页岩气井压裂后焖排模式

页岩气井水力压裂过程中注入液量大,但压裂后返排率往往较低,滞留压裂液对储层的影响仍不清晰。针对该问题,选取永川新店子构造YY1井龙马溪组的岩心,开展压裂液渗吸实验,并对比渗吸前后岩心物性、孔隙结构特征及电子显微镜下微观结构等参数的变化规律。实验结果表明：永川新店子构造岩心压裂液渗吸后,岩心平均孔隙度增大了50%,平均渗透率增大了25%,气体吸附量减少了35%,比表面积降低了40%;岩心沿层理方向产生了新的裂缝,并随着渗吸的持续进行,裂缝发生扩展和延伸,逐步沟通裂缝网络,增大了液体的渗吸面积;通过YY1HF井的现场试验发现,焖井30 d后再控产（6万m³/d）试采,产液量大幅度降低,气井生产稳定。研究认为,压裂后焖井有利于改善储层物性,增加渗流通道,压裂后返排应由小到大逐级控制油嘴排液,以提高气井采收率。     

大牛地气田长水平段水平井分段压裂优化设计技术

针对大牛地气田长水平段水平井压裂段数多、缝间干扰严重、压裂液滞留地层时间长且滤失量大、对地层伤害大、排液周期长等问题,采用油藏数值模拟、裂缝模拟及室内试验等技术手段,优化了裂缝参数、布缝方式、分段压裂工艺与施工参数,研究了压裂液同步破胶方法,形成了长水平段水平井分段压裂优化设计技术。该技术在大牛地气田进行了广泛的现场应用,盒1层21口水平段长度超过1 000 m的气井压裂结果表明:裂缝间距优化合理,后期生产没有出现明显的缝间干扰现象;施工参数与地层匹配性好,工艺成功率100%;压裂液同步破胶取得明显成效,基本达到同步破胶的目的;降低了地层滤失,提高了排液效果,压裂后自喷排液率达到50.0%以上;压裂措施有效率100%,平均产气量4.5×104 m3/d,产量增幅明显。现场应用分析表明,长水平段水平井分段压裂优化设计技术可大大提高大牛地气田特低渗透致密砂岩气藏的开发效果。      

致密砂岩储层清洁压裂液返排液驱油实验研究及应用

清洁压裂液广泛应用于致密砂岩储层水力压裂施工中,而压裂施工后产生的大量清洁压裂液返排液具有处理难度大、回收利用率低以及环保压力大等问题,为实现清洁压裂液返排液的合理重复利用,以现场清洁压裂液返排液作为驱油剂,室内评价了其界面性能、润湿性能、乳化性能以及降压增注性能,并开展了驱油实验研究。结果表明:当清洁压裂液返排液质量分数为0.10%～0.15%时,可以使油水界面张力值降低至10-3m N/m数量级,具有良好的界面活性;能使储层天然岩心表面的润湿性转变为亲水性,具有良好的润湿反转性能;可以使油水乳状液的析水率控制在30%以下,具有良好的乳化性能;能使天然岩心注入压力降低率达到50%以上,具有良好的降压增注效果。岩心模拟驱油实验结果表明,注入0.5 PV质量分数为0.10%～0.15%的清洁压裂液返排液后,能使天然岩心水驱后的采收率提高12%以上,具有良好的驱油效果。矿场试验结果表明,实施现场清洁压裂液返排液驱油措施后,目标区块生产井的产油量明显提升,含水率下降,取得了显著的增油效果。     

东胜气田锦30井区变黏压裂液体积压裂技术

东胜气田锦30井区主要目的层盒1段为致密低渗砂岩气藏,储层非均质性强,长缝压裂改造效果差。开展了缝网体积压裂适应性评价和岩心裂缝扩展规律研究,明确了形成复杂缝网的主控因素,并通过数值模拟优化压裂施工参数。研究表明:锦30井区盒1段储层脆性指数高、天然裂缝发育、两向应力差异小,低黏液和大排量施工易形成复杂缝;施工排量8~10 m3/min、液量700~800 m3、变黏压裂液组合为10 mPa · s+100 mPa · s、前置液比例50%~55%、平均砂比20%~22%时,压裂裂缝复杂程度高、改造体积大。现场应用34口直/定向井,压后平均产量1.85×104 m3/d,较长缝压裂提高68.2%,证实了变黏压裂液体积压裂技术在锦30井区具有良好的适应性,可进一步推广。     

