一种新型覆膜砂支撑剂导流能力室内评价研究

覆膜砂在国内主要用于油气井防砂和控制压裂吐砂领域,但对其作为压裂支撑剂的系统评价研究较少。本文应用一种改性环氧树脂和固化剂得到一种新型FM S覆膜砂支撑剂,并对该支撑剂导流能力进行了室内实验评价研究。研究表明:该覆膜砂支撑剂在高闭合压力(大于40M Pa)下的导流能力与空白支撑剂相比得到提高;在低闭合压力下覆膜支撑剂的导流能力一般低于空白支撑剂,导流能力主要受覆膜层厚度、固化剂的性能、固化时间和固化时的闭合压力等因素控制;该支撑剂在地层条件下结成块状,这可防止压裂液反排过程中普通支撑剂出现的吐砂现象,以及因支撑剂破碎后微粒运移造成的导流能力下降等问题。新型覆膜砂的破碎率、浊度、圆度、球度和酸溶度等指标与普通石英砂相比也得到改善。研究结果对覆膜砂的压裂应用具有一定的参考价值。     

阜康西部四工河区块煤层气藏压裂支撑剂导流能力实验研究

为了提高阜康西部四工河区块煤层气储层的压裂效果,以阜康西部四工河区块A2、A5煤储层为研究对象,通过实验室模拟,对不同支撑剂的类型、粒径、铺砂浓度与铺砂方式对导流能力的影响进行了研究。结果表明：当闭合压力在50MPa以内,陶粒支撑剂导流效果最好,树脂砂相对较弱,石英砂最差;在闭合压力为5～25MPa范围内,支撑剂导流能力与粒径、铺砂浓度分别成正相关的关系;当闭合压力低于60MPa,采用沉降方式铺砂时,导流能力最大,分段和混合方式对应的导流能力居中,分层方式对应的导流能力最小;当闭合压力达到60MPa以后,沉降方式铺砂对应的导流能力最小,分层和混合方式对应的导流能力最大,分段方式对应的导流能力居中。     

高强度压裂支撑剂室内评价研究

阐述了石英砂、低密度陶粒与高强度陶粒的物理综合性能评价情况;对导流能力进行了全方面评价：使用裂缝导流评价系统（FCS-842型）对以上三种压裂支撑剂在不同闭合压力下的短期导流能力进行对比,针对高强度陶粒在50M Pa下基本性能对长期导流能力的影响程度及随时间变化的幅度进行实验分析。研究结果对今后深井压裂选择高强度支撑剂和现场应用具有指导意义。     

以ZnO作添加剂覆膜陶粒支撑剂的制备与性能研究

以低成本的高岭土为主要原料,以ZnO作为添加剂,结合常压烧结技术,制备出低密度高强度的陶粒支撑剂。研究了ZnO的添加量、烧结温度对陶粒支撑剂性能的影响。采用树脂覆膜的方法进一步优化了陶粒支撑剂的性能,使其适用于更高要求的油气井。研究结果表明,当加入2%的ZnO并且烧结温度为1 300℃时,陶粒支撑剂的体积密度为1.42 g/cm³,视密度为2.61 g/cm3,视密度为2.61 g/cm³,35 MPa闭合压力下的破碎率为7.28%。当环氧树脂的用量为支撑剂的12%,固化剂的用量为环氧树脂的14%时,覆膜支撑剂的体积密度为1.32 g/cm3,35 MPa闭合压力下的破碎率为7.28%。当环氧树脂的用量为支撑剂的12%,固化剂的用量为环氧树脂的14%时,覆膜支撑剂的体积密度为1.32 g/cm³,视密度为2.27 g/cm3,视密度为2.27 g/cm³,69 MPa闭合压力下的破碎率仅为1.16%。     

树脂覆膜支撑剂抗破碎能力测试方法研究

针对行业标准SY/T5108-2006中抗破碎能力测试方法不适用于树脂覆膜支撑剂的问题,建立了适合的检测方法,将抗破碎承压试验后的样品置于600℃下烧蚀2h将树脂层去掉,再进行骨料筛分。并通过90℃、2%KCl溶液中浸泡24h后进行抗破碎能力测试,模拟了湿态下石英砂和树脂覆膜支撑剂的抗破碎能力测试,同时还进行了显微镜观察及导流能力测试,辅助分析认为石英砂经树脂完整覆膜后可以大大改善其抗压强度和导流能力(70MPa下850-425μm的树脂覆膜支撑剂导流能力可达到30μm2·cm)。     

