致密煤岩气藏压裂液损害实验评价

致密煤岩气藏必须采取增产改造措施才能获得经济产量。部分煤层气井在压裂施工后,未达到理想产量,主要原因之一是压裂液对储层的损害。国内外开展压裂液对煤岩储层损害评价时,多采用煤粉压制的人造岩心,不能真实反映煤岩储层天然结构特性。文中以宁武盆地致密煤岩为研究对象,钻取柱状煤岩样品,开展了盐敏和压裂液损害评价实验。盐敏实验确定实验用KCl溶液的质量分数为1%。压裂液损害实验表明,活性水压裂液、清洁压裂液A、离子平衡压裂液的平均损害程度分别为46.61%,39.12%,85.42%,煤样与这3种压裂液作用后接触角减小、亲水性增强、压裂液返排困难;而弱酸性清洁压裂液B使煤样渗透率平均提高了46.57%,亲水性减弱。综合分析认为,损害煤岩储层的主要机理是亲水性压裂液吸附导致的煤岩基质膨胀。该研究方法及获得的认识对致密煤岩气藏压裂液设计具有借鉴意义。     

不同压裂液对大庆外围扶杨储层孔隙喉道伤害机理研究

不同压裂液体系对大庆外围致密油储层孔隙喉道具有不同的敏感性。基于X射线衍射、薄片鉴定等技术对区块储层的宏观和微观孔隙结构特征进行表征,分析了储层潜在敏感伤害特性,通过岩心驱替伤害试验,进一步评价了表面活性剂、高分子聚合物、胍胶3种压裂液基液与破胶液对储层岩心的伤害,并使用岩石润湿性测定、CT断层扫描和电镜扫描等方法,厘清了不同压裂液对2个区块致密油储层孔隙喉道微观伤害机理。结果表明,大庆外围致密油储层黏土含量高,易引起水敏、速敏;陆源碎屑中岩屑含量比较高,长石含量少,胶结物以方解石或方解石+黏土为主,储层孔隙结构性质差。3种基液对致密油储层均存在伤害,伤害程度依次增加,3种压裂液的破胶液对2个区块的孔隙和孔喉伤害率分别为45.11%和16.02%、34.57%和7.45%、13.06%和6.49%。实验结果为优化大庆外围致密油区块压裂液体系配方提供依据,可降低压裂液对致密油储层的伤害,提高大庆油田致密油藏的有效动用。     

高含水饱和度致密砂岩气藏压裂液实验评价

低渗致密气藏通常具有低孔、低渗、异常地层压力、强水锁等地质特征和最大的储层损害潜力,致密砂岩气藏自然产能普遍较低,通常需要实施水力压裂等增产措施才能经济有效地进行开发。在充分认识储层地质特征的基础上。针对四川盆地三叠系须家河组致密砂岩气藏,就1号和2号两种压裂液对储层的损害情况进行了评价,并对2号压裂液进行了大量的室内实验。通过对其配方甲醇加量的优化,优选出适合上三叠统须家河组储层的压裂液配方.     

页岩油储层聚合物压裂液伤害机理研究

聚合物压裂液已在页岩油储层改造中得到了广泛应用,但其对储层的伤害机理还不明确.本文以鄂尔多斯盆地页岩油储层为研究对象,改性聚丙烯酰胺为主体,开展聚合物压裂液破胶液对页岩油储层裂缝渗透率的伤害实验,并辅以其他相关实验,以期明确聚合物型压裂液对页岩油储层的伤害机理.     

致密砂岩储层压裂液损害机理探讨

大牛地气田储层为典型的致密砂岩储层,自然产能低。在压裂过程中,压裂液不可避免地进入储层．造成储层损害从而影响压裂效果。文中针对工区低孔、低渗、低压、黏土矿物丰富、毛细管力高、局部存在超低含水饱和度等特征,开展了压裂液室内评价实验,深入分析了液相圈闭、固相侵入、黏土矿物运移、敏感性损害、压裂液与储层的配伍性等因素对储层损害的影响。实验表明：液相圈闭和固相损害是造成储层损害的主要原因;毛细管自吸、黏土矿物运移、碱敏和固相沉积等加剧了液相滞留和孔喉堵塞,减小了孔喉有效渗流,使得储层渗透率下降;储层物性越差,非均质性越强,液相滞留越严重,造成储层损害严重．返排效果越差,     

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...     

