压裂液对宝浪低孔低渗储层伤害因素的研究

实验考察了压裂液对岩心膨胀及润湿吸附性的影响、压裂液浸泡对岩心的影响、压裂液矿化度和pH值以及压裂液破胶液粘度对储层伤害率的影响,结果表明,造成储层伤害的主要因素为：储层毛管阻力高,对水的润湿吸附严重,造成水锁伤害;压裂液在储层滞留时间长,岩心浸泡后粘土微粒运移对孔道伤害;压裂液破胶不彻底,当压裂液的破胶液粘度大于7 mPa·s时会造成储层的渗透率明显降低。不适当的压裂液矿化度和pH值也会对储层造成较大伤害,则压裂液KCl加量应大于2%,压裂液的破胶液和滤液pH值应小于11。     

疏水缔合物在压裂液中的应用

疏水缔合型压裂液作为一类新型低伤害压裂液体系,由于其独特的流变性能应用在压裂改造中。讨论了稠化剂、盐对基液表观粘度的影响。随着盐浓度的增加,基液表观粘度降低;120℃缔合基压裂液在该温度下,170S-1的剪切速率下连续剪切2h后,表观粘度为43mPa.s;150℃缔合基压裂液在该温度下,170S-1的剪切速率下连续剪切100min后,表观粘度为40 mPa.s;该配方具有较好的耐温耐剪切特性。通过粘弹性测试得出该结构流体在整个扫描过程中储能模量高于损耗模量,表现出以弹性行为为主。少量破胶剂即可使压裂液在4h后完全破胶,且破胶液粘度小于5mPa.s。破胶液的固相含量为零,残渣含量极低,与常规瓜胶压裂液相比,降低了液体对地层的伤害。     

吉林两井地区低残渣缔合压裂液的研究与应用

两井地区储层为典型的低孔特低渗难采储藏,储层物性及孔喉结构差,而该油田常用的压裂液的残渣及破胶残液容易对天然裂缝、支撑裂缝及基质造成伤害,造成对储层的严重污染.分析了造成储层伤害的主要因素,提出了低伤害压裂液的性能要求,优选出了弱酸性高弹性缔合压裂液.对该缔合压裂液的耐温耐剪切、破胶及弹性力学性能的评价结果表明,冻胶黏弹性高,能携带高浓度的支撑剂,稠化剂无水不溶物,破胶后残渣含量低于52 mg/L,破胶黏度低于3 mPa·s.通过配套技术的应用、优化泵注工序及压后管理,该缔合压裂液现场应用4口井8层,见到了好的效果,满足了储层低伤害改造的需求,且该压裂液现场配制简单、性能可控、成本低.     

压裂液破胶液对低渗储层伤害机理研究

通过2种压裂液破胶液的岩心伤害、胶团粒径、分子质量、吸附性能等评价,研究了压裂液破胶液对低渗储层伤害的机理。实验结果表明：胍胶压裂液破胶液在未切除和切除10 mm后的岩心损害率分别为27.3%和4.5%,并在岩心端面观察到大量固相残留物;胍胶压裂液破胶液胶团粒径较大,难以进入岩心深部,伤害主要由岩心端面的滤饼引起。聚合物压裂液破胶液在未切除和切除10 mm后的岩心损害率分别为22.2%和15%,在岩心端面和深部均观察到固相残留物;聚合物压裂液破胶液胶团平均粒径较小,易进入岩心深部,在孔喉处吸附滞留,造成低渗储层深部伤害。     

不同pH值下改性瓜胶压裂液的微观伤害机理

针对常规高pH值改性瓜胶压裂液对储层伤害大的问题,分析了改性瓜胶在不同pH值条件下的交联行为,研制出了一种在低pH值下交联的改性瓜胶压裂液,该压裂液在170s-1下剪切90min黏度达到256mPa·s,破胶液黏度小于5mPa·s,岩心平均综合伤害率约为20%。采用原子力显微镜和扫描电镜研究了滤液和岩心作用的微观结构对体系伤害性的影响。结果表明,常规改性瓜胶碱性交联体系形成的聚合物网较散,经滤失作用后造成液相入侵和网状膜堵塞储层孔隙喉道,严重损害储层渗透率;弱酸性改性瓜胶交联体系在pH值为4.5时交联形成的冻胶具有更强的网状结构,减小了经滤失进入储层的固相颗粒和残胶,对储层裂缝和其他油气渗流通道影响较小。     