基于OTS-SAM技术的疏水石英砂支撑剂的制备及性能评价

采用十八烷基三氯硅烷(OTS)在石英砂表面形成单分子自组装膜(SAM)的技术制备了支撑剂疏水石英砂DH-1,该支撑剂具有良好的疏水能力,优于常规抑水砂PX-1和空白石英砂。同时,开展了不同支撑剂在去离子水、煤油、某油田采出原油及返排水等介质中的渗透率实验,结果表明,疏水石英砂DH-1对返排水的渗透率显著低于常规抑水砂和空白石英砂,疏水石英砂DH-1对原油的渗透率略低于空白砂。疏水石英砂DH-1在20℃/2 MPa、60℃/8 MPa条件下的NRFF值分别为2. 33和2. 16,抑水性能优良,受储层环境的影响小。支撑剂短期导流能力实验结果表明,在相同闭合压力的条件下,疏水石英砂DH-1在煤油介质中的导流能力最大,疏水石英砂DH-1在煤油中的导流能力优于去离子水介质的导流能力。疏水石英砂DH-1在69 MPa的破碎率仅为24. 2%,单颗粒抗压强度为352 MPa。     

致密砂岩中浅层低成本压裂支撑剂组合实验研究

由于致密砂岩储层渗透率低,一般未经储层改造,自然产能低,难于达到经济开采的要求。国内目前小于1500m的储层压裂一般都采用石英砂作为支撑剂,大于1500m则采用陶粒,为了进一步降低单井投资成本、提高开发效益,考虑对中浅层储层采用石英砂尾追陶粒的组合方式进行压裂。本文考虑不同闭合压力下的压裂液伤害、支撑剂嵌入等因素的影响,运用长期裂缝导流仪系统,模拟地层闭合压力、温度等环境,对油气田常用的石英砂及陶粒进行了长期导流能力评价,对石英砂尾追陶粒组合的比例进行优化,优化出了适合中浅层油气田的最佳支撑剂组合比例（石英砂：陶粒=70：30）,为国内中浅层储层压裂提高经济效益、降低单井成本提供了参考依据。     

压裂防砂支撑剂导流能力研究与分析

本研究使用FCES-100型裂缝导流仪,进行了支撑剂导流能力实验,观察了支撑剂性能、闭合压力、循环应力和铺置浓度对支撑剂导流能力的影响,分析了各因素对导流能力的作用机理,并提出了改善导流能力的方法。本文对压裂防砂中支撑剂的选择、设计优化以及现场施工都有积极的指导意义。     

支撑剂嵌入对致密砂岩储层裂缝导流能力的影响

致密砂岩储层经过水力压裂施工后,支撑剂通常会嵌入裂缝壁面导致有效缝宽减小,进而导致裂缝导流能力的降低,影响压裂施工的效果。以鄂尔多斯盆地某致密砂岩油藏储层段岩样为研究对象,评价了不同类型支撑剂、支撑剂粒径以及铺砂浓度条件下支撑剂嵌入对裂缝缝宽和导流能力的影响,结果表明：在相同的试验条件下,石英砂在致密砂岩板上的嵌入对缝宽和裂缝导流能力的影响要大于陶粒;支撑剂粒径和铺砂浓度越小,有效缝宽越小,支撑剂嵌入导致裂缝导流能力的下降幅度越大。在致密砂岩储层压裂施工过程中,应根据现场实际情况优化压裂施工设计,选择合适的压裂施工参数,尽可能地降低支撑剂嵌入对裂缝导流能力的影响。     

新型页岩气田压裂用低密度支撑剂的研制

页岩气储层具有低孔隙度、低渗透率特点,需要使用低密度支撑剂以降低压裂液中聚合物用量,减小对页岩气储层的伤害。优选出一种低密度桃壳作为基材,采用酚醛树脂浸泡和环氧树脂二次覆膜的方法,研制出一种低密度支撑剂。支撑剂密度为1.19 g/cm3;在60 MPa压力下,支撑剂的形变量和破碎率仅为6.80%和2.68%,具有较强的抗压能力;支撑剂能够悬浮在0.15%胍胶压裂液中,降低了所需稠化剂的加量;热重分析表明,该支撑剂承受温度为280℃,具有良好的热稳定性;扫描电镜分析表明,环氧树脂二次覆膜能够覆盖酚醛树脂固化产生的气孔,降低了支撑剂吸水率。     

