基于含硅类增稠剂的新型超临界CO2压裂液的流变特性及岩心伤害评价

针对超临界CO₂压裂液黏度低、携砂能力差的应用现状合成了含硅类增稠剂,并研究了超临界CO₂压裂液的流变特性及岩心伤害情况,旨在为增稠剂的优选以及现场压裂施工提供参考依据。通过溶液聚合法室内合成了聚甲基倍半硅氧烷PMSQ和聚甲基倍半硅氧烷-醋酸乙烯酯PMSQ-VAc二元共聚物增稠剂,采用红外光谱测试验证了增稠剂样品的主要官能团,运用高压长管管流实验法测试了超临界CO₂压裂液的增黏效果及其流变特性,最后评价了超临界CO₂压裂液在人造裂缝天然长岩心中的滤失性、岩心伤害率。研究结果表明,随着温度、压力的升高,2种增稠剂的增黏效果均先增大后减小;随着增稠剂注入量的增大,2种CO₂压裂液的黏度先增大后减小;在超临界CO₂流体中,PMSQ-VAc的增黏效果相对较好,可使其黏度最大达到3.892 mPa·s;在渗透率为0.551 mD的岩心中,PMSQ-VAc与超临界CO₂流体混合后压裂液的滤失系数为1.435×10-2 m/min1/2,滤失速度为0.010 m/min,岩心的伤害率为16.33%~25.36%,滤失系数和滤失速度较小,伤害程度属弱。      

页岩储层超临界CO2压裂液滤失规律实验研究

压裂施工过程中,压裂液的滤失量是影响压裂裂缝几何形态和压裂效果的主要因素,但目前中国还没有对页岩储层超临界CO₂压裂液滤失规律实验方面的报道。因此,结合中国典型页岩气储层特征,研究了非线性滤失条件下,不同初始相态的CO₂压裂液在地层岩心中的滤失规律,在此基础上分析了CO₂压裂液滤失规律的主要影响因素,以及不同实验条件下CO₂压裂液的滤失机理。实验结果表明,CO₂压裂液的滤失规律受注入压力、压差、裂缝开启度及压裂液黏度等因素的影响,随着注入压力、压差、裂缝开启度的增大,CO₂压裂液滤失速率增大;不同滤失实验条件下,影响CO₂压裂液滤失规律的主导因素不同,当CO₂压裂液处于超临界状态(7.38 MPa,31.1℃)时,由于黏度较大,超临界CO₂压裂液的滤失系数相对较小。      

新型CO2压裂用增稠剂的增稠性能及机理

为了改善CO₂压裂液的黏度,需要加入适合该体系的增稠剂,笔者以八甲基环四硅氧烷与四甲基四乙烯基环四硅氧烷为原料,六甲基二硅氧烷为封端剂,五甲基二硅氧烷为支链添加剂,四甲基氢氧化铵与氯铂酸为催化剂合成了一种支链聚硅氧烷CO₂增稠剂,并对该增稠剂的结构进行红外光谱（FT-IR）分析。此外,对加入支链聚硅氧烷增稠剂的CO₂压裂液的性能进行了研究。结果表明,在20℃、7%的加量下,加入相同分子量的聚二甲基硅氧烷CO₂压裂液的黏度为1.66mPa×s,而加入硅氧烷增稠剂CO₂压裂液的黏度为6.67 mPa×s,硅氧烷增稠剂增稠效果明显;CO₂压裂液的黏度随着增稠剂浓度的增加而显著改善,增稠剂的浓度在1%~3%时,随压力从8 MPa升高到14 MPa,含支链聚硅氧烷增稠剂的CO₂压裂液黏度升高明显。然而,压裂液的黏度随温度的增大明显降低。新型支链聚硅氧烷增稠剂比聚二甲基硅氧烷的增稠效果明显优异,与国外产品的增黏效果相差较小。同时提出了聚硅氧烷对CO₂压裂液的增稠机理。      