深层致密砂岩气藏中高温压裂液开发及应用

通过综合考虑深层致密砂岩气藏特征和压裂工艺的要求,优化形成2套耐高温、低伤害、低摩阻压裂液体系。(1)低伤害聚合物压裂液体系,基液配方为0.50%～0.55%稠化剂SSF-C+0.10%交联剂SSF-CB+1%KCl,170s~(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度为50～65mPa.s;120℃下1h后的破胶液黏度2.67mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为10.25%。(2)羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系,基液配方为0.40%CMHPG(羧甲基羟丙基胍胶)+0.35%高温增效剂(硫代硫酸盐)+0.3%助排剂(氟碳表面活性剂)+0.02%消泡剂(有机硅)+0.1%杀菌剂(甲醛)+0.3%粘土稳定剂(低分子阳离子季铵盐)+pH调节剂(碳酸钠、氢氧化钠),经实验测定,压裂液基液黏度66mPa·s,pH值9.5～10.8,交联时间1～5min;压裂液在170s~(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度大于100mPa·s;130℃下1h后的破胶液黏度3.55mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为28.29%。现场应用表明:该压裂液体系对储层的适应性好,摩阻低,降阻率为65%～75%。     

抗温155℃的胍胶压裂液体系研制及性能评价

胍胶及其衍生物是水力压裂液最常用的稠化剂,成本较低且对地层伤害较小,耐温性能较差。文章对胍胶进行醚化改性,制备了一种耐温性能较好的羧甲基羟丙基胍胶CMHPG-3;利用硼酸和无机锆合成了一种新型耐高温有机硼锆交联剂;通过优选胍胶压裂液中添加剂的种类和用量,研制了一种耐高温胍胶压裂液体系,并利用高温高压流变仪对此压裂液体系的综合性能进行了评价。结果表明,该压裂液体系具有较好的延迟交联性能,在胍胶用量仅为0.4%的条件下,此胍胶压裂液的最高抗温155℃;在130℃、170 s^-1下持续剪切60 min的剩余黏度高于80 mPa·s;黏弹性能测试表明该压裂液体系具有较好的携砂性能;压裂液破胶时间短,可在90℃、2 h内完全破胶,得到的破胶液黏度低于4 mPa·s,且残渣含量较低,对储层伤害较小,储层的平均渗透率损害率仅为19.33%,现场应用施工顺利,取得了良好的压裂施工效果。     

低压浅层油藏重复压裂改造压裂液体系研究与试验

万城油田新沟嘴组储层是典型的浅层低压低孔低渗储层,优选出适合重复压裂改造的携砂能力强、易破胶返排、储层伤害小的压裂液体系是确保施工成功和提高压后效果的关键。经室内实验优选得到0.50%稠化剂HPG、0.50%助排剂BA1-5、0.50%黏土稳定剂BA1-13、0.20%杀菌剂BA2-3、0.45%（交联比）交联剂（BA1-21A、BA1-21B质量比10:1）组成的低伤害压裂液体系。压裂液性能评价实验表明:该体系在70℃、170 s^-1下剪切2h后的压裂液黏度约120 mPa·s,抗剪切性较好;破胶剂（NH₄）₂S₂O₈加量在500mg/L时,压裂液在2h内彻底破胶,破胶液黏度为3mPa·s,破胶性能良好;压裂液体系破胶后的地层支撑裂缝导流能力约116.68 D·cm,伤害率为28%,对储层伤害小。该体系在W5X井成功进行了现场试验,施工平均砂比29.3%,排量4.5⁵.0 m³/min;重复压裂效果理想,压后稳定日产液6.5t,日产油5.1t。     