页岩压裂裂缝气测导流能力实验研究

目前,页岩裂缝导流能力都是以液体为驱替介质进行测试的,但由于页岩遇水容易膨胀以及实际生产时页岩气并不含水,因此,液测导流能力并不能真实反映地层中裂缝的渗透能力。对此,通过对API标准的导流室改进后,以氮气为驱替介质测试页岩裂缝导流能力。在四种铺砂浓度下,分别测试40/70目覆膜砂和陶粒的导流能力。实验结果表明,两种支撑剂的导流能力随着闭合压力的增大都有明显下降,覆膜砂的下降程度要高于低密度陶粒;在低闭合压力下,较高铺砂浓度所对应的导流能力远大于低铺砂浓度时的导流能力;在铺砂浓度相同时,40/70目低密度陶粒的导流能力明显高于40/70目覆膜砂。通过理论分析后认为,支撑裂缝只要有一定的宽度,数量级保持在毫米级甚至微米级,其渗透率仍会远高于页岩气储层的渗透率。气测裂缝导流能力结果能够比较真实地反映地层情况,因此,实验结果为铺砂浓度的优选和页岩气藏压裂设计施工等现场应用提供了可靠依据。     

小粒径支撑剂在薄差层压裂施工中的应用

中原油田薄差油层多,分布较广,泥质含量高,部分井上下泥岩隔层厚,应力比较集中,造成压裂目的层裂缝缝宽较窄,压裂施工加入425～850μm陶粒,在22%左右砂比段经常出现砂堵。在铺砂浓度相同的条件下,闭合压力高于40MPa时,选用的粒径为300～600μm的小粒径陶粒作为主压裂支撑剂,与425～850μm陶粒相比导流能力相差很小。小粒径陶粒容易被携砂液携带,进入缝口时与较窄的裂缝宽度相匹配,施工砂比大幅度的提升,施工成功率100%。压裂施工后产量喜人。     

聚合物微球溶液对裂缝导流能力影响实验研究

利用HXDL-2C型支撑剂裂缝评价系统,研究了不同聚合物微球浓度、驱替速度和闭合压力对支撑裂缝短期导流能力的影响。结果表明,随着聚合物微球溶液浓度的增加,支撑裂缝导流能力缓慢下降,当微球质量分数为0. 2%时,导流能力最低,封堵性最强;随着驱替速度的增加,导流能力明显上升;随着闭合压力的增加,导流能力呈现下降趋势。     

覆膜砂压裂改造技术现场应用效果浅析

油井压裂是储层改造和增产的重要工艺手段,压裂的目的是形成一条用支撑剂支撑的人工裂缝,从而达到使低渗储层获得较高产能的目的。目前压裂常用的支撑剂为普通石英砂和陶粒,但是他们最大的缺点是在地层条件下都会发生破碎,并且破碎的微粒在压裂液返排或油气生产过程中会发生运移.从而堵塞渗流通道,使裂缝的导流能力降低,甚至在压裂液返排过程中出现吐砂现象。本文主要阐述了树脂覆膜砂的性能及防砂、增产和稳产机理。     

致密砂岩储层支撑裂缝导流能力的影响因素研究

室内采用API裂缝导流能力测试仪对鄂尔多斯盆地某致密砂岩储层进行支撑裂缝导流能力影响因素评价实验。结果表明,单一粒径陶粒支撑剂在高闭合压力下裂缝导流能力明显下降,而将3种粒径陶粒支撑剂按1∶1∶1进行混合后,在高闭合压力下仍能保持较高的导流能力。支撑剂强度越高、铺砂浓度越大,裂缝导流能力越高。现场压裂液对裂缝导流能力影响较大,当闭合压力为75 MPa时,使用现场压裂液作为实验流体的裂缝导流能力比使用3%KCl溶液时下降60%以上。在纤维A加量小于0.04%时,随着纤维A加量的增大,裂缝导流能力逐渐降低;当纤维A加量大于0.04%时,裂缝导流能力逐渐升高,当纤维A加量为0.06%时,裂缝导流能力最高,再继续增大纤维A加量,裂缝导流能力逐渐下降。因此,在致密砂岩储层水力加砂压裂施工中,选择合适的压裂液和纤维等添加剂,以确保裂缝具有较高的导流能力。     