100%液态CO2增稠压裂液流变性能

针对液态CO₂干法压裂增稠性能要求,研制了适用于液态CO₂物理化学性能的一种表面活性剂增稠剂。通过高压管路流变实验,在线模拟了液态CO₂增稠过程。实验结果表明,表面活性剂能够在液态CO₂形成棒状或蠕虫状胶束而增加体系粘度,增黏倍数在86~218之间,且混合体系呈现出剪切稀释特性;压力的增大或者稠化剂体积分数的增大对液态CO₂增稠压裂液黏度的影响较小,对流变参数的影响均较小,而液态混合体系的有效黏度随着温度的升高而减小,呈指数规律递减的趋势;液态混合体系的流动指数随温度的升高而增大,稠度系数随温度的升高而减小。      

改性硅酮CO2增稠剂对流体流变性和驱油效率的影响

在压裂过程中,液态CO₂压裂液的压裂性能发生了很大的变化。为了改善CO₂压裂效果,提高CO₂对页岩中原油的置换效率,提出合成硅酮CO₂增稠剂的新思路：通过开环聚合和硅氢化反应,将亲CO₂短链引入聚合物主链分子间,形成空间网状结构。研究了CO₂增稠剂对流体黏度、流变特性和驱油效率的影响。结果表明,增稠剂加量和相对分子质量均能显著改善CO₂流体的流变性,其稠度系数随增稠剂加量的增加而增大,而流变性指数呈下降趋势。当体系压力超过12 MPa后,三维网状结构的稳定性加强,表观黏度增加。相比超临界CO₂驱,增稠CO₂流体能提高0.01μm以上孔隙中原油的动用效率,提高驱油效率12.23百分点。研究结果为改进CO₂压裂工艺和CO₂增稠剂的分子设计提供了技术参考。     

超临界CO2管道破裂泄漏影响探讨

近年来,随着碳捕集与封存的需求不断提高,CO₂输送管道成为关键支撑,大规模发展趋势明显。相比气态输送,长距离CO₂输送管道采用超临界输送模式经济性更好,但具有泄漏后压力台阶较高、管道止裂韧性要求较高、泄漏后果与油气介质不同等显著特点。尤其对于超临界CO₂管道泄漏问题,受CO₂密度大于空气、具有窒息性等特性影响,泄漏后果分析日益受到关注,值得深入研究。目前,国内外已经发布了相关CO₂管道输送技术规范,但未见对泄漏后果定量分析方法与临界阙值指标的明确要求,对工程设计的详细指导尚显不足,且鲜有与实验测试结果分析比对的探讨。基于CO₂相态特点,结合超临界CO₂输送特点,探讨了超临界CO₂泄漏后果的安全阙值选取问题,开展了国外超临界CO₂管道破裂实验的深度调研,比对性地开展了超临界泄漏后果模拟分析。研究表明,推荐选择摩尔浓度4%作为CO₂线路管道破裂影响范围评价浓度值;国外大规模...     

超临界CO2压裂井筒传热规律

为了优化超临界CO₂压裂工艺技术和施工参数,考虑到井筒温压变化与CO₂物性之间的相互影响与作用,基于CO₂物性模型,建立CO₂压裂井筒压降、传热耦合数学模型,通过现场压裂施工数据验证模型准确性,进行耦合计算和井筒传热规律分析。研究表明:不同排量下,油管内温度分布均明显低于地层原始温度,且随着排量增加,井筒温度出现了先减小后增加的变化趋势;井底温度随着注入温度的增大而增大,且较高排量下,井底温度随注入温度的变化更加显著;井口压力增加对井底温度的影响很小,在工程上可以忽略其影响;不同排量下,井底温度均随着注入时间的增大而降低,且降幅随着注入时间增大逐渐减小;加入降阻剂会显著降低油管内温度,且不同排量下,降阻后井筒温度差异较小。该研究对于CO₂压裂设计优化及现场施工具有重要指导意义。      