压裂液对储层的损害及其抑制方法

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。研究了压裂液对裂缝损害因素及其抑制方法。压裂使用的破胶剂与聚合物的反应是随机的,不能使聚合物彻底降解,只能形成结构复杂、大小不等的仍有堵塞作用的聚合物碎片,而且反应动力学规律决定了裂缝闭合前聚合物总会有不同程度的降解,影响压裂液的粘弹性和携砂能力。防止方法:使用过氧化物、普通酶、特效酶破胶剂(胶囊化延迟破胶)和低浓度(聚合物浓度≤0.3％)压裂液,可使聚合物彻底降解。滤液损害是通过液相水锁降低基岩中油气的相对渗透率。防止方法:使用表面活性剂降低表面(或界面)张力;用阳离子表面活性剂增加接触角(接近90°);防止裂缝壁及其附近被堵塞,降低末端毛管阻力抑制水锁。根据模拟计算结果,防止基岩堵塞产生的末端毛管效应,对抑制永久性水锁具有重要的作用。     

致密油藏碳化水驱提高采收率方法

目前,国内尚无碳化水驱研究报道,国际上碳化水驱研究仅针对中高渗、低渗油藏。为此针对致密油藏,首次研究碳化水和碳化水+表面活性剂驱提高采收率的可行性。基于长庆油田M区致密储层,开展了碳化水驱、CO_2水气交替注入、表面活性剂驱、碳化水+表面活性剂驱室内实验,明确碳化水驱的增油潜力,证明碳化水驱提高致密油藏采收率的可行性。实验结果表明,碳化水驱比水驱增加7%的采收率,比CO_2水气交替注入增加3%的采收率;碳化水+表面活性剂驱开发效果最好,比水驱增加10%的采收率。针对表面活性剂驱、碳化水驱、碳化水+表面活性剂驱进行数值模拟研究,并与室内实验结果进行对比,结果表明,常规组分模型普遍高估碳化水驱开发效果,通过引入亨利定律和表面活性剂驱模型,能够较为准确地预测碳化水驱的开发效果,与实验结果相比误差低于1.2%。     

致密砂岩油藏吞吐水驱开发微观孔隙动用特征

致密储层注水开发过程中注水困难、能量补充不足、产量迅速下降,需要研究经济可行的补充地层能量的致密油藏开发方法.通过开展岩心在线核磁共振扫描驱替实验分析连续水驱和吞吐水驱不同孔径孔隙中原油动用及剩余油分布特征,研究吞吐水驱的最佳吞吐次数.研究表明:鄂尔多斯盆地A83区块长8储层样品初始状态下原油主要赋存在中、大孔隙(0....     

清洁压裂液破胶液驱油体系实验研究

文中针对清洁压裂液返排液难处理的问题,对清洁压裂液返排液重复利用技术进行了研究。在评价破胶液基本性质的基础上,对清洁压裂液破胶液体系降低界面张力、乳化能力、改变岩石润湿及提高采收率等性能进行了评价。结果表明:在某低渗油藏条件下,该体系能有效降低界面张力至10~(-3)~10~(-2)m N/m数量级;该体系乳化能力较好,润湿性能优良,其动态饱和吸附量为8.09 mg/g,且水驱后动态滞留量仅相当于动态饱和吸附量的1/4~1/3。室内岩心模拟驱油实验表明,该体系在最优注入方案条件下实现采收率增值10.04%,说明该体系能够满足低渗油藏压裂后进一步提高采收率的要求。     

适合致密油藏的低伤害可回收清洁压裂液体系

为了降低致密砂岩油藏压裂施工的成本和环境污染风险,提高压裂液的利用效率,以脂肪酸、二甲氨基丙 二胺、二氯异丙醇、非离子表面活性剂、多组分有机溶剂等为原料,制得新型复合表面活性剂（GEMR-2）,将其与 有机酸盐调节剂复配制得适合致密油藏的低伤害可回收清洁压裂液体系。室内对压裂液的携砂性、破胶性、对 岩心的伤害性、可回收等综合性能进行了评价,并成功进行了现场应用。结果表明,该压裂液体系的耐温抗剪切 性能良好,在80 ℃、170 s^-1的条件下剪切120 min 后的黏度仍能达到50 mPa·s 以上。压裂液的携砂能力较强,并 且可以迅速破胶,破胶液的残渣含量低于1.5 mg/L,界面张力较低。该压裂液破胶后对储层天然岩心渗透率的 伤害率低于5%,具有低伤害的特点。使用破胶液重复配制的压裂液仍然具备较强的耐温抗剪切性能,具有良好 的可回收重复利用性能。在ZM-12 井使用低伤害可回收清洁压裂液体系的施工过程顺利,压裂增产效果显著, 现场返排液重复配液性能较好,节约了大量的水资源。     

瓜胶压裂液携砂微观机理研究

通过对瓜胶压裂液进行静态支撑剂沉降实验、动态黏弹性测试、屈服应力测试、分子结构表征,研究了瓜胶压裂液的宏观性能、分子结构与压裂液携砂性能间的关系。支撑剂沉降实验表明,压裂液黏度的变化与支撑剂沉降速率呈非线性关系,用黏度指标很难准确表征压裂液的携砂性能。动态黏弹性测试表明,压裂液损耗模量的增加有利于降低支撑剂沉降速率,而储能模量的大幅度提高赋予流体弹性特征,这才是支撑剂能够长时间保持均匀悬浮状态的根本原因。压裂液微观结构分析表明,压裂液基液具有杂乱、松散、多孔洞的网络堆砌结构,而交联压裂液具有均匀、紧密的整体堆砌结构,该结构赋予交联压裂液弹性,使其携砂能力发生本质变化。     

