煤层压裂用压裂液性能室内实验评价研究

煤层气开发生产中,对煤层进行压裂改造是一个关键环节.为此对在煤层进行压裂改造时所用的压裂液性能进行了室内实验评价,其内容包括①改性胍胶、线性胶压裂液流变性与破胶性能研究;②有机硼交联冻胶压裂液流变性与破胶性能研究;③氮气泡沫压裂液流变性、破胶性能研究.结果认为泡沫压裂液是煤层气压裂用理想的工作液;泡沫质量、稠化剂浓度是影响泡沫压裂液流变性能的主要因素;线性胶和弱交联水基压裂液是煤层气用压裂液体系的补充;建议现场用泡沫压裂液稠化剂选用0.3%浓度、泡沫质量选择70%～75%;压裂液配制与实施是压裂施工的重要环节,建议在施工中加强压裂液现场质量控制、添加剂质量检测和压后排液管理,以确保压裂施工质量.     

CSGT-180A压裂液自动控制混配车(橇)的研制

针对目前我国各大油田普遍采用配制水基基液方法工艺技术落后,劳动强度大,配液速度慢,配制的基液粘度低、波动大,基液中稠化剂和各种液体添加剂分散不均,以及配液质量差、浪费大的问题,研制了CSGT-180A压裂液自动控制混配车。该混配车与压裂设备现场配套作业,解决了从配液站向施工现场运送压裂液的数量和质量问题,大大提高压裂施工改造效果,节约大量压裂综合成本,减轻环境污染。现场试验及应用表明,该混配车工作可靠,运转平稳,能够连续配制基液,可根据生产要求随时调节工作参数,满足生产需要。     

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.     

高温海水基压裂液研究及应用

通过室内实验研究,得到了适合海上高温深井压裂的高温海水基压裂液,其耐温达160℃,可以用矿化度40 000mg/L以内的过滤海水直接配制;合成了含有羟丙基和磺酸基的耐盐稠化剂PA-SRT,并通过核磁共振方法进行了表征。通过使用溶解促进剂使耐盐稠化剂5 min内黏度可达到最终黏度的80%,满足连续混配装置和增产作业船的使用要求。在国内某油田153℃油井压裂施工中成功应用,压裂液采用过滤海水直接配制,用液量565.2 m~3,加入支撑剂39.69 m~3,支撑剂质量浓度最高为491 kg/m~3。说明该高温海水基压裂液综合性能达到了现场应用的要求。     

FEASIBILITY STUDY ON THE CYCLIC APPLICATION OF ANIONIC SURFACTANT FRACTURING FLUID

阴离子表面活性压裂液在低渗透砂岩储层改造中增产效果显著,由于成本较高限制了大规模推广应用.从室内和室外取样进行研究,阴离子表面活性压裂液变速剪切性能、黏温性能等实验显示:不同剪切速率下的阴离子表面活性压裂液停止剪切后,其黏度迅速恢复至原来数值,具有较好的变速抗剪切特性;升降温度实验测得阴离子表面活性压裂液在80℃左右黏度最高,温度升降对其黏度影响不大;长时间放置的阴离子表面活性压裂液,机械杂质对其黏度基本没有影响,证明该类液体具有循环应用的物质基础.现场回收的阴离子表面活性压裂液耐温及伤害性能检测显示:回收液体的黏温曲线变化同初始配制的该类液体黏温曲线差别不大,均能够满足携砂要求;回收液体对储层基质伤害程度同初始液体相近.现场应用证实,回收液体能够满足压裂施工要求,可以有效降低施工成本.     

速溶海水基压裂液在渤海油田的应用

针对渤海L油田的高孔、高渗、疏松砂岩储层特点,开发了一套速溶海水基压裂液,进行了速溶性、耐温耐剪切性、滤失性、破胶性能和岩心伤害性能评价。实验结果表明: SWF-SRG在海水中溶胀5 min溶解率达到92.3%,满足连续混配配液的要求;形成的速溶海水基压裂液在储层温度下剪切120 min后黏度大于50 mPa·s,满足现场压裂施工携砂的要求;该压裂液具有较高的造壁滤失系数、易破胶、储层伤害率低的优点,适合海上疏松砂岩压裂。速溶海水基压裂液连续混配压裂在L油田成功应用,最大配液速度达4.3 m3/min,最高砂比60%,最大加砂量51.1 m3,施工成功率100%,大幅提高了海上压裂施工效率。为海上大规模压裂提供了技术支撑。     

