低压致密气藏压裂液损害关键因素分析

压裂液在压裂过程中起传递压力和携带支撑剂的作用,但也会给储层带来损害,严重时造成油气井减产。川西侏罗系气藏是一个典型的低压致密气藏,水力加砂压裂是该气藏增产改造的主要措施。岩心流动试验证明,该气藏储层敏感性较强,是压裂增产措施中潜在的损害因素。目前现场使用的压裂液对川西地区储层和支撑充填层均存在损害,损害原因除地层潜在的敏感损害因素外,还与压裂液残渣形成的滤饼,未完全破胶的有机胶团以及滤液滞留地层引起的相渗透率下降等有关,通过储层岩心敏感性评价试验和压裂液损害评价试验,认为"水锁"是造成川西侏罗系低渗气层压裂液损害的主要原因。     

致密气藏低伤害压裂液研究及应用

致密气藏通常具有低孔、低渗、低压、强水锁等特性，减少外来液体侵入储层，加快压裂液返排，提高压裂液返排率，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石盒子组盒1段和山西组山1段，在充分认识储层地质特征的基础上，对N2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。试验表明，N2增能水基压裂液能较好地降低储层喉道毛细管的界面张力，有利于压裂后残液的返排，降低了对储层造成的伤害，其性能指标满足压裂工艺对储层改造的要求。通过现场实施，该压裂液配方体系能较好地满足压裂工艺及储层的物性，提高了压后压裂液返排率，取得较好的单井产量。     

致密气藏压裂液伤害特征及实验影响因素分析

降低储层伤害,提高压裂液性能,是致密油气藏压裂研究发展主要方向。通过岩心压裂液伤害室内实验,对致密气藏压裂液伤害特征及实验影响因素进行了分析,结果表明:(1)致密气藏类型复杂,渗透率低,在进行压裂液返排时,应减少侵入量,降低返排启动压力,实现压裂液尽快返排降低对储层的伤害;(2)清洁压裂液对储层造成的伤害比胍胶压裂液小,压裂液的入侵量与储层的伤害率成正比;(3)压裂液的注入,在增加含水饱和度的同时,也会使水锁现象严重,从而对地层的伤害也更加严重。为深入研究致密气藏特点与压裂液伤害的关系,致密储层改造压裂液体系选择有一定实际意义。     

致密气藏开发的多学科风险评价

介绍了德国某低渗透致密气藏应用风险分析制定总体开发策略及评价钻井和完井方案的方法，讨论了井类型，完井方式的选择和风险模型的建立。     

CHJ阴离子清洁压裂液的性能评价

制备了以阴离子表面活性剂为主剂的CHJ清洁压裂液,并研究了其主要性能。CHJ清洁压裂液黏度随稠化剂加量的增加而增加,随KCl加量的增大先增加后降低,在KCl质量分数约2.7%时,黏度达到最大值360 mPa.s。该清洁压裂液在100℃、170 s-1下的耐温耐剪切性能良好。在80、120℃时,砂粒在压裂液中的沉降速度分别为11.124、18.840 mm/min,携砂性较好。煤油加量为3%时,压裂液在70 min左右破胶,清洁压裂液黏度降至5 mPa.s以下,破胶液表面张力为26.10 mN/m,界面张力为0.73 mN/m,比较符合现场施工要求。清洁压裂液的破胶液对岩心的伤害率为7.65%。图4参11     

清洁低伤害压裂液在奈曼油田试验与评价

奈曼油田位于内蒙古自治区哲里木盟奈曼旗双河村西北,地势平缓、西南高、东北低、无大的丘陵、山脉、多小沙区、丘陵,最高海拔500m,最低355m,一般400－500m。     

致密气藏储量评价新方法

针对致密气藏圈闭界限不明显及采收率无法确定的问题,通过致密气藏的渗流特征和面积外推法来标定生产井的控制面积,利用产量递减曲线标定生产井的产能,结合PRMS储量划分标准,提出了适合致密气藏储量评价的新方法。实例表明,该评价方法计算的西加盆地某致密气藏可采储量与国外专业储量评估公司评估结果基本相同,相对误差小于1%。为国内外致密气田的储量评价提供了依据。     

油气层保护用清洁压裂液的性能评价

清洁压裂液体系是由新型双子表面活性剂与水杨酸钠在无机盐溶液中作用而成.通过对清洁压裂液体系进行综合性能评价发现:该清洁压裂液体系具有组成简单、无固相残渣、携砂性能好、遇水或油自动破胶(破胶时间小于2h)、破胶液的表面张力和界面张力均小于所要求的技术指标、配制及施工简单等特点,在60℃时黏度达624 mPa·s,满足中高...     

清洁压裂液室内评价

以自制季铵盐表面活性剂与水杨酸钠水溶液按一定比例混合,制备了清洁压裂液。对该压裂液的热稳定性、滤失性、破胶性和对地层伤害性进行了室内评价。结果表明,该清洁压裂液粘弹性好,能自动破胶无需使用破胶剂,对地层伤害小,配制简单,易于现场应用。     