致密碎屑岩气藏低伤害压裂液的研究与应用

随着川西蓬莱镇组气藏开发的深入,地层能量不断下降,压裂过程中返排率低,压裂液滤液侵入地层,伤害严重,制约了浅层蓬莱镇组气藏的高效开发。为了降低压裂液对储层的伤害,提升气藏的开发效益,在对压裂液性能需求进行研究的基础上,提出了降低压裂液对储层伤害的技术对策,形成了适合于川西浅层蓬莱镇组气藏的超低浓度稠化剂压裂液体系和线性自生泡沫压裂液两套低伤害压裂液体系,并在川西蓬莱镇组进行了推广应用。返排率分别达到了65.1%和61.9%;压后平均产能分别为0.81×104m3/d和1.45×104m3/d,取得了明显的增产效果。     

协同增效低伤害复合压裂液研究

为了克服单一稠化剂在应用中的缺陷,将羟丙基瓜尔胶(HPG)与聚丙烯酰胺(PAM)复合作为稠化剂,氧氯化锆为交联剂,制得复合压裂液。对制得的压裂液耐温抗剪切性能、滤失性能和岩心伤害性能等进行评价。结果表明,该压裂液性能优越,滤失系数低于10×10-4m/min0.5,破胶液残渣含量低于200 mg/L,对岩心基质伤害率小于10%。说明HPG与PAM复配具有很好的协同增黏效果。     

巴喀区块致密砂岩气藏压裂改造技术与现场试验

巴喀下侏罗统气藏具有埋藏深、高温、高压和岩性致密的地质特点,单井自然产能极低,绝大多数气井都需经过压裂改造才能获得工业产量。该文根据气藏特征,分析了压裂改造技术的难点,探索出了高温降阻延迟交联压裂液体系与大排量、大规模、中高前置液、中高砂比、组合粒径加砂的压裂工艺技术,该技术体系应用于巴喀区块致密气藏取得了显著的增产效果和较好的经济效益。     

致密气藏防水锁易返排滑溜水研究与应用

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。     

致密气藏防水锁易返排滑溜水研究与应用

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。      

玛湖井区低伤害滑溜水压裂液性能评价

玛湖1井区百口泉组为典型的低孔低渗致密油储层.该井区大规模水力压裂面临3大难题,如压裂液减阻效果差、对储层伤害大;水资源匮乏,油田污水处理困难;缝间剩余油分布,采收率有待提高.针对这些问题,以羟甲基苯乙烯、醋酸乙烯酯、丙烯酰胺、聚乙烯基苄基三甲基氯化铵等为原料,通过分散聚合法制备了减阻剂(JHFR),将其与多功能添加剂...     

超分子压裂液体系的研制及评价

为解决现有交联压裂液抗剪切稀释性差、仅靠高黏度携砂,且残渣含量高易造成储层损害等问题,利用超分子聚合物化学原理,设计和制备出了一种超分子聚合物稠化剂,并研制出了配方简单、无需交联的超分子聚合物压裂液,并对其流变性、静态悬砂性、破胶性、静态滤失性和岩心基质伤害率进行了评价。结果表明,该压裂液体系在130℃、170 s-1剪切2 h后黏度可保持在140 m Pa·s;支撑剂的24 h和48 h沉降速率分别为3.7×10-4 mm/s和5.6×10-4mm/s;在80℃时加入0.05%的破胶剂过硫酸钾,2 h破胶后,破胶液黏度为1.32 m Pa·s,破胶液表面张力为25.23 m N/m,破胶液透明、基本无残渣;初滤失量为2.32×10-3 m3/m2,滤失系数为1.86×10-4 m3/min0.5,滤失速率为3.23×10-5 m/min,压裂液滤液对岩心基质的伤害率为10.8%。室内评价结果证明,该超分子聚合物压裂液体系满足致密气藏使用要求。     

CO2混相压裂液对低渗透储层岩心的微观作用机理

为明确CO₂混相压裂液与储层岩心的作用机理,以柳赞断块储层岩心为实例,利用岩心驱替、SEM、XRD和CT 等实验方法开展 CO₂混相压裂液体系中不返排酸、CO₂+增溶剂(或缩膨剂或降黏剂)在地层压力和地层温度下与岩心相互作用前后岩心孔隙结构、岩心矿物成分及渗透率的变化规律实验。研究表明：不返排酸和CO₂与不同水溶性添加剂混合形成碳酸溶液均具有溶蚀长石和黏土矿物的作用,且优先溶蚀长石,溶蚀后可生成高岭石和石英等矿物,其中不返排酸的溶蚀作用最强,其次是CO₂与增溶剂混合液、CO₂与降黏剂混合液;CO₂混相压裂液注入前后液测渗透率与气测渗透率呈相同的增大趋势,且液测渗透率增大幅度随气测渗透率的变化关系表现为很强的乘幂关系。该研究成果对CO₂混相压裂提高采收率技术提供一定的技术支持。