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针对致密砂砾岩油藏采用常规水基压裂液施工效果较差的问题,室内实验以多功能纳米乳液减阻剂DZR-3为主要处理剂,结合复合表面活性剂FHR-1和杀菌剂SYR,研制了一种适合致密砂砾岩储层的多功能滑溜水压裂液体系,并对其综合性能进行了评价。实验结果表明:多功能滑溜水压裂液体系的基本性能指标均能满足标准;体系的耐温抗盐性能和抗剪切性能较好;体系对致密砂砾岩岩心的基质渗透率损害率低于10%,明显低于常规瓜尔胶和滑溜水压裂液;体系还具有较好的渗吸驱油效果,在地层温度条件下对砂砾岩岩心的自发渗吸驱油效率可以达到30.8%,驱油效果明显优于常规瓜尔胶和滑溜水压裂液。现场应用结果表明,SL-X井压裂施工后的产油量明显高于使用常规瓜尔胶和滑溜水压裂液的邻井,实现了压裂后油井增产的目的。该成果为致密砂砾岩储层的高效压裂开发提供了技术支持。 相似文献
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刘培培何定凯潘柯羽王清刚 《精细石油化工进展》2022,(6):1-5
非常规油藏压裂使用的常规滑溜水存在溶解缓慢、携砂性能差、抗盐能力弱及对温度敏感等问题。针对以上问题,笔者自主研发由0.1%~0.6%可变黏减阻剂与0.2%纳米乳液组成的多功能滑溜水体系,该滑溜水体系溶解速度快,90 s基本溶解完成;0.1%的减阻剂滑溜水减阻率可达74.84%;使用中不需要添加交联剂可实现变黏携砂;对一价离子与二价离子均有很高耐受性,可使用返排液配液;在-30~40℃环境中放置后,减阻剂乳液仍可正常使用。滑溜水进入地层破胶后,对页岩、砂岩储层岩心的渗吸驱油率为71.25%~74.16%。经现场应用,压裂成功率100%,施工中砂密度最高为540~550 kg/m^(3),减阻率超过77%,压后两井日产油9.8~14.4 m^(3),证明多功能滑溜水体系具有驱油增效的特点。 相似文献
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滑溜水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展起来的一种新的压裂液体系,减阻剂是滑溜水体系中的最关键助剂,其研究与应用日益增加。为了定量评价减阻剂的减阻效果,室内需要有效的模拟评价实验仪器,但目前的评价装置都无法模拟高温高压的储层条件。JHJZ-I高温高压动态减阻评价系统,就是为真实全面地评价各种储层条件下减阻剂的减阻效果而研制出的评价装置。该评价系统能在高温高压下对减阻剂的减阻效果进行评价。通过测算减阻剂的减阻率,从而优选出满足各种储层条件下的减阻剂。该评价系统功能强、效率和自动化程度高,可模拟高温高压条件下管道流体在不同剪切速率下流变性的研究,对减阻剂的研究和生产具有指导意义。 相似文献
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《钻采工艺》2020,(4)
滑溜水压裂液体系以其低摩阻、低伤害等特点,在页岩气储层压裂施工过程中得到了广泛的应用,而由于其自身黏度较低导致携砂能力较差,为达到施工设计的加砂量就需要大幅增加滑溜水压裂液的用量,从而增大了压裂施工的成本。为解决滑溜水压裂液携砂能力差的问题,开发出一套新型清洁滑溜水压裂液体系,该体系主要由高效低分子量减阻剂FJZ-2和新型聚合物乳液增黏剂FZN-1组成,体系综合性能评价结果表明,无论在室温还是80℃条件下,体系均具有良好的降阻效果;在80℃、170 s~(-1)条件下剪切90 min后,体系的黏度仍在20 m Pa·s以上,具有良好的耐温抗剪切能力;在一定的应力和频率扫描范围内,体系的储能模量G'一直高于耗能模量G",说明该压裂液体系具有良好的黏弹性能;支撑剂在该压裂液体系中的沉降速度明显低于常规滑溜水压裂液,而不同砂比条件下支撑剂的沉降时间均远远高于常规滑溜水压裂液,说明该压裂液体系具有良好的携砂能力;另外,该压裂液体系的其他性能指标均能满足滑溜水压裂液的技术指标要求。矿场应用效果表明,S-1井压裂施工过程顺利,最高砂比可达25%以上,最大降阻率达到70%以上,压裂施工效果明显。 相似文献
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为满足深层页岩气地层特征对大型压裂施工使用滑溜水的造缝、耐温、减阻性能技术要求,通过改进聚合物分子结构以提高减阻剂的减阻性能,同时引入刚性基团提高减阻剂的耐温性能,采用两步法合成出耐高温、高减阻率的减阻剂,以及配套配伍性好的黏土稳定剂和助排剂,形成了深层页岩气压裂滑溜水技术。该滑溜水在丁山构造深层页岩气压裂进行了现场应用,地层垂深(TVD)4 095.46 m,最高温度达143℃,现场减阻率达到82%,单段携砂量最高达到83 m~3,解决了深层页岩气耐温造缝及携砂难题,满足了深层页岩气压裂需求。 相似文献
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常规压裂作业后,通常采用酸化解除储层伤害,施工步骤多,经济性较差,研发能够实现压裂酸化一体化的液体体系具有重要的现实意义。通过测定中性且水溶性的脂类在不同温度和浓度条件下的有效生成H+浓度及对碳酸盐的溶蚀率,优选了自生酸压裂添加剂,并与滑溜水复配形成新型抑制与解除伤害的自生酸滑溜水压裂液体系;采用摩阻仪和压力传导实验对该体系的摩阻、伤害抑制与解除能力进行研究。研究结果表明:自生酸常温下基本不生酸,在储层温度下具有明显的缓速生酸效果,最终生酸浓度高达8%的等效盐酸,溶蚀碳酸岩量为0.41 g/mL;优选的自生酸与滑溜水配伍性能良好,减阻率达到72.3%;压力传导实验表明传统滑溜水产生了34.8%的储层伤害,该体系不仅不产生伤害,处理后的岩心反而高出原始岩心渗透率29.9%,体现出明显的一体化增产改造效果。 相似文献