适用于低渗透储层的有机硼胍胶压裂液体系的制备 与性能评价*

常规胍胶压裂液胍胶加量大、破胶后残渣含量高,影响了低渗透储层的渗流能力。为改善这一问题,用硼酸、葡萄糖酸钠、三乙醇胺等制得有机硼交联剂JS-8,研究了JS-8、改性胍胶HPG-1和非离子型助排剂ZA-07组成的低浓度胍胶压裂液的各项性能。结果表明,该压裂液体系交联时间可调,抗温抗剪切性能较好,在80℃、170 s~(-1)下剪切持续90 min的黏度一直保持在218 mPa·s左右;破胶时间短,2 h内可完全破胶,破胶液黏度与残渣含量低、界面张力仅为1.07 mN/m,极大地降低了储层水锁伤害,压裂液对储层的平均渗透率伤害率仅为19.25%,可用于低渗透储层的压裂改造。图4表3参19     

羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液的高温性能评价

评价了羧甲基羟丙基瓜尔胶（CMHPG）压裂液在90～180℃的流变性与伤害特征。该稠化剂水不溶物含量低于1.1%,用于180℃储层的加量为0.60%,基液黏度88.6 mPa.s,交联液在170 1/s剪切100 min后的黏度大于50 mPa.s。0.25%交联液100℃时的储能模量为2.451 Pa,大于0.50%羟丙基瓜尔胶（HPG）交联液的0.7265Pa。CMHPG交联液在低破胶剂浓度下即可快速破胶水化,残渣含量为194～225 mg/L,不到HPG的1/2。CMHPG和HPG交联液对储层岩心的伤害率分别为39.8%、52.3%。CMHPG交联液悬砂性能良好。在排量2～6 m3/min时,0.45%CMHPG压裂液基液（用于150℃高温深井）的摩阻系数与0.30%HPG基液（用于70℃地层）相当。与HPG压裂液相比,CMHPG压裂液具有高弹性、高悬砂性及低稠化剂使用浓度、低基液黏度、低伤害、低摩阻的＂二高四低＂性能。图5表8参4     

准噶尔盆地玛南地区上乌尔禾组储集层伤害机理

准噶尔盆地玛湖凹陷玛南地区二叠系上乌尔禾组砾岩储集层岩心极易泡散,不易评价破胶压裂液对储集层的伤害,无法确定造成储集层伤害的主控因素.应用X射线显微CT技术对岩心样品进行连续扫描,重建岩心三维孔隙变化;应用球棍模型和阈值分割法,表征岩心不同截面上的孔隙变化.结果表明,储集层被破胶压裂液伤害后,平均孔隙半径减小了42.1...     

自生热类泡沫压裂液在川西地区J3ｐ气藏的应用

川西地区J₃ｐ气藏温度低，压裂液破胶困难，甚至不能完全破胶，对储层伤害大，且容易引起支撑剂回流，降低裂缝导流能力和刺伤井口排液或输气油嘴，给测试及输气生产带来安全隐患；储层渗透率低，孔隙结构差，孔隙喉道微小，黏土矿物含量高，滤失极易导致储层伤害；气藏压力低，残液返排率低，对储层伤害大。自生热类泡沫压裂液能通过化学反应在地层中产生大量的热能和气体，使地层温度升高，促成冻胶压裂液快速而彻底破胶；产生的气体能形成泡沫，并优先占据储层岩石的孔隙和喉道而降低滤失；形成的高温气体具有自动气举作用，使残液返排率显著提高。因此，自生热类泡沫压裂液能有效解决低温低压气藏压裂改造中的储层伤害问题，应用于川西J₃ｐ气藏压裂改造效果良好，值得推广应用。     

柳杨堡气田高温有机硼交联剂的优选与评价

柳杨堡气田地层温度高、气藏埋藏深,具有低孔特低渗微细孔喉特点,对于压裂液耐温耐剪切。为此,优选了一种高温有机硼交联剂。分析了基液pH值、交联温度、交联比对交联时间的影响,为该交联剂应用提供了数据支持。利用优选的高温有机硼交联剂配制成压裂液具有耐温耐剪切性好(130℃,170 s~(-1)剪切120 min后黏度仍可达到160 mPa·s)、延迟交联时间可调(交联时间150～180 s)、破胶彻底、残渣少、对储层伤害小的优点,可以满足深层高温储层压裂施工需要。该交联剂用于柳杨堡气田现场试验3井次11段,成功率100%,取得了良好的压裂效果。     