浅析石油压裂支撑剂的应用

综述了国内石油压裂用支撑剂的应用情况,对现在市场上应用的支撑剂进行了性能对比分析,根据石油压裂支撑剂对于不同闭合压力的地层适用状况,在增强导流能力的途径以及选型的方面进行了阐述,重点阐述了水力压裂支撑剂的技术现状以及应用。     

陶粒压裂支撑剂研究现状及新进展

压裂支撑剂是石油、天然气工业水力压裂过程中,随压裂液一起泵入到地层裂缝中起支撑裂缝、增大油气导流率的专用材料.陶粒压裂支撑剂与石英砂、树脂包砂相比具有破碎率低、耐腐蚀、导流能力好且性价比高的特点,已经被越来越多的油田所采用.目前陶粒支撑剂生产工艺已相当成熟,在压裂作业中取得了良好的效果,但也存在密度偏高、回流严重等问题.文章简要介绍了陶粒压裂支撑剂,总结了目前陶粒压裂支撑剂存在的问题和最近几年国内外陶粒压裂支撑剂的研究进展,重点介绍了标记型、核-壳结构型及选择性支撑剂等几种新型陶粒压裂支撑剂,最后探讨了陶粒压裂支撑剂发展前景及方向.     

可降解纤维压裂暂堵剂表面改性与性能研究

可降解纤维应用浸润法进行表面改性,对其暂堵能力、悬砂性能、裂缝导流能力和防支撑剂回流性能进行评价。结果表明,9‰浓度的可降解纤维混砂后对导流能力的影响最小,在长10 cm的标准岩心中形成的暂堵突破压力可达0.3 MPa;而且加入纤维后使支撑剂临界出砂流速提高了30~60倍以上,可以有效地防止支撑剂回流。压裂施工结束后,纤维在地层中降解,形成新裂缝的同时恢复老裂缝的导流能力。     

GTA-GG改性胍胶应用于压裂液及相关性能研究

针对常规胍胶压裂液悬砂性差、水中不溶物含量高污染地层等难题,采用GTA(C_6H_(14)ClNO)对胍胶(GG)进行醚化改性,通过环氧化合物的双分子亲核取代反应引入疏水碳链,得到GTA-GG,将其作为压裂液的主剂,研究GTA-GG与体系悬砂性之间的关联。结果表明,压裂体系悬砂性受主剂粘度与水中不溶物含量的影响,而GTA-GG可利用其长分子链与高相对分子质量优化此两种性能,从而提升支撑剂铺置效率,减小沉降速度,增大体系悬砂性能;测量GTA-GG压裂液在变温条件下的应用特性,其实验数据显示,0.3%GTA-GG与0.3%XJL-2交联所得冻胶的粘度为203.6 mPa·s,水中不溶物含量为6.8%,支撑剂沉降速度为0.071 mm/s;100℃条件下,初始滤失量、滤失系数、滤失速度分别为3.810×10^(-4)m(-4)m³/m3/m²,0.141×102,0.141×10^(-4)m(-4)m³/m3/m^(1/2),0.685×10(1/2),0.685×10^(-4)m(-4)m³/(m3/(m²·min);添加0.02%的DQPJ破胶剂,2 h破胶后溶液粘度为1.7 mPa·s,表面张力为23.91 mN/m。GTA-GG体系悬砂性得到提升,各项性能良好,适用于中高温低渗储层压裂作业。     

页岩气压裂开采中不同类型支撑剂性能评估及优选分析研究

石油支撑剂在市场上的应用十分广泛，几乎已经成为油藏储层中取得最佳产量提升效果的必备物质。石油支撑剂被广泛应用于石油开采中，帮助提高油藏储层的产量。通过实验数据对页岩气压裂开采过程中所涉及的三种支撑剂陶粒、石英砂和覆膜支撑剂在同状况下，自身的物理性能进行分析比较、以及针对非常规储集层页岩气开采过程中，压裂支撑剂及性能与压裂产生裂缝之间的关系、对裂缝导流能力的影响进行分析评价，从而对非常规储集层页岩气压裂开采中支撑剂的使用进行优选分析，为油气公司在实施页岩气开采中在支撑剂的选择和利用方面提供参考，进一步为我国非常规油气资源开发积累一定经验，为石油企业页岩气生产开采提供经济性指导。