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2012年5月17日,西南油气田公司天然气研究院研究的新型"滑溜水+冻胶"压裂液体系在川中油气矿公003-H16井首次现场应用试验获得成功。该压裂液体系在这口井的成功应用,将为川中侏罗系储层的体积压裂提供强有力的技术支撑。天然气研究院针对四川盆地侏罗系地层储层低 相似文献
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鄂尔多斯盆地致密油藏储层渗透率低,地层压力低,油井依靠压裂投产。油藏开发中普遍呈现初期产量高、递减快、稳产难度大、采收率低等特征。为实现油井压裂施工中补充地层能量、储层低伤害、降低界面张力以及提高洗油效率等目的,文中提出了在JHFR-2减阻剂+JHFD-2多功能添加剂滑溜水压裂液体系中加入HE-BIO生物驱油剂,并且在压裂液减阻效果、抗盐性、储层伤害、生物毒性、洗油效率、驱油效率等实验研究的基础上,研制了集压裂、增能、驱油为一体的致密油新一代驱油型滑溜水压裂液体系。该体系具有速溶、无毒、环保低伤害、减阻、抗盐、防膨、超低界面张力等特点。利用该压裂液体系,在南泥湾油田P132平2井开展压裂三采一体化先导试验取得圆满成功,为我国致密油藏的高效开发进行了有益尝试。 相似文献
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吉林油田致密气储层微纳米级孔隙发育,喉道窄小且连通性差,属低孔低渗储层。随着气藏的长期开发,地层压力、产能的逐渐降低,水锁伤害的影响逐渐显现,导致压后返排难度大,加之黏土的膨胀运移与堵塞,进一步降低了储层有效渗透率,严重制约了气藏采收率的提高。针对此问题,研发了防水锁易返排滑溜水压裂液体系,该体系主要由减阻剂XY-205、纳米微乳助排剂与黏土稳定剂XY-63组成。实验证明该体系具有速溶与低黏特性,能够满足快速连续混配要求,减阻率能够能达到70%以上,表面张力比常规气井滑溜水降低40%以上,利于致密气井压后助排,且能够较好地抑制黏土膨胀,对地层伤害小。该滑溜水对岩心的伤害率为9.45%,24 h岩心渗透恢复率接近90%,解除水锁伤害程度较高。该滑溜水体系在致密气区块现场应用4口井,压裂成功率100%,压后返排率提高2倍以上,试气效果显著,具有较好的大规模推广应用前景。 相似文献
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吉林油田致密气储层微纳米级孔隙发育,喉道窄小且连通性差,属低孔低渗储层。随着气藏的长期开发,地层压力、产能的逐渐降低,水锁伤害的影响逐渐显现,导致压后返排难度大,加之黏土的膨胀运移与堵塞,进一步降低了储层有效渗透率,严重制约了气藏采收率的提高。针对此问题,研发了防水锁易返排滑溜水压裂液体系,该体系主要由减阻剂XY-205、纳米微乳助排剂与黏土稳定剂XY-63组成。实验证明该体系具有速溶与低黏特性,能够满足快速连续混配要求,减阻率能够能达到70%以上,表面张力比常规气井滑溜水降低40%以上,利于致密气井压后助排,且能够较好地抑制黏土膨胀,对地层伤害小。该滑溜水对岩心的伤害率为9.45%,24 h岩心渗透恢复率接近90%,解除水锁伤害程度较高。该滑溜水体系在致密气区块现场应用4口井,压裂成功率100%,压后返排率提高2倍以上,试气效果显著,具有较好的大规模推广应用前景。 相似文献
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针对页岩油水平井采用常规滑溜水压裂时存在用液量大、砂比低、增产效果不理想等问题,通过优选聚合物降阻剂,优化黏土稳定剂、破乳助排剂和过硫酸盐类破胶剂的加量,形成了调节聚合物降阻剂加量即可调控滑溜水压裂液黏度的变黏滑溜水压裂液体系。通过支撑剂导流能力模拟试验,优选了70/140目石英砂和40/70目陶粒的支撑剂组合,经先导性试验,形成了大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术。该技术在G页2H井进行了现场试验,有效提高了施工效率和单位液体的携砂量,减少了压裂液用量,形成了较好的缝网体系,提高了储层改造程度,取得了良好的压裂增产效果。现场试验表明,该技术能够满足页岩油水平井滑溜水连续加砂压裂要求,可以为页岩油高效开发提供技术支撑。 相似文献
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《钻采工艺》2020,(4)
作为滑溜水压裂液体系的核心处理剂,减阻剂性能的好坏对页岩储层压裂施工的效果具有十分重要的影响,在对国内外常用减阻剂的优缺点进行对比分析的基础上,采用反相乳液聚合法,研制了一种适用于页岩气储层的新型高效减阻剂HDR-C,利用红外光谱对其结构进行了表征,并对其综合性能进行了评价。结果表明,该减阻剂HDR-C具有良好的降阻效果、耐剪切性能和黏弹性能;此外,减阻剂HDR-C还具有良好的表面活性、防膨性能以及低伤害特性,能够适应页岩储层压裂施工的需求。现场应用结果表明,减阻剂HDR-C能够显著降低压裂施工压力,具有良好的降阻性能和返排性能,能够有效提高页岩储层压裂施工的效率。 相似文献