吐哈油田低渗透油藏压裂液体系适应性评价

油井压裂改造技术作为油田增产的主体技术已日趋成熟,对压裂效果影响起至关重要作用的压裂液体系研究一直是各油田关注的重点内容之一。吐哈油田针对油田储层及油藏类型开展了压裂液体系的适应性评价研究,尤其是水基压裂液应用了胶囊破胶技术、延迟胶联技术、低温破胶技术及低残渣稠化剂,满足了吐哈低渗深井油藏在不同油藏温度及压裂施工条件下对压裂液性能的要求,为保证压裂效果奠定了基础。     

速溶稠化剂低温压裂液

辽河油田区块分散,许多区块的压裂井远离基地,从配液站运输压裂液到井站费时费力,能够在低温浅井现场配液是一种很好的方法.通过对速溶稠化剂基本性能、配制储存的阐述以及对速溶稠化剂低温压裂液配伍性、破胶性、滤失性的研究,认为速溶稠化剂对低温压裂液主要性能影响不大,通过对现场配液质量主要影响因素研究,提出指导现场配液施工的措施.性能试验研究及现场实践表明,速溶稠化剂低温压裂液体系能够实现在现场及时配制的要求,可满足分散区块的现场施工.     

低分子量聚合物压裂液体系的研究与应用

为减少瓜胶压裂液对低渗透、碱敏储层的二次伤害,研制出了一种低分子量聚合物压裂液,并解决了该压裂液交联时间不易控制、低温破胶困难的技术难题.通过对主要添加剂进行优选,该压裂液以AM/AANa/NaAMPS的共聚物作稠化剂,其分子量为20万～30万,水溶速度快,现场配液容易,且增稠能力强,在压裂液中的浓度为0.2％～0.6％时即能满足压裂施工要求;用有机锆与醛的复合物作交联剂;针对不同的地层温度,从低温破胶剂DP-2+活化剂、过硫酸铵、胶囊破胶剂+过硫酸铵中分别选用;最终优选出了低、中、高温低分子量聚合物压裂液系列配方.该压裂液在华北二连的乌里雅斯太油田、鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的油井与天然气井压裂改造中均取得了较好的效果.     

一种适合延长低渗油田的水基威兰胶压裂液体系研究

以微生物多糖威兰胶为稠化剂,制备了一种水基威兰胶压裂液WLJ体系并对压裂液性能进行评价。结果表明,0.3%稠化剂制备的压裂液可满足70℃储层压裂需要,该压裂液的基液黏度为26.6 mPa·s,采用自制液体硼砂做交联剂,交联后的压裂液在170 s~(-1)剪切60 min后黏度大于50 mPa·s。该压裂液在低温下能快速破胶,残渣含量304 mg/L、中值粒径59.02μm,低于行业标准要求(500 mg/L),与常规压裂液相比,该压裂液具有较低的稠化剂使用浓度、高弹性、高砂比和低残渣特性,为低渗特低渗透油藏开发提供了一种优良的压裂液体系。     

鄂尔多斯盆地临兴神府区块致密砂岩气低温压裂液优化与应用

针对鄂尔多斯临兴神府区块低温储层开展压裂液优化研究,通过大量岩心实验和测井数据认识区块储层特性,开展破胶剂体系优化实验,利用低温催化剂实现低温下快速破胶,从而实现快速返排,减少压裂液与地层的接触时间。同时,利用30~80 ℃高活性生物酶破胶剂,高效降低破胶液残渣含量,实现残胶的彻底清理,从而保证裂缝的导流能力。各种破胶剂加量的设计考虑压裂液注入对地层温度的影响,进行阶梯化设计,实现较短时间破胶。针对储层物性特征对稠化剂、黏土稳定剂和助排剂等进行优化,得到一套经济有效的压裂液体系。该体系在本区块30多口生产井约100层应用,统计现场测试基液黏度为18~27 mPa · s,交联时间35~55 s。压裂施工结束关井1 h后,开井放喷,返排液黏度均低于5 mPa · s,已完全破胶。初期产量和累计产量均明显好于采用压裂液体系未经过针对性设计的单一氧化性破胶剂,且多口井实现高产,证明优化后的压裂液体系在该区块具有非常好的适用性。     

低温压裂液在鄂南地区中浅储层中的应用

针对鄂南地区难动用致密砂岩油藏水平井分段压裂液破胶困难、裂缝形态复杂等技术难点,研究了适合不同温度储层的压裂液体系。20～25℃储层段主要应用BAT生物酶破胶剂和过硫酸铵破胶剂（APS）进行复配的压裂液体系,26～40℃储层段主要应用低温激活剂和APS进行复配的压裂液体系。现场应用表明,优化后的压裂液体系破胶效果大幅提升,较好地解决了返排液破胶不彻底的问题。该技术的成功应用,实现了鄂南地区压裂液体系的技术突破,形成了适合该地区中浅储层的低温压裂液技术体系。     