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。     

高温防水锁低伤害压裂液技术

川西须家河组气藏具有埋藏深、温度高、储层具有中等水敏和强的水锁特征,且发育一定的天然裂缝,从储层特性和压裂工艺分析了对压裂液的性能要求,对研制出的XC须二储层120～140℃的压裂液体系进行了性能评价,该体系在120℃下,剪切210 min黏度为62.8 mPa·s,防膨率为81.25%,岩心伤害率为15%,滤失系数为8.4×10-4m/min-1/2,与常规压裂液体系相比,水锁伤害后渗透率恢复率提高了20%,性能达到国外压裂液水平。在X10井须二段应用,顺利完成83.2m3支撑剂的大型加砂压裂,压后开井排液10 h返排率为61%,31h返排率为81.3%,返排速度远高于同类井采用国外公司液体的情况（63 h的返排率为76%）,压后测试天然气产量2.140 2×104m3/d,水产量31.2m3/d（油压11.8 MPa,套压13 MPa）,增产明显。     

低伤害压裂液性能研究及在鄂尔多斯盆地致密砂岩气水平井压裂中的应用

某水平井位于鄂尔多斯盆地某致密砂岩气区块,该井太2段以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主,平均孔隙度为8.65%,平均渗透率为0.651 m D,储层压力系数0.9~1.0,温度55℃。该类储层存在压裂液破胶难度大、压后返排困难、压裂液对地层伤害大等问题。针对该类储层特征,优选了低伤害胍胶压裂液配方,室内研究表明,该压裂液体系各项性能良好:在170 s-1,55℃,剪切2 h,黏度大于50 m Pa·s;55℃下破胶1 h,破胶液黏度在5 m Pa·s以下;表面张力19.66 m N/m;防膨率92.64%;岩心基质渗透率损害率为13.34%。该井使用连续混配装置进行配液施工,现场施工情况表明,压裂液性能良好,施工压力稳定。压后1 h快速放喷返排,返排效果良好,压后增产效果显著。     

页岩气井压裂液返排对储层裂缝的损害机理

为了弄清压裂液返排过程中对页岩气储层裂缝的损害机理,选取四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组页岩和压裂返排液,利用压裂返排液对造缝岩样开展压裂液返排和气驱压裂液实验,监测压裂液返排流动阶段的岩样液相渗透率、返排液固相粒度分布和浊度变化,对比压裂液气驱前后的气测渗透率,分析压裂返排液对页岩气储层中裂缝的损害机理与损害程度。研究结果表明:(1)压裂返排液作用后,页岩渗透率损害率介于53.1%～97.6%,返排液固相粒度区间显著缩小,液相滞留所造成的相圈闭损害、固相残渣堵塞、气相携液诱发微粒运移和盐结晶是其主要的损害方式;(2)气相流阶段,渗透率损害率降至23.1%～80.2%,滞留液相损害有所缓解,但固相残渣堵塞和返排液在裂缝面的盐结晶损害仍然难以避免;(3)基于页岩气井压裂液返排过程中对裂缝的损害机理,考虑到返排液的处理难度及其对储层裂缝的损害,建议应积极发挥压裂液的造缝能力,优化压裂液性质与用量,尽量做到不返排或少返排压裂液。     

压裂气举快速返排一趟管柱技术

在吐哈油田特低渗透油藏区块深井压裂时，压裂液的返排率平均只有14％，严重影响压裂效果。通过研制承高压的气举阀和工作筒，可实现压裂施工后不动管柱，并通过增大排液压差，及时进行气举排液作业。该技术在吐哈及塔河油田施工200余井次，最高施工压力107MPa，在3000m井深，51／2。套管油井中，平均返排时间8h，平均返排率上升到了52％，显著改善了压裂效果。     

苏里格气田压裂返排液回用技术研究与应用

根据苏里格气田压裂返排液的特点和回用配制压裂液对水质的要求,形成了一套以“预处理—混凝沉降—两级过滤—杀菌抑菌”为工艺路线的压裂返排液处理技术。经处理后的返排液固体悬浮物小于20 mg/L,钙、镁离子含量小于30 mg/L,化学需氧量低于100 mg/L,配制瓜胶压裂液72 h黏度下降率低于20%。处理后的返排液用于配制瓜胶压裂液和聚合物压裂液,其耐温耐剪切性、黏弹性、破胶液性能等各项指标均满足行业标准要求。现场可对各个模块和处理单元进行选择性组合实现快速处理和精细处理,速度为150～300 m3/d。近3年使用处理后的返排液配制压裂液超过3.6×104 m3,应用效果良好。      