水基压裂液现场质量控制技术

压裂液性能的主要影响因素是水中的细菌、铁离子、磷酸盐、温度、pH值、硬度、密度和固相。介绍了压裂液基液和交联液的配制技术及配液的质量控制方法。最后列举了现场配液中常见的一些问题及其解决方法。     

混砂车附加配制压裂液装置

目前大庆等油田,大量使用非速溶田菁干粉配制的水基压裂液。压裂液配制的工作需在专门的配液站进行,配制后的压裂液用罐车运往现场使用。当在油田边远井(包括外围探区井)进行压裂施工时,罐车往返拉运压裂液的费用是相当可观的,约占施工成本的4.9％。为了解决这个问题,我们在     

压裂液技术研究新进展

压裂已经广泛应用于增产当中,压裂液的性能在作业中起到至关重要的作用,压裂液存在着破胶难,污染环境,污染储层,抗温抗盐性能差的问题,为此,在研究大量文献的基础上,回顾了压裂液技术的发展和现状,总结了适合不同地层条件的国内外压裂液新技术,以及现阶段存在的问题,展望了未来的发展方向。研究结果表明,目前仍是以聚合物增黏剂为主的水基体系,并且研究出了抗高温清洁压裂液、微束聚合物压裂液、无聚合物压裂液以及新型原油基压裂液等等。水基压裂液残液五步处理法,在现场应用效果明显.残渣、破胶性能、相容性、水锁伤害是储层伤害的主要原因。压裂液将主要朝着地层伤害小、抗温抗盐、地层适应性强、环境友好的方向发展：,     

二氧化碳水基复合压裂液体系性能评价

针对二氧化碳干法压裂需要密闭、带压添加材料给施工带来的成本高、砂比低、规模小、难度大问题，郑焰等提出了二氧化碳准干法压裂技术并开展了试验应用，但施工过程中如何精准控制液体参数是影响该技术顺利实施的关键，需要不断优化。本文研究了立足常规装备、常压条件下以二氧化碳为主（>70%）的压裂液技术（二氧化碳水基复合压裂液技术）的合理配比及稠化性能影响的主要因素，采用二氧化碳可视配样器配液，观察陶粒沉降方法判断液态二氧化碳稠化情况及水基连续黏度测试方法，研究了水基、液态二氧化碳两种液体增稠剂的相互作用，水基占比、温度对二氧化碳水基复合压裂液稠化性能影响规律。研究结果表明，2%的AF-2二氧化碳、2%的AF-6水基增稠剂可以使液态二氧化碳、水稠化并达到稳定悬砂能力，两种增稠剂同时添加无相互影响。二氧化碳水基复合压裂液在水基占比30%以下、5℃以上稠化速度较快，能稳定悬砂，现场试验顺利，最高砂比达35%。     

DG2井压裂液加重技术

DG2井压裂层段6 433.50~6 441.00 m,地层温度174.5 ℃,采用常规密度压裂液预计地面施工压力将达140 MPa以上,超过目前压裂设备、高压管汇和压裂井口最高140 MPa的额定工作压力极限。为了完成该井的压裂施工任务,从施工设备、高压管汇和井口均按140 MPa的承压能力进行配套,并通过室内试验优化,研究出了密度大于1.40 g/cm3的加重压裂液配方及现场配制工艺,使得该井压裂改造得以顺利实施,获得了超高地面施工压力压裂施工的宝贵经验。     

一种高性能有机酯前置酸加砂压裂隔离液体系

前置酸加砂压裂工艺技术在油气田现场增产改造作业中已进行了大量应用,并取得了较好的增产效果,但同时也暴露出了在压裂注入过程中前置酸与压裂液接触提前破胶等问题。为此,根据前置酸加砂压裂工艺技术的要求,从确保施工成功、提高增产效果出发,提出了采用前置酸加砂压裂隔离液隔离前置酸和压裂液技术,通过理论分析和实验研究,优选出了有机酯类物质作为前置酸加砂压裂隔离液体系主剂,提出了高性能有机酯前置酸加砂压裂隔离液配方和制备方法。对系列实验评价分析结果的研究表明,所提出的有机酯前置酸加砂压裂隔离液体系能较好满足前置酸加砂压裂要求,有效隔离前置酸液和压裂液,提高了施工效果。     

