深井压裂液技术的研究及在西湖1井的应用

针对深井压裂施工压力高和地层温度高的难点问题,研究了适合深井压裂的压裂液体系及工艺技术,其中,高温缓释胶囊破胶剂从根本上解决压裂液携砂与破胶的矛盾;酸化预处理技术通过改变近井地带的岩石结构、消除污染来降低地层本身的破裂压力,从而达到降低施工压力的目的.该技术应用于新疆油田西湖1井,并取得了较好的深井压裂效果.     

一种化学生热增能助羟丙基胍胶压裂体系的室内研究

将Na NO2-NH4Cl化学生热体系引入到常规胍胶压裂液体系中,提出一种新型可控型化学生热增能助压裂液体系。通过数字式温度计测量对该化学生热体系生热峰值及达到生热峰值的时间,分别考查了生热剂浓度、催化剂种类及浓度、环境温度的影响。采用冷冻断裂蚀刻透射电子显微镜(FF-TEM)和光学显微镜对交联冻胶压裂液及其破胶后的微观结构进行观察,系统研究了影响压裂液交联和破胶的因素,测定了不同条件下冻胶的流变性能。基于该化学生热助压裂技术的室内研究,证实了Na NO2-NH4Cl可控型化学生热增能助压裂体系用于改善低温低压油层破胶效果的可行性。     

化学自生热压裂液技术研究进展

化学自生热压裂液在低pH值或高温下发生热化学反应生成对地层低伤害的盐溶液和气体,并放出大量的热量,具有生热量大、返排快、储层伤害小等特点,能够有效克服压裂液对地层冷伤害和低温破胶不完全等问题。介绍了氯化铵与亚硝酸钠的生热机理,分析了p H值、反应物浓度、初始温度对压裂液生热量和生热反应速度的影响;根据不同交联剂类型将化学自生热压裂液分为了硼交联胍胶压裂液、酸性交联压裂液和黏弹性表面活性剂压裂液,总结了不同压裂液体系的性能和优缺点,介绍了压裂施工工艺和现场应用,并从压裂液配方和工艺方面对化学自生热压裂液研究进行了展望。     

地层水压裂液体系研制

为了缓解川西气田地层水大量产出带来的环境保护压力和成本压力,对川西地区地层水的类型、成分以及矿化度深入分析的基础上,分别采用低矿化度地层水和高矿化度地层水配制成功了地层水瓜胶压裂液体系和地层水降阻水体系。地层水瓜胶压裂液体系在45℃下剪切90 min黏度可达100 m Pa·s以上,破胶液表面张力为27.66 m N/m,防膨率为87.5%,伤害率为26.5%;通过优选耐盐降阻剂,配制出一种地层水降阻水体系,其降阻率可达69%~71%。地层水瓜胶压裂液在SF38-2井和SF38-4井成功应用,增产效果明显;地层水降阻水体系在X502井非常规气藏体积压裂施工中得到成功应用。2套地层水压裂液体系性能均与清水压裂液性能相当,具有良好的推广应用前景。     

稠油储层自生热低伤害碱性压裂改造技术

在实验室合成、筛选出一种可以在碱性、偏碱性（pH值≤9）条件下发生化学反应的生热剂体系ASR、BSR以及催化剂TED。使用自生热低伤害压裂液,可以解决常规压裂液对高凝、稠油油井的＂冷伤害＂问题;自生热体系压裂液可以在地层中产生气体,增加返排能量,降低压裂液破胶液的表面张力,降低或消除储层水锁效应,从而提高压裂效果。试验表明,环境温度越高,化学反应的生热速度越快;生热剂浓度越高,生热速度也越快;在相同的反应条件下,生热速度与催化剂的加入量成正比关系。该体系压裂液在新疆油田东泉3井上得到了应用,施工顺利。     

自生能压裂液室内实验与浓度优化

为了克服常规羟丙基瓜胶压裂液在低温、低压、低渗油气藏的破胶、快速返排、减小伤害等方面的不足,对自生能压裂液进行了系统评价,分析了该压裂液中生热剂用量和催化剂含量对反应速率、生热峰值的影响,确定了适用于低温地层压裂的最佳生热剂用量2.0 mol/L和催化剂百分含量0.4%;进一步探讨了不同条件下的反应热峰值及达到峰值的时间,完成了该压裂液破胶后的黏度测定（低于5 mPa·s）;同时分析了反应产生的氮气量及其对破胶液密度与助排效果的影响。该研究结果为自生能压裂液在低温低压地层的应用提供了重要的实验数据和技术支撑。     