页岩气井压裂返排液对储层裂缝的损害机理

为了弄清压裂液返排过程中对页岩气储层裂缝的损害机理,选取四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组页岩和压裂返排液,利用压裂返排液对造缝岩样开展压裂液返排和气驱压裂液实验,监测压裂液返排流动阶段的岩样液相渗透率、返排液固相粒度分布和浊度变化,对比压裂液气驱前后的气测渗透率,分析压裂返排液对页岩气储层中裂缝的损害机理与损害程度。研究结果表明：①压裂返排液作用后,页岩渗透率损害率介于53.1%～97.6%,返排液固相粒度区间显著缩小,液相滞留所造成的相圈闭损害、固相残渣堵塞、气相携液诱发微粒运移和盐结晶是其主要的损害方式;②气相流阶段,渗透率损害率降至23.1%～80.2%,滞留液相损害有所缓解,但固相残渣堵塞和返排液在裂缝面的盐结晶损害仍然难以避免;③基于页岩气井压裂液返排过程中对裂缝的损害机理,考虑到返排液的处理难度及其对储层裂缝的损害,建议应积极发挥压裂液的造缝能力,优化压裂液性质与用量,尽量做到不返排或少返排压裂液。     

清洁压裂液返排液驱油体系性能评价及矿场应用

为实现清洁压裂液返排液体系的重复利用,针对一类新型纳米复合清洁压裂液体系展开室内研究,评价了返排液作为驱油体系的界面活性、润湿性、乳化性能以及吸附性能。在此基础上,对驱油体系提高低渗透油藏岩心水驱后的采收率进行了研究。结果表明:在驱油体系质量分数为0.08%,温度为60℃的条件下,与脱气原油之间的界面张力即可达到10-3m N/m数量级,可以使稠油黏度降低率达到95%以上,并具有良好的乳化性能;驱油体系能够使亲水岩石表面转变为中性润湿;驱油体系中的表面活性剂在岩心中的最终滞留量为2.8 mg/g,而纳米颗粒的滞留量为8.8mg/g。岩心模拟驱油实验结果说明,驱油体系可以使饱和脱气原油低渗岩心水驱后的采收率平均提高17.26%,取得了良好的驱油效果。矿场试验结果表明,增油效果显著。     

低渗透储层压裂液伤害核磁共振评价方法

压裂是有效开发特低渗透储层的重要措施,研究压裂液与储层配伍性是压裂作业的基础与关键.为此,以低渗透储层岩心为研究对象,以核磁共振技术为主要研究手段,对压裂液浸入岩心前后及KCl溶液反排后进行核磁共振测试,对测试结果进行指数拟合和积分运算,得到相应的核磁共振特征参数和流体分布状态变化特征.结果表明,岩心T2均值和束缚水饱和度的变化能够很好地描述压裂液对低渗透储层的伤害类型和伤害程度;醇基胍胶压裂液对所研究岩心的伤害主要是由大分子物质的吸附和滞留引起的,而压裂液滤液的浸入对岩心束缚水的影响很小,平均增幅为1.69%;经KC1溶液反排后,岩心束缚水饱和度基本上恢复到初始值.     

压裂液破胶液对低渗储层伤害机理研究

通过2种压裂液破胶液的岩心伤害、胶团粒径、分子质量、吸附性能等评价,研究了压裂液破胶液对低渗储层伤害的机理。实验结果表明：胍胶压裂液破胶液在未切除和切除10 mm后的岩心损害率分别为27.3%和4.5%,并在岩心端面观察到大量固相残留物;胍胶压裂液破胶液胶团粒径较大,难以进入岩心深部,伤害主要由岩心端面的滤饼引起。聚合物压裂液破胶液在未切除和切除10 mm后的岩心损害率分别为22.2%和15%,在岩心端面和深部均观察到固相残留物;聚合物压裂液破胶液胶团平均粒径较小,易进入岩心深部,在孔喉处吸附滞留,造成低渗储层深部伤害。     

提高低压气藏改造效果的关键技术——以川西LD气田为例

川西LD气田为典型的低压低渗透致密气藏,该类气藏因地层压力低,加砂压裂改造时压裂液滤失量大,返排速度慢,返排率低,导致储层及裂缝受到伤害而影响改造效果,使依靠压裂建产的LD气田的稳产形势面临巨大挑战.通过室内实验,研制了低质量分数的稠化剂增能压裂液体系,降低了压裂液残渣对储层的伤害,结合储层地质特征,在液氮增能设计方法优选及施工关键参数计算方法研究的基础上,形成了液氮增能压裂技术,提高了压裂液的返排速率和返排率,最终形成了提高LD气田低压气藏改造效果的关键技术.现场10口井l8层的应用结果证实,气井返排速率明显加快,压裂后平均测试时间由前期的10 d缩短到2 d,气井见气点火时间明显缩短,平均产气量为0.7623×10(4) m3/d,比2008年增加了0.5495×10(4) m3/d,有效实现了低压气藏低伤害压裂,为低压气藏开发提供了有效手段.     