超临界CO2作用下无烟煤结构响应特征及高压吸附机理

中国深部煤层气资源丰富,将CO₂注入深部煤层,在提高煤层气采收率同时,还可实现CO₂地质封存(CO₂-ECBM)。通常,深部煤层CO₂处于超临界态并显著影响煤体吸附能力,但对于超临界CO₂作用下煤体结构演化及吸附机理尚不清晰。为此,以山西晋城成庄矿二叠系山西组三号煤层为研究对象,开展了无烟煤对超临界CO₂的高压吸附实验,结合傅里叶变换红外光谱(FTIR)、X射线衍射光电子能谱(XPS)测试及比表面积(BET)测试,分析了超临界CO₂高压吸附引起的无烟煤化学结构与孔隙结构响应特征,最后揭示了无烟煤对超临界CO₂的高压吸附特性及吸附机理。研究结果表明：(1)超临界CO₂高压吸附存在突变点,35℃时突变点位于临界压力(8 MPa)附近,在突变点处的吸附能力最小;(2)超临界CO₂可使芳香环枝接官能团、醚氧键、羟基氢键断裂,脂肪结构甲基脱落,可为CO₂提供...     

考虑CO2效应的酸液滤失模型及其应用

碳酸盐岩储层酸压施工过程中,酸岩反应生成CO₂。为研究CO₂对酸液滤失的影响,确定游离态CO₂的体积,在常规酸液滤失模型的基础上建立了考虑CO₂效应的酸液滤失模型。通过计算分析,得到游离态CO₂体积对酸蚀蚓孔发育和酸液滤失的影响。模拟分析表明,游离态CO₂的体积随着酸液浓度增加而增加,随缝内压力上升而减少;存在游离态CO₂的情况下,酸蚀裂缝中流体的滤失规律与泡沫压裂液或泡沫酸的滤失规律相同,随着CO₂体积分数增加,酸液滤失量减少,而酸蚀蚓孔半径也相应变小。     

分子模拟助溶剂在硅氧烷类SC-CO2压裂液中的助溶行为研究

超临界二氧化碳压裂液体系由于黏度低,一般选用加入增稠剂的方法来克服携砂效率低的难题。硅氧烷类增稠剂具有低内聚能和良好的增黏性被广泛地选用,但是使用时需要添加助溶剂提高溶解效果。因此,选用被广泛使用的聚二甲基硅氧烷(PDMS)作为研究对象,利用分子模拟研究了甲醇、甲苯和环己烷等助溶剂的加入对聚二甲基硅氧烷在SCCO₂体系中溶解行为的影响。基于溶剂-溶剂和溶剂-溶质的结合能、径向分布函数和内聚能密度等参数,对比分析了极性助溶剂和非极性助溶剂对聚二甲基硅氧烷在超临界二氧化碳压裂液体系中的助溶效果。分子模拟结果表明,在相同助溶剂含量下,甲醇与溶剂体系溶解度参数差值小于0.5,助溶效果优于甲苯和环己烷。结论分析认为,使用助溶剂提高PDMS在SC-CO₂中溶解度的实质是CO₂与PDMS聚合物分子间作用力、CO₂与助溶剂分子间作用力以及PDMS聚合物与助溶剂分子间作用力的平衡。因此,当硅氧烷类增稠剂本身为非极性材料时,推荐采用甲苯作为助溶剂。若硅氧烷类材料具有一定弱极性时,采用甲醇最为适合。     

二氧化碳无水蓄能压裂参数优化

二氧化碳无水蓄能压裂技术在形成地层高导流裂缝的同时,通过与原油相互作用表现出了一系列有别于常规压裂的增产特性,包括降黏、体积膨胀和混相等。因此其优化设计过程也不同于常规压裂优化设计。首先利用地层原油取样进行室内二氧化碳与原油相互作用实验,获取最小混相压力;利用液态二氧化碳压裂时裂缝长度与储层物性参数关系模板,确定裂缝参数;以最小混相压力为条件,以裂缝参数和井底注入压力为基础,利用三维油藏数值模拟方法预测二氧化碳波及范围、混相带范围,最后确定最优的二氧化碳用液量。利用FracProPT拟三维压裂裂缝模拟软件,结合沿程摩阻损失,以保证井口和井下管柱结构安全稳定为设计前提,从水马力效率和经济效益角度优化施工排量;建立压后地层温度压力计算模型,模拟关井后混相带面积,确定最优关井时间为混相带面积最大时即压后井底压力大于最小混相压力的时间。吉林油田二氧化碳无水蓄能压裂技术已成功应用于致密油井,二氧化碳无水蓄能压裂后产油量均较压前有显著提高,6口井压后平均日产油是同区块常规重复压裂的2.7倍。研究结果表明,该二氧化碳无水蓄能压裂参数优化设计方法是合理可行的。      