两性/阴离子表面活性剂清洁压裂液性能评价

为解决阳离子型表面活性剂压裂液的性能缺陷,采用两性离子型表面活性剂和阴离子型表面活性剂制备出了清洁压裂液,考察了其性能特征。研究结果表明,两性/阴离子表面活性剂清洁压裂液黏度随KCl加量的增大先增加后减小。随SDS加量的增大而增加。组成为2.24%甜菜碱+0.9%十二烷基硫酸钠(SDS)+6.2%KCl的两性/阴离子表面活性荆清洁压裂液在65℃、170 s~(1)下恒温剪切约40 min,压裂液黏度保持在59.5 mPa·s左右,耐温耐剪切性较好。在室温、55℃、65℃条件下,砂粒在压裂液中的沉降速率分别为0.02、0.14、0.51 mm/s,携砂性较好。煤油加量为2%时。压裂液快速破胶。破胶液黏度2.15 mPa·s,表面及界面张力分别为26.542和0.8562 mN/m,无残渣。压裂液在天然岩心的滤失系数为5.6×10~(-4)m/min~(1/2),滤失性较好。破胶液对岩心渗透率的伤害率为19.1%。比较适合于温度在65℃以内的地层。     

适用于致密气藏的可变黏压裂液体系性能评价及现场应用

目的 针对川渝地区致密气藏储层改造,主要采用体积压裂造长缝。高强度加砂对压裂液携砂与降阻性能提出更高的要求,需要研发一种疏水缔合聚合物作为降阻剂。方法 利用疏水缔合聚合物疏水基分子内缔合达到优异的增黏效果。同时,该降阻剂与金属交联剂可形成稳定的交联体系,进一步提高压裂液黏度,从而形成适合于致密气藏开发用变黏压裂液体系。结果 该压裂液体系在秋林、金华、中台等地区致密气储层使用12井次。加砂强度5～6 t/m,最高砂浓度480 kg/m³,变黏压裂液黏度3～30 mPa·s,降阻率>70%,满足施工设计要求。结论 该压裂液体系在可在2～100 mPa·s黏度范围内实时调整,在低-中黏度范围内降阻率均大于70%;在交联情况下,降阻率为55%～60%,岩心伤害率小于15%,悬砂性能良好,现场使用方便。     

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.     

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.     

适用于低温煤层气储层的清洁压裂液研究

煤层较松软,脆性强,压裂时会产生大量的煤粉,且煤层埋深浅,储层温度远远低于砂岩储层,用常规的压裂砂岩储层的压裂液,就会造成压裂液破胶不彻底。因此,为了降低伤害,通过室内实验,研制出一种新型清洁压裂液及对应的破胶剂。清洁压裂液是由阳离子表面活性剂在盐水中缔合形成网状结构的低黏凝胶液,加入破胶剂后,可使体系在1.5 h~3 h失去携砂能力,6 h~8 h内破胶彻底无残渣。该压裂液配制简单,可调节性强,具有剪切稳定性、携砂能力强、低滤失性、低摩阻、对储层伤害小等优势。     

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。     

致密砂岩气藏前置酸压裂技术应用研究

大牛地气田经过多年的开发,目前开发区的储层物性条件越来越差,常规加砂压裂技术有效动用储层的难度越来越大。本文针对大牛地气田致密砂岩气藏低孔、低渗、低压,黏土矿物含量高的特点,通过前置酸酸液与岩石之间的相互化学反应机理研究,结合现有压裂技术对其在致密砂岩气藏压裂中的可行性展开研究,初步形成了一套前置酸压裂技术方法。现场试验表明,该项技术增产效果显著,具有较好的应用前景。     

致密砂岩气藏压裂工艺技术新进展

致密砂岩气是一种重要的非常规能源,但致密砂岩储层属于低孔低渗地层,在压裂增产改造过程中存在诸多问题。本文通过文献调研,从致密砂岩气藏地质特征出发,剖析了致密砂岩气藏压裂过程中存在的主要技术难点,并对当前致密砂岩气藏主流压裂技术进行了对比分析。结果表明,水平井裸眼滑套分段压裂和水平井无限级滑套分段压裂工艺技术最具发展前景。同时,建议将现有的致密砂岩气藏压裂工艺技术与CO2泡沫压裂、N2增能压裂等低损害压裂技术相结合,以达到压裂施工过程中储层保护的目的。     

超低浓度胍胶压裂液体系在大牛地致密气田的现场试验

大牛地气田具有低压致密、储层物性差、易水锁伤害及敏感性等特征,不经过储层改造措施无法获得高产能。在常规0.45%(w)胍胶压裂液体系的基础上,通过对交联剂、助排剂和破胶剂进行优化调整,研发出一种超低浓度胍胶压裂液体系。结果表明,使用强交联剂SITAR-11,可将羟丙基胍胶的质量分数由常规的0.45%降低至0.30%,交联后的冻胶在90℃、170s~(-1)下剪切120min后,黏度大于140mPa·s,在38%的高砂比时,仍具有优良的携砂能力。使用生化复配型高效助排剂ZITHE-34,破胶液表面张力降至22.4mN/m,界面张力降至0.9mN/m。使用压裂破胶酶FANFA-06和APS耦合式破胶技术,残渣量由常规体系破胶后的300mg/L降至180mg/L,降低了对地层的伤害。在大牛地气田山1和盒1储层进行了2口水平井的压裂施工,压裂过程中加砂比和施工压力均满足设计要求,压后返排率为28.2%和30.1%,无阻流量为7.7×10~4 m~3/d和10.8×10~4 m~3/d,增产效果显著。     

致密油储层压裂液渗吸特征及水锁损害评价

致密油储层压裂施工后仍会有大量的压裂液滞留在储层中,不仅会对致密油储层中的原油产生一定的渗吸驱油作用,还可能对储层造成一定的水锁损害;因此,为了确认压裂液在致密油储层中的渗吸特征和产生的水锁损害程度,文中研究了不同类型破胶后的压裂液对目标区块致密油储层天然岩心的渗吸驱油效果,在此基础上,开展了压裂液渗吸后对岩心的水锁损...