自破胶中低温清洁压裂液制备及性能评价

为获得可用于中低温储层的阳离子清洁压裂液,以二元阳离子黏弹性表面活性剂VES-LT为主剂、水杨酸钠为胶束促进剂、氯化钾为黏土稳定剂,制备了VES-LT清洁压裂液。对该清洁压裂液的黏温特性、悬砂性能、破胶性能以及对支撑剂填层渗透率的影响进行了评价。结果表明,增加VES-LT的加量可以提高压裂液的黏度;VES-LT清洁压裂液体系抗温可达110℃,温度对压裂液黏度的影响小于交联胍胶压裂液。砂比为20%时,VES-LT清洁压裂液的静态悬砂能力好于黏度相近的常规胍胶压裂液。该清洁压裂液体系无需加入破胶剂,遇油或水自动破胶,破胶液黏度为2.4 mPa·s。VES-LT清洁压裂液对支撑剂填层渗透率的损害小于常规胍胶压裂液体系,可用于中低温低渗透非常规油气储层改造。     

浅层水平井超低温压裂液体系研究与应用

在大庆外围埋藏浅、储层温度低的朝98区块葡萄花储层水平井的压裂改造中,如何实现压裂液在30℃储层中压后破胶并快速返排,是确保施工成功和提高压后效果的关键。室内研制了由0.6%稠化剂SG、1%岩石稳定剂CYDF、0.3%高效助排剂JX-YL、0.2%三元破胶剂、3%硼砂交联剂组成的超低温压裂液体系。在30℃、170s-1下,压裂液冻胶剪切5 min后的黏度基本稳定,约为140 mPa.s,抗剪切性较好。该压裂液破胶快速、彻底,30℃破胶4 h后的黏度为3.5 mPa.s。JX-YL减小了压裂液的滤失,降低了储层伤害。加入JX-YL后,压裂液滤失量比未加JX-YL的减少17.2%。压裂液具有配制方便、破胶性能良好的特点。在8口超浅层水平井开展现场压裂试验,应用效果良好,满足低温井(浅井)油层水平井压裂改造的需要。图3表4参8     

返排液残余稠化剂对循环利用的影响*

为研究瓜尔胶压裂液破胶和循环使用的影响因素,从返排液中残余稠化剂和交联剂性能变化、存在状态以 及含量等方面入手,研究残余稠化剂和交联剂对返排液重复配制压裂液性能的影响机理。结果表明,随着破胶 时间或破胶剂加量的增加,瓜尔胶压裂液破胶液黏度降低、抽滤时间减少,小分子比例增加;酶破胶具有选择性, 破胶后甘露糖与半乳糖的比例保持不变;氧化破胶不具选择性,随破胶时间延长,半乳糖含量下降,分子结构发 生变化,侧链半乳糖限制主链甘露糖形成螺旋能力减弱,瓜尔胶水溶性降低,形成絮状沉淀;破胶液中残余稠化 剂含量对瓜尔胶溶胀的影响较小,但由于破胶液中长链瓜尔胶分子之间嵌入了小分子交联体,长链间缠绕和交 联受到影响,导致压裂液耐剪切能力下降;多次循环破胶液中,小分子比例增加,破胶液黏度大于返排液黏度要 求,循环利用返排液时必须控制残余稠化剂糖含量在0.2%以下。     

植物胶压裂液循环利用的制约因素分析

为实现压裂液的循环利用,节约水资源,减少环境污染,研究了植物胶压裂液返排液中残余交联剂硼和稠化剂对循环利用的影响。以均相状态为评价标准,采用拉曼光谱测定不同多羟基化合物与硼交联剂的结合形态,对体系中残余交联剂硼的最小无作用量进行研究;测定了破胶过程中稠化剂的相对分子质量、总糖含量和pH值的变化。结果表明,破胶液内部残留的交联剂和稠化剂均为制约返排液循环利用的制约因子。硼砂-甘露醇络合性能稳定,甘露醇可作为高效掩蔽剂,交联剂硼的最小无作用量为5 mg/L;过硫酸盐破胶时可以将稠化剂胍胶大分子部分降解,随破胶时间延长,小分子比例增加,体系中总糖含量下降。溶剂总糖含量低于1800 mg/L时所配制的压裂液可以满足循环利用要求,但残渣伤害风险增加。