CO2对高密度水基钻井液性能影响规律及机理分析

准确判断污染物浓度以及其对钻井液影响规律和内在机制是制定有效的CO₂污染防治措施的重要前提,基于酸碱指示变色原理,改进了钻井液中碱度现场定量检测方法,提高测量的准确性和可操作性;采用现场取样跟踪分析以及室内模拟评价相结合的方法,研究了CO₂对高密度水基钻井液流变性和滤失造壁性的影响规律,并从胶体化学的角度出发,开展了CO₂对钻井液黏土胶体颗粒界面Zeta电位、粒度分布以及处理剂吸附影响的实验研究,分析了其作用机理。研究表明,高密度水基钻井液中碳酸根和碳酸氢根存在临界污染浓度,超过此浓度后,钻井液结构黏度和滤失量随其浓度增加而增加;碳酸根和碳酸氢根离子改变了黏土颗粒溶剂化程度和颗粒尺寸,主要表现为黏土胶体颗粒界面电动电势降低、亚微米级粒子减少,粗颗粒增多,黏土颗粒对护胶剂的吸附量减少,导致高密度钻井液黏土颗粒向聚结方向转化并缔合形成三维网络结构的胶凝状态,揭示了宏观性能变化内在机制。      

液态CO2干法加砂压裂增稠剂技术现状及展望

CO_2干法加砂压裂是低压、低渗透、强水敏等非常规储层高效开发的有效措施之一。系统分析了目前国内外液态CO_2干法加砂压裂技术中增稠剂现状,对现有增稠剂分子结构进行分析归类,指出了增稠剂存在的主要技术问题和开发的难点。通过对目前国内液态CO_2干法压裂技术现状和现场试验情况梳理发现:国内液态CO_2增稠剂技术滞后于现场应用,压裂液携砂效率低,影响了压裂施工效果;分析国内外液态CO_2增稠剂研究存在的问题,借鉴现有研究成果,依据CO_2分子结构特征和理化特性,构建能使液态CO_2高效增黏的新型增稠剂分子结构,合成高质量的液态CO_2增稠剂,是实现液态CO_2干法加砂压裂的技术关键。在现有技术条件下,建议将液态CO_2干法压裂技术与常规无水压裂技术结合,既发挥了液态CO_2干法压裂技术优势,又实现了高砂比对压裂施工技术要求,满足非常规储层压裂开发需要。     

CO2驱油与埋存研究进展

详细介绍了CO2驱油与埋存研究的现状。目前CO2驱油在国外已取得较好的经济效益,在国内正在进行矿场先导试验。而CO2埋存在国内外均处于探索阶段。CO2驱油与埋存研究中存在的问题主要包括提高采收率方面的扩大波及体积等关键问题、CO2埋存介质和方法的选择、CO2驱油对地层的伤害、CO2驱油与埋存的气源问题、CO2驱油与埋存产业协调和整体规划5大方面。指出了该项研究的发展趋势。     

超临界CO2压裂技术现状与展望

以水基压裂液开发非常规油气过程中所面临的问题为背景，总结了超临界CO₂压裂技术的独特优势、技术特点、工艺流程及其作业机制。全面分析了超临界CO₂压裂技术的起源、超临界CO₂压裂岩石起裂机制、缝内携砂规律、井筒流动与控制、压裂设备及现场试验等研究发展现状，得到了当前阻碍该技术工业化应用的关键问题，并给出了相应对策。针对超临界CO₂压裂岩石起裂机制的研究多为现象性描述，未来应重视理论分析与模拟实验相结合，给出定量评价方法；超临界CO₂缝内携砂能力的研究除了加强增黏剂方向的攻关力度外，研发纳米纤维实现物理增黏、开发新型低密度支撑剂、提高施工设备技术参数等也是有益的工作。未来超临界CO₂压裂技术将逐渐由直井单层压裂向水平井多级压裂发展并与连续油管拖动压裂相结合，逐渐满足页岩气、煤层气、致密砂岩气等非常规油气的规模化开发需求。