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低渗储气藏通常具有低孔、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。文章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N₂增能水基压裂液进行了大量的室内研究，尽可能降低由于压裂液侵入储气层而造成的伤害。同时，通过现场实施表明，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。     

压裂防砂技术

压裂防砂技术是一项新技术,具有防砂和增产的双重作用.详细介绍了胶液充填压裂防砂和盐水充填压裂防砂2种压裂防砂技术,其中着重论述盐水充填压裂防砂技术.通过表皮因子统计分析比较2种技术的现场应用效果,并从导流能力、油层特征及施工限制角度确定选井条件,最后阐明2种压裂防砂技术具有同样良好的生产效果,一般来说胶液充填压裂防砂适用于低渗透率油层和射孔段大于15 m的薄砂页岩层序油层;盐水充填压裂防砂适用于油层接近油水、油气界面,大斜度长井段和高温油藏.因此,科学选井是其施工成功的关键之一.     

八角场气田大型加砂压裂工艺实践

针对低渗低孔高压、砂体厚度大和储集丰度低的八角场气田，大型加砂压裂是勘探开发该气田的有效手段，而如何成功有效地进行大型加砂压裂作业就成了工作的重中之重。一方面，大型加砂压裂作业成功有两大难点：①由于储层是典型的低渗低孔高压储层，裂缝的增长速度快，动态缝宽窄，加之砂体厚度大，为确保支撑剂顺利进入储层，需要大排量施工；②压裂规模大，作业时间长。另一方面，大型加砂压裂作业有效，需有机地匹配和优化储层、压裂液和工艺，并系统地控制压裂质量。文章以角X井为例，拟就储层概况、测试压裂、设计优化、压裂质量控制等方面分析如何优质完成大型加砂压裂工程，从而提高压裂施工效果，优化投入产出。     

低成本加重瓜胶压裂液的性能与应用

为了降低高密度加重压裂液成本,室内试验筛选了一种无机盐加重剂,使得压裂液的密度达到1.32 g/cm3,比氯化钾加重压裂液最大加重密度（1.15 g/cm3）大幅提高,与溴化钠加重压裂液相比,相同密度压裂液可节约加重剂成本3000元/m3左右。介绍了无机盐加重瓜胶压裂液的性能,现场实施5井8层,施工成功率100%,有效率100%,压裂试油产量均增加2倍以上,其中2口井天然气产量突破百万方,改造效果显著,可满足塔里木油田库车前陆冲断储层压裂地质特征和压裂工艺的要求,为该区块通过压裂改造大幅提高单井产能实现效益开发提供了有力的技术支撑。     

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。     

粘弹性清洁压裂液的作用机理和现场应用

常规水基压裂液破胶后具有较高的残渣量,对支撑裂缝伤害较大,在一定程度上影响了油气田的产量.研究开发出了新型的VES清洁压裂液体系,它是由VES粘弹性表面活性剂和水或盐水组成.该压裂液集粘弹性、抗剪切性、自动破胶性于一体.通过分析VES清洁压裂液的粘弹性形成机理、抗剪切机理、携砂机理、破胶机理、滤失机理、伤害机理,表明粘弹性清洁压裂液具有独特的分子结构和独特的流变性能,它具有配制简便,使用添加剂种类少,不存在残渣,对储层伤害小等特点.现场实验表明,清洁压裂液具有破胶性能,施工摩阻低,携砂能力强,可有效地控制缝高.与使用水基压裂液的邻井相比,粘弹性清洁压裂液压裂施工后增产效果明显.     

油气藏酸压工艺技术现状与发展

酸压是油气藏增产、注水井增注的重要措施,在油气田开采中得到了广泛运用。酸压效果的成败取决于对地层因素的认识和合理的选择酸液体系及酸压工艺。介绍了目前国内外所应用的酸液体系类型及酸压工艺技术,对各种酸压工艺方法、原理、特点及适合酸压的地层因素进行了分析,总结了目前酸压的经验和存在的问题。酸压将会在水平井,复杂砂岩储层的改造工艺中得到普及。建议在以后的工作中加大针对不同物性的储层进行酸液、工艺的优选研究,以达到最佳的改造效果。