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。     

一种聚合物压裂液稠化剂的性能研究及应用

以分子间的静电作用为理论基础,研制出一种适用于中高温地层的阳离子型中高分子量的压裂液用聚合物稠化剂,通过红外光谱谱图以及核磁共振谱图分析聚合物结构,利用扫描电镜观察加入电吸引诱导剂后聚合物溶液空间结构的变化,并对该聚合物压裂液稠化剂进行性能测试,发现该压裂液聚合物稠化剂在加入电吸引诱导剂后可形成较强的空间网状结构,增黏效果很好,并且在110℃、130℃、170 s-1下剪切1 h后黏度保持在40~55 m Pa s,在90℃条件下破胶时间为71.5 min,破胶后无残渣,岩心伤害率低,为12.07%。该压裂液表现出较强的黏弹性,携砂性能好,沉砂速率为1.96×10-4 m/min,且在砂比为60%时,常温下1 h后悬砂状态良好。该聚合物压裂液稠化剂满足现场压裂施工的要求,加之合成原料易得、价格较低,其现场应用前景广泛,通过在苏里格气田苏20-23-X井盒8下段的现场压裂施工测试中可以看出,其施工效果显著。     

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...     

油酸酰胺丙基二甲基氧化胺压裂液稠化剂的性能研究

油酸在170℃、Na OH催化剂条件下与二甲氨基丙胺缩合生成中间体,在55℃条件下与30%过氧化氢氧化生成油酸酰胺丙基二甲基氧化胺,总转化率为97%。使用质量分数为1.5%~3%的油酸酰胺丙基二甲基氧化胺及助剂配制的清洁压裂液,在170 s-1、80℃条件下剪切1 h,黏度在50~150 m Pa·s之间;使用质量分数为3%的清洁压裂液在170 s-1、100℃下剪切1 h,黏度达到30 m Pa·s。由于氮氧键之间为配位共价键,具有较大的偶极矩,极性大,增稠能力强。利用裂缝导流实验装置,分别通10 PV 2%油酸酰胺丙基二甲基氧化胺清洁压裂液及羟丙基瓜胶压裂液破胶液,它们对裂缝导流能力的伤害率分别为13%和90%,清洁压裂液对裂缝导流能力伤害小。清洁压裂液与煤油按质量比为10∶1混合,在40℃破胶0.5 h,破胶液黏度为2.71 m Pa·s,破胶彻底。     

阴阳离子双子表面活性剂在清洁压裂液中的应用

采用阳离子双子表面活性剂GC-18与阴离子双子表面活性剂GA-12复配,并引入有机阴离子,得到新型清洁压裂液VES-GCA。通过测定不同质量浓度的GA-12与有机阴离子添加剂X对压裂液体系黏度的影响,得到压裂液最优配方为0.10 g/L GC-18＋0.10 g/L GA-12＋0.03 g/L X。研究表明,该压裂液体系在70℃,170 s-1条件下,表观黏度在30 mPa.s以上,能够满足清洁压裂液的携砂要求;抗剪切能力良好,破胶能力强,破胶后无残渣,对地层伤害小,且具有添加量低的优点,在中低温、低渗储层的压裂改造中具有良好的应用前景。     

龙26外扩致密油试验区压裂液损害评价及其微观机理

大庆龙26外扩试验区为典型致密储层,对压裂液损害更为敏感。依据SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》在储层温度(90 ℃)下采用岩心流动装置进行了胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂压裂液破胶液的岩心驱替实验;结合CT扫描评价了3种压裂液破胶液残渣、残胶在岩心中的分布和对孔隙孔喉的损害程度。岩心驱替实验结果表明,胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂3种压裂液破胶液对岩心损害率分别为43.5%、24.3%和13.1%。CT扫描结果显示,胍胶和化学高分子聚合物压裂液破胶液残留物分别集中于岩心前1/10～2/5段和前1/2段,表面活性剂压裂液破胶液残渣含量少,但能侵入岩心各处;胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂压裂液破胶液对储层岩心孔隙和孔喉的损害率分别为15.41%和9.01%,6.43%和3.14%,8.94%和6.27%。分析认为,3种压裂液破胶液对储层岩心均以液相损害为主,固相损害次之。