国内变黏滑溜水研究进展及在川渝非常规气藏的应用

综述了国内变黏滑溜水技术的最新进展,举例分析了变黏滑溜水在川渝非常规气藏的应用情况,提出了变黏滑溜水的发展方向。变黏滑溜水通过调节降阻剂含量和/或引入交联剂的方式实现低、中、高黏液体实时切换;关键的降阻剂研究主要是含AMPS或SSS等耐盐基团的聚丙烯酰胺或疏水缔合聚合物的合成与性能评价等,满足压裂返排液配液和变黏的需要;变黏滑溜水性能研究主要是黏度对携砂性能、裂缝形态、降阻性能等的影响规律,但究竟何种黏度适合何种储层还未有定论;变黏滑溜水在川渝非常规气藏应用获得成功,在致密气应用的整体黏度较页岩气高,在深层页岩气的携砂能力还需进一步增强;疏水缔合聚合物类降阻剂、固体型降阻剂是变黏滑溜水的发展方向,有望解决高黏液体摩阻高、乳液降阻剂潜在环保风险等问题,对变黏滑溜水的研究和应用有一定的指导意义。      

超分子压裂液体系的研制及评价

为解决现有交联压裂液抗剪切稀释性差、仅靠高黏度携砂,且残渣含量高易造成储层损害等问题,利用超分子聚合物化学原理,设计和制备出了一种超分子聚合物稠化剂,并研制出了配方简单、无需交联的超分子聚合物压裂液,并对其流变性、静态悬砂性、破胶性、静态滤失性和岩心基质伤害率进行了评价。结果表明,该压裂液体系在130℃、170 s-1剪切2 h后黏度可保持在140 m Pa·s;支撑剂的24 h和48 h沉降速率分别为3.7×10-4 mm/s和5.6×10-4mm/s;在80℃时加入0.05%的破胶剂过硫酸钾,2 h破胶后,破胶液黏度为1.32 m Pa·s,破胶液表面张力为25.23 m N/m,破胶液透明、基本无残渣;初滤失量为2.32×10-3 m3/m2,滤失系数为1.86×10-4 m3/min0.5,滤失速率为3.23×10-5 m/min,压裂液滤液对岩心基质的伤害率为10.8%。室内评价结果证明,该超分子聚合物压裂液体系满足致密气藏使用要求。     

耐高温压裂液增稠剂的制备及耐温构效关系

高温稳定性是疏水缔合聚合物压裂液最重要的性能之一。本试验用水溶液聚合制备了带有刚性侧基的疏水缔合聚丙烯酰胺（HACA）,并研究了其流变性和耐温性。研究发现,4％（w）HACA水溶液在150C、170s^-1条件下剪切2h,表观粘度为99mPa·s;与普通聚丙烯酰胺（PAM）溶液相比,两者稀溶液特性粘数相近,而HACA半稀溶液表观粘度更高,说明HACA在水溶液中发生了疏水缔合作用;相对于普通PAM以及只含单一疏水基团或者刚性基团的PAM来说,HACA体系有更强的增粘能力、更快的粘度回复速度以及更好的高温稳定性。本试验的研究成果对疏水缔合型聚合物压裂液体系的开发研究工作有一定的指导意义。     

非交联缔合结构压裂液新型增黏辅剂优选与性能评价

研究了以疏水缔合聚合物GRF-1H为稠化剂的非交联缔合结构压裂液基液与疏水尾基碳原子个数分别为6、10、14的新型非离子表面活性剂(GS-1、GS-2、GS-3)复配后体系表观黏度的变化规律,优选出了适用于该压裂液的增黏辅剂GS-3;确定了该辅剂的最佳浓度及适用温度范围;评价了其对压裂液基液黏性及黏弹性的影响。实验结果表明,加入微量(0.03%率0.05%)GS-3即可大幅提升基液表观黏度,其最佳浓度为体系峰值表观黏度对应的浓度,适用温度范围为30率90℃;在测试浓度范围内,随GS-3浓度增加,体系表观黏度先增大后减小,变化趋势符合Biggs三阶段模型;温度从30℃增至120℃时,体系表观黏度先增大后减小,63℃下的增黏率最大(168%);GS-3还可大幅提升基液黏弹性,储能模量可提升1率10倍;使用GS-3作为增黏辅剂,可达到降低压裂液稠化剂用量的目的。     