低伤害压裂液在苏里格气田东区水平井的应用

2010年,苏里格气田东区开始水平井开发试验,由于储层地质条件差,对伤害更为敏感,且多段改造沿用中、西区的常规羟丙基压裂液体系,裂缝和储层伤害大、压后返排困难,压后测试平均无阻流量仅为3.88×104m3/d,改造效果十分不理想。2011年,在前期大量室内研究和现场试验的基础上,分别应用羧甲基胍胶压裂液体系、低浓度羟丙基胍胶压裂液体系、阴离子表面活性剂压裂液体系等三种低伤害压裂液体系开展了8口水平井压裂试验,现场施工顺利,压后返排快,测试平均无阻流量31.63×104m3/d,增产效果明显。低伤害压裂液的试验成功为苏里格气田东区水平井储层改造开辟了新的方向,为苏里格气田增产增效奠定了基础。     

可回收聚合物压裂液体系及其性能研究

为建立压裂返排液的重复利用技术,以聚合物(部分水解聚丙烯酰胺)、助排剂(氟碳表面活性剂)、黏土稳定剂(小分子阳离子聚合物)和有机金属交联剂为原料制得一种可由压裂液返排液配制的可回收压裂液体系,比较了用清水和破胶液(模拟现场返排液)配制的压裂液的各项性能。结果表明,部分水解聚丙烯酰胺在水中溶解迅速,可以满足现场连续混配施工;用清水配制的压裂液耐温(105℃)耐剪切性和剪切恢复性较好,常温下的黏度损失率为57%;压裂液弹性良好;同条件下与清水相比压裂液摩阻降低率大于40%;压裂液在95℃下可彻底破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s,残渣含量为11.7 mg/L,对岩心基质渗透率的损害率为10.94%。在破胶液中添加0.12%稳定剂即可作为配液水重复利用,破胶液配制压裂液的各项性能与清水配制压裂液的相当,可以满足现场压裂施工的需求。     

驱油型可回收清洁压裂液的研制与应用

针对在压裂施工中大量使用的胍胶液体系存在回收利用工艺复杂、成本高、效率低等问题,制备了以近肽链结构的黏弹性表面活性剂为主要成分的高效驱油清洁压裂液体系,研究了压裂液的耐温耐剪切性、抗盐、破胶及驱油性能,并在陇东油田进行了现场应用。结果表明,该压裂液耐温90℃,抗盐可达100 g/L,在压裂液中加入有机酸调节剂可降低配液水矿化度对压裂液黏度的影响。压裂液的携砂性能良好,破胶彻底,破胶液残渣含量为2 mg/L,破胶液与煤油的界面张力可达10-2数10-3m N/m。该压裂液在油田现场成功应用25井次,单井产量是相临井产量的6倍。压裂液返排液经分离沉降等简单处理后即可再次配制压裂液,末端返排液处理后用于驱油,可在水驱基础上平均提高采收率10.67%,大幅降低压裂液对环境的污染。     

低表面张力滑溜水在低压致密气藏中的应用

低压致密气藏储层渗透率低、孔隙度小、压力系数低,普遍存在因压裂液入侵造成的水敏伤害问题。为了降低压裂液对低压致密气藏储层伤害,提高压裂液返排率,筛选一种配方为0.15%减阻剂XY-205+0.1%助排剂XY-120+0.2%防膨剂XY-63的具有低表面张力的滑溜水体系,并考察了该滑溜水的减阻率、防膨率以及对岩心伤害性能,并进行了现场应用。该滑溜水体系的表面张力为20.12 mN/m、与煤油间的界面张力为1.52 mN/m,最大减阻率达到70.58%,对王府区块HG-01井岩心的防膨率达到90%,滑溜水对岩心伤害可降至14.46%。滑溜水在低压致密气藏现场应用3口井,压裂施工顺利,压后见气速度快,排液4 h见气,返排率61%,取得较好的改造效果。     

速溶型低损害疏水缔合聚合物压裂液的研究与应用

常用的胍胶压裂液残渣含量高、对地层损害率大,而大部分粉状聚合物类稠化剂溶解时间较长,无法满足大型压裂连续混配对稠化剂溶解时间的要求。为解决上述问题,以速溶型疏水缔合聚合物GAF-TP为稠化剂、非离子型表面活性剂GAF-2为增效辅剂、GAF-16(季铵盐类)为黏土稳定剂配制了压裂液,优选了压裂液配方,对压裂液的耐温抗剪切能力、岩心损害等性能进行了评价,并在鄂尔多斯盆地某气井进行了现场应用。结果表明,GAF-TP溶解性和增黏能力好于胍胶,溶解时间短,室内常温下的溶解时间为60 s,现场(5℃)溶解时间为1~2min;配方为0.5%GAF-TP+0.3%GAF-2+0.3%GAF-16的压裂液耐温抗剪切性较好,对岩心基质渗透率的损害率和压裂液破胶液对支撑充填层渗透率的损害率均小于10%,对储层的损害小于胍胶压裂液;该压裂液现场施工顺利,压后无阻流量达11.85×10~4m~3/d,返排率达到80%,增产效果显著。