深水救援井连通压裂液性能研究

救援井与事故井不能成功交会时,采用压裂的方法使两口井连通时所用到的压裂液即为连通压裂液。深水压裂作业的一个主要的问题是在不超过地面设备压力极限的条件下提供足够的井底造缝压力。要解决该问题,可以采用对压裂液进行加重的方法。研究针对深水救援井连通压裂的施工需要,室内优选设计了一种适合深水救援井连通压裂的压裂液基本配方:淡水+0.4%VIS+0.4%SWQ+3%KCl+0.05%PAM+98%NaBr(配方百分数为质量分数),并对压裂液的加重性能、耐温性能、低温流变稳定性、耐剪切性能以及降阻性能进行了评价。研究表明,该压裂液体系可加重至1.5g/cm3,耐温可达140℃,并具有较好的耐剪切性能、降阻性能,能够满足深水救援井连通压裂的需要。     

微胶囊包裹化学生热压裂液体系及其工艺技术研究

在低温浅层油气井及高含蜡、高凝油油井的压裂中,由于低温下常规破胶剂活性太低而使破胶困难,同时也由于注入流体的“冷伤害”而使得压裂增产效果较差。为了避免这些问题的出现,可采用微胶囊包裹化学生热压裂液进行压裂作业。通过实验选定了NaNO₂-NH₄Cl生热体系,利用相分离法对该体系的催化剂-草酸进行微胶囊包裹。当NH₄Cl-NaNO₂草酸微胶囊与羟丙基瓜尔胶压裂液复配后,体系的稳定性及抗剪切性能都保持较好。当体系中NH₄Cl和NaNO₂浓度为2.0mol/L时,草酸微胶囊质量分数为0.93%,过硫酸铵质量分数为0.08%时,在170s^-1剪切速度下连续剪切2h后,压裂液粘度能保持在300 mPa·s左右,生热峰值温度能达到78℃,4h后破胶液粘度为3.12 mPa·s。     

微胶囊包裹化学生热压裂液破胶技术

低温浅层油气井的压裂,常由于低温下常规破胶剂活性太低而破胶困难。为避免这类问题的出现,可采用微胶囊包裹化学生热压裂液进行压裂。从化学生热体系的筛选、草酸微胶囊的制备及评价、微胶囊包裹化学生热剂与常规水基压裂液的配伍性等几个方面对用于低温浅层油气井的微胶囊包裹化学生热压裂液体系进行了研究。通过试验,选定NH4Cl-NaNO2生热体系,并根据其反应特点,对该体系的催化剂草酸,利用相分离法进行微胶囊包裹。当NH4Cl-NaNO2-草酸微胶囊与羟丙基瓜尔胶压裂液复配后,体系的稳定性及抗剪切性能都保持较好。结果显示,当体系初始温度为30℃、NH4Cl和NaNO2浓度为2.0 mol/L、草酸微胶囊质量分数为0.93%、过硫酸铵质量分数为0.93%时,170s-1剪切速率下连续剪切2h后,压裂液黏度能保持在300 mPa·s左右,生热峰值温度能达到78℃,4h后破胶液黏度为3.12 mPa·s。另外还对该压裂液的压裂工艺进行了阐述。     

自生热体系对压裂液破胶性能的影响*

针对浅层低温油气井压裂后压裂液破胶不彻底、返排率低的问题,优选了亚硝酸盐与铵盐、三氧化铬和葡 萄糖、过氧化氢3种自生热体系的最佳反应参数,分析了3种自生热体系的生热量以及对压裂液破胶性能的影 响。结果表明,硝酸盐与铵盐自生热体系的最佳反应参数为激活剂HCl浓度2 mol/L,生热剂NaNO₂和NH₄Cl（物 质的量比1∶1）浓度为8 mol/L;三氧化铬和葡萄糖自生热体系的最佳反应参数为激活剂HCl浓度1 mol/L,生热剂 CrO₃和C₆H₁₂O₆（质量比1∶1）加量为14%;过氧化氢自生热体系的最佳反应参数为激活剂MnO₂加量0.3%,生热剂 H₂O₂加量为30%。过氧化氢自生热体系的生热量最高,温度可达到91 ℃。在压裂液破胶实验中,葡萄糖和三氧 化铬自生热体系和破胶剂过硫酸铵的加入顺序对压裂液的破胶效果无影响,过氧化氢自生热体系应和破胶剂同 时加入,亚硝酸盐与铵盐自生热体系的加入顺序为先加入自生热体系后加入破胶剂。亚硝酸盐与铵盐自生热体 系是压裂液破胶体系的最佳添加剂,可使压裂液黏度降至6 mPa·s以下,破胶性能最优。     

抗高温加重压裂液的研究与应用

在塔河油田压裂施工服务中,所遇到的储层埋藏深、压力高、温度高,假如用常规压裂液体系会导致地面施工压力接近或超过压裂机组及地面高压管汇、井口等的额定工作压力。为此研究开发了加重压裂液体系,通过增加井筒液柱压力的方法来降低压裂过程中的地面施工压力。研究发现,加重剂加入使交联时间延长,降低了体系n值同时增大了K值,而且使压裂液破胶困难。加重压裂液在现场应用16井次,最大井深6 830 m,最高井温168.3℃,实践证明该压裂液具有耐高温耐剪切、低摩阻的特点。     