国外黏弹性表面活性剂压裂液研究进展及应用展望

黏弹性表面活性剂压裂液在纯水介质中形成球形胶束,在盐介质中,分子中的电荷被屏蔽,球形胶束演变成蠕虫状或柔性棒状胶束,进而形成高黏弹性的空间网状结构,实现对支撑剂的携带和造缝;遇地层中的油和水,胶束膨胀而崩解成低黏度的球形胶束,实现压裂液的自动破胶。国外黏弹性表面活性剂压裂液研究进展主要表现在4个方面:成胶破胶机理研究与认识、流变性的研究、伤害性的评价、研制新的疏水缔合聚合物与表面活性剂复合型压裂液。黏弹性表面活性剂压裂液具有摩阻低、伤害小、携砂性好和破胶黏度低等优点,在国外获得了广泛的应用。提高表面活性剂压裂液剪切后黏度的恢复能力和加强疏水缔合聚合物与表面活性剂复合压裂液的现场应用是表面活性剂压裂液研究发展的方向。     

水基压裂液体系的制备及性能

优选了一种以改性纤维素-聚丙烯酰胺为复合型稠化剂、有机锆化合物RPCL为交联剂的压裂液体系,考察了压裂液体系的破胶性能,研究了不同种类pH调节剂和黏土稳定剂对该压裂液体系的影响,并评价了压裂液体系的综合性能。实验结果表明,该压裂液体系水不溶物含量仅为2.0%(w),低于胍胶体系的4.6%(w);耐温耐剪切性能优良,在90℃、170 s^-1条件下剪切1 h后体系剩余黏度大于50 mPa·s;交联形成的冻胶在65℃下可实现彻底破胶,破胶液黏度低于5 mPa·s,残渣质量浓度低于600 mg/L,综合性能优异。     

自交联变黏压裂液性能评价及其在深层页岩气压裂中的应用

针对深层页岩气压裂中存在施工压力高、加砂困难的问题,以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、有机胺、绿色溶剂等为原料,合成了自交联聚合物乳液,并按不同比例加入配液水中得到自交联变黏压裂液,对其进行了性能评价。结果表明：低黏滑溜水在清水和返排水中减阻率分别达78.2%、75.6%;高黏压裂液在清水和返排水中减阻率分别达73.8%、71.4%,同时具有助排、抗盐等功能。现场应用采用返排液配制,平均降阻率达79.63%,平均加砂强度达3.2 t/m,满足深层页岩气压裂对液体技术的要求。     

几种滑溜水缔合型降阻剂的制备及性能

为研究含不同疏水结构缔合型二元丙烯酰胺共聚物降阻剂的性能,合成了4种疏水改性单体：N,N-二甲基烯丙基苯基丙烷基溴化铵（Allyldimethylalkyl quaternary ammonium salt 1,AQAS1）、N,N-二甲基烯丙基壬烷基溴化铵（AQAS2）、N,N-二甲基烯丙基-9-甲基十九烷基溴化铵（AQAS3）和N,N-二甲基烯丙基二十烷基溴化铵（AQAS4）,采用水溶液聚合法分别将合成的疏水单体与丙烯酰胺（AM）共聚制备了4种二元共聚物P(AM/AQAS1)、P(AM/AQAS2)、P(AM/AQAS3)、P(AM/AQAS4)。研究了这4种共聚物的溶解性能以及耐盐、耐温耐剪切性能,并对比测定了不同浓度P(AM/AQAS1)与部分水解聚丙烯酰胺P(AM/NaAA)在10 g/L的NaCl溶液中的降阻能力。研究结果表明,所合成的4种疏水缔合型丙烯酰胺共聚物在0～20 g/L的NaCl溶液中表现出良好的耐盐性;在30～100℃范围内持续升温,表观黏度随温度提升下降幅度较小,表现出良好的耐温性;带环状结构的聚合物表观黏度受剪切时间的影响较大,带链状结构的聚合物表观黏度几...     

