泡沫流体研究方面已获得两项发明专利授权,一项实用新型专利授权。专利《一种用于油气井酸化的自生气配方》(专     

聚丙烯酰胺类交联酸破胶新方法

聚丙烯酰胺类交联酸已广泛应用于高温深井地层酸压改造中,提高其破胶效率有利于降低地层伤害和提高增产效果。通过室内试验分析了交联酸中酸的加量、温度以及破胶剂加量对交联酸破胶效果的影响,利用螯合剂络合金属离子方法,对交联酸破胶效果进行了优化。结果表明,当温度小于60 ℃、酸的加量大于15%时,交联酸的黏度大于400 mPa·s,不发生破胶;当交联酸中酸的加量为20%时,过硫酸铵加量由0.1%增至0.6%对破胶效果影响不大;温度为90 ℃时,交联酸的黏度在10 min后降至5 mPa·s,残渣含量1 470 mg/L,破胶不均匀。对比不同破胶方式下的破胶效果可知,交联酸中加入0.1%EDTA和0.1%胶囊破胶剂,60 min后其黏度降至8 mPa·s,残渣含量387 mg/L,破胶效果好。这表明,应用胶囊破胶剂和EDTA（螯合剂）的组合破胶方式,可延缓破胶剂有效成分的释放速度和降低交联酸的黏度,达到改善交联酸破胶效果的目的。      

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...     

HZY-1、HZY-2低温破胶压裂液的研究及应用

介绍了ＨＺＹ－１和ＨＺＹ－２低温破胶压裂液的配方选择及破胶剂浓度、激活剂浓度和温度对其破胶化水性的影响。川西坳陷蓬莱镇组致密砂岩气藏近１００井次的应用表明，平均单井产量可提高１０～１５倍，施工成功率９９．１％，有效率９０％，经济效益显著，是国内致密砂岩气藏增产措施的一个重大突破，具有推广应用价值。     

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。     

大牛地气田长水平段水平井分段压裂优化设计技术

针对大牛地气田长水平段水平井压裂段数多、缝间干扰严重、压裂液滞留地层时间长且滤失量大、对地层伤害大、排液周期长等问题,采用油藏数值模拟、裂缝模拟及室内试验等技术手段,优化了裂缝参数、布缝方式、分段压裂工艺与施工参数,研究了压裂液同步破胶方法,形成了长水平段水平井分段压裂优化设计技术。该技术在大牛地气田进行了广泛的现场应用,盒1层21口水平段长度超过1 000 m的气井压裂结果表明:裂缝间距优化合理,后期生产没有出现明显的缝间干扰现象;施工参数与地层匹配性好,工艺成功率100%;压裂液同步破胶取得明显成效,基本达到同步破胶的目的;降低了地层滤失,提高了排液效果,压裂后自喷排液率达到50.0%以上;压裂措施有效率100%,平均产气量4.5×104 m3/d,产量增幅明显。现场应用分析表明,长水平段水平井分段压裂优化设计技术可大大提高大牛地气田特低渗透致密砂岩气藏的开发效果。      

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。