低压低渗气藏低伤害压裂液研究与应用

对于低压低渗气藏,能否减少外来液体侵入储层、加快压裂液返排、提高返排率,将直接影响压后的单井产量.针对鄂北塔巴庙地区上古生界气藏特征,对N2增能水基压裂液进行了大量的室内研究,以尽可能降低由于压裂液侵入储气层而造成的伤害.现场实施表明,优质低伤害N2增能压裂液体系具有起泡、稳泡能力强,流变性能、携砂能力好,低滤失,破胶快,低伤害等特点;该压裂液体系能较好地满足压裂工艺要求及储层的物性条件,提高了压后压裂液返排率,取得显著单井增产效果,从压裂液的返排看,各井均提高了自喷量,缩短了排液周期,且返排的压裂液破胶液粘度小于3 mPa·s,压裂液平均返排率由原来的60%提高到83%以上,达到了少进液、快返排、低伤害的设计要求.     

一种新型交联缔合清洁压裂液体系的研究及评价

针对国内清洁压裂液中普遍存在的耐温性能较差的问题,研发了一套新型疏水缔合聚合物压裂液体
系。该压裂液体系主要应用于１３０℃高温油藏的压裂施工,最终配方为０．４５％聚合物稠化剂＋０．４％交联剂＋１％
ＫＣｌ,并进行了室内试验,对该体系的流变性、黏弹性、悬砂性和破胶性能进行了测试。研究结果表明,该体系耐温
耐剪切性能良好,在１３０℃、１７０ｓ^－１
下剪切１２０ｍｉｎ后黏度仍能保持在５０ｍＰａ·ｓ以上,加入破胶剂后该压裂液体系
破胶快速且彻底,无残渣,对地层伤害小,便于返排,有利于压裂施工。     

致密砂岩变黏滑溜水体系的研制与应用

目的 为了满足致密砂岩气藏储层改造需求以及解决作业现场压裂返排液处理难题,开发了一种自缔合乳液变黏滑溜水(VSW)体系,该体系仅含一种多效添加剂。方法 通过含量控制实现滑溜水与携砂液的在线转变,评价了压裂液的降阻性能、耐温抗剪切性能、携砂性能、破胶液性能及岩心基质伤害,并在苏里格气田开展了水平井现场试验。结果 配方为1.0%(w)VSW的高黏滑溜水在清水和标准盐水中的黏度分别为93 mPa·s和64 mPa·s;清水配制的1.0%(w)VSW高黏滑溜水,在90℃、170 s^-1下剪切1 h后,黏度为78 mPa·s;携砂性能良好,0.425～0.850 mm陶粒支撑剂的沉降速度为0.84 mm/s。配方为0.1%(w)～0.3%(w)VSW的低黏滑溜水降阻率可超过75%。高黏滑溜水破胶液黏度为1.74 mPa·s,对岩心基质的损害率低于10%;现场压裂施工最高加砂质量浓度达700 kg/m³,平均无阻流量达104.69×10⁴ m³/d,返排液回收利用率达97.5%。结论 该体系具有良好的增黏性及抗...     

致密气储层可压裂性测井评价方法

从致密砂岩脆性指数和断裂韧性2个方面对致密气储层可压裂性测井评价方法进行了研究.总结并对比分析了室内实验测定和利用测井数据计算致密气储层脆性指数的方法,建立了研究区适用性较好的脆性指数预测模型;为克服单纯依赖脆性指数进行可压裂性评价时的不足,应用线弹性断裂理论构建脆性指数和断裂韧性相结合的可压裂性指数.指示了筛选优良可压裂层段的标准:较高的脆性指数和较强的水力压裂造缝能力.从而,具有较高可压裂性指数的地层被认为是可压裂层段,具有较低可压裂性指数的地层被认为是压裂遮挡层.以鄂尔多斯盆地致密砂岩地层S井为例进行致密气储层可压裂性指数建模,形成基于可压裂性指数模型的可压裂性测井评价技术流程.     

浅层致密气压裂用低温压裂液优选及现场应用

针对埋藏浅的低温致密气藏,优选了适用于该气藏的低温压裂液体系。通过对改性胍胶、多效添加剂、交联剂的优选,确立了低温压裂液配方:0.3%GW-3+0.5%DT+0.5%KCl+0.3%JL,并对体系的综合性能进行评价。结果表明:该低温压裂液属于假塑性流体、具有较好的耐剪切性能,在60℃、170 s^-1条件下剪切120 min后,黏度保持在145.6 mPa·s以上。通过破胶剂加量优化可以实现在低温下控制破胶时间和破胶效果,达到快速破胶目的,破胶液具有返排率高、储层伤害小的特点。现场应用效果较好。     

低渗致密气藏压裂过程中伤害实验研究

水力压裂是川西低渗致密气藏勘探评价及开发建产的关键技术,但压裂过程中由于液相的浸入、压裂液破胶不彻底、压裂液残渣的滞留、压裂液老化等因素,大大降低了压裂增产效果。针对压裂过程中的各种伤害,通过实验进行了评价。研究结果表明,水锁与压裂液滤失是造成储层伤害的2个主要因素。水锁增加了启动压差,使得压后返排困难,破胶液在地层中长时间逗留,加大了压裂液对地层的伤害。压裂液滤失形成的滤饼大大降低了储层的渗透率,一般可达50％以上。研究结果表明,压裂施工中可以通过减少压裂液中的固相颗粒与加快返排速度等措施来减少对地层的伤害。     

延长气田压裂液体系室内评价研究

延长气田位于鄂尔多斯盆地中部,经勘探在上古生界砂岩地层发现了四套储层,通过评价均属于低渗透气藏,主要表现为储层物性差,平均渗透率(0.2~1.0)×10-3μm2、孔隙度(4.8%~7.5%),地层压力系数低,平均为0.852,基本无自然产能。因此,加砂压裂技术是气田勘探开发的关键技术之一。文章对现用羟丙基胍尔胶压裂液体系的添加剂性能及压裂液整体性能进行了评价,该体系能够达到行业标准的要求。     

醇基压裂液的研究与应用

以低分子醇类配制的醇基压裂液,应用于低渗透致密气藏可促进返排,有效解除水锁,增加气井产量。分析了低分子醇类对羟丙基胍胶分子(HPG)溶胀及交联的影响机理,研制了专用增溶剂和交联促进剂,实现了HPG配制醇基压裂液,醇含量可达20%(w),性能优良。该体系在JN气田致密砂岩储层成功应用,效果明显优于同类储层邻井。     

一体化变黏抗盐降阻剂的研制及应用

目的 结合致密气藏“多尺度高密度”开发工艺要求,运用“中低分子量+增强链刚性+超分子聚集+抗盐单体”的设计思路,采用可控自由基聚合的方法,将缺电性的疏水链的刚性骨架功能单体与强极性的磺酸型抗盐功能单体可控地引入到分子链中,并结合复合悬浮技术研制一体化变黏抗盐降阻剂。方法 对一体化变黏抗盐降阻剂进行综合性能评价,考察了降阻剂的溶解性能、增黏携砂性能、抗盐耐温性能以及降阻性能。结果 在清水中,一体化变黏抗盐降阻剂的加量为0.03%(w)时降阻率可达81%,在超过20 000 mg/L矿化度的盐水中,黏度保持率为91%,降阻率保持在75%以上;通过调整降阻剂加量可实现体系在3.4～60.0 mPa·s的黏度范围内实时可调可变;与同类型常规乳液型降阻剂相比,静态悬砂能力大幅度提高,并能够满足150℃以上的储层施工需求;利用一体化变黏滑溜水体系配合多尺度高密度缝压裂工艺,在川西致密气现场实施7井次,施工成功率100%,单井平均降阻率81%,加砂强度(3.86 t/m)是前期常规一体化滑溜水改造工艺的7.7倍,现场应用效果显著。结论 研制的一体化变黏抗盐降阻剂性能优异,能够满足现场对滑溜水压裂液降...     

致密气藏中压裂水平井的动态分析

将水平井与无限导流裂缝的物理模型相结合 ,获得了预测压裂水平井产能的简单方法 ;系统地分析了影响水平井产能的主要因素 ,其中包括水平段长度、气层厚度、地层渗透率的各向异性以及人工裂缝的裂缝半长等。研究表明 ,在渗透率低于 0 .1× 10 - 3μm2 的致密气藏中 ,压裂裂缝表现为无限导流裂缝的假设是合理的 ;对于给定的气藏 ,存在最佳的水平段长度 ;裂缝半长对产能具有较大影响 ;水平井压裂适用于气层分布稳定、厚度较小、具有一定垂向渗透率的气藏。