小龙湾粗面岩油藏压裂技术

针对小龙湾粗面岩油藏储层温度和施工压力较高、流体滤失量和沿程摩阻大、启裂泵压和砂堵机率高等压裂施工难点,分别研究了粉砂、油溶性以及液体降滤失剂,认为液体降滤失剂与粉砂/油溶性降滤失剂配合使用,效果最好;针对启裂泵压高的情况,研究了压前酸预处理、小型测试压裂辅助补孔、多脉冲加载破岩启裂等技术;另外还研制了耐高压压裂工具KL65-105型压裂井口、Y422系列深井压裂封隔器等,初步形成了相对比较完整的火山岩压裂配套技术,并在现场进行了大量的推广应用,取得了较好的增产效果.     

DY2HF深层页岩气水平井分段压裂技术

DY2HF井是位于川东南丁山构造、目的层为龙马溪组海相页岩气的重点探井,具有高温、超高应力的特点。为解决该井压裂作业存在的施工压力高和加砂困难等难题,开展了深层页岩气水平井分段压裂技术研究。根据丁山页岩特征和地应力状态,进行了井口施工压力预测和排量优化,建立了水平井段多裂缝覆盖率计算模型,并结合诱导应力场计算结果进行了段簇优化。根据页岩气网络压裂技术的特点及该井的具体情况,确定采用高减阻低伤害滑溜水和活性胶液进行混合压裂,采用低密度高强度覆膜支撑剂进行组合加砂,并对压裂参数进行了模拟优化。DY2HF井分段压裂井口限压95 MPa,施工总液量29 516 m3,总砂量319 m3,最高排量13.6 m3/min,滑溜水减阻率达78%,胶液完全水化,压裂后获得高产工业气流,实现了深层页岩气水平井压裂技术突破。该井分段压裂结果表明,丁山等深层页岩气已经具备了有效勘探开发的技术基础。      

抗高温高密度低伤害压裂液体系

深井高温高压地层进行压裂作业时对压裂液提出了更高的要求,为此,通过抗高温稠化剂、抗高温剪切交联剂的合成以及其他主要处理剂的优选,研制出了一种新型抗高温高密度低伤害压裂液体系。室内对压裂液体系进行了性能评价。结果表明:该压裂液体系具有良好的耐高温剪切性能,在180℃,170 s~(-1)条件下剪切140 min后黏度仍可维持在140m Pa·s左右;该体系在加入0.02%破胶剂后,黏度降低至1.3 m Pa·s,说明破胶彻底,有利于压裂后的返排;压裂液体系对储层岩心的伤害率低,具有低伤害特性。现场应用结果显示,压裂后油井产量提高明显,进一步证明了该压裂液体系能够满足深井地层压裂的要求。     

高温压裂液体系研发及在海上气田的应用

国内常规压裂液体系仅适用于150℃以下地层,而海上气田高温深井的地层温度高达160℃。文中通过室内实验优选了温度稳定剂、高温延迟交联剂和破胶剂的加量,研制出耐温160℃的高温压裂液体系,延迟交联时间可控制在2}5min,破胶时间少于3h。该体系在海上气田BY2井158℃储层压裂施工中得到成功应用,压后45h内压裂液返排率85.5%,日产气9.6x1 04 m3,达到了改造储层和增产的目的。该技术对海上高温储层压裂具有一定的指导意义     

降低压裂施工摩阻技术研究

深井在实施压裂施工时,往往面临着地面施工压力高,设备承压有限,甚至压不开地层的情况。如何在现有施工设备条件下确保设备安全和施工成功成为亟待解决的问题。文章在分析压裂施工摩阻构成基础上,分别从降低管柱沿程摩阻、降低压裂液摩阻和裂缝缝内摩阻三个方面探讨了降低压裂施工摩阻的措施,并在现场进行了实施,施工后取得良好效果,为深井压裂提供借鉴。     

新型铝离子无水压裂液的制备及其性能

页岩气等非常规油气资源储层物性差、敏感性严重,压裂过程中往往会消耗大量水资源,同时其返排液的处理也会造成巨大的环保压力.为此,需要研究一种新型的低碳烷烃无水压裂液.在低碳烷烃基液中,通过磷酸酯胶凝剂与新型高效、低成本铝离子交联剂交联制备无水压裂液,相比于铁离子交联剂,铝离子交联剂体系稳定性更强.实验结果表明,该无水压裂...     

高温低伤害低摩阻压裂液体系研究与应用

中原油田油井压裂层位较深,地层温度高,压裂液耐温需高达170℃以上。针对此油藏条件进行室内研究,配制出适于中原油田开发的新型压裂液体系。实验结果表明,该新型压裂液体系在深层高温井压裂改造中不但能保持良好的携砂性且具有低摩阻性,投入产出比大于5。同时发现,高温压裂液体系中,新型交联剂是影响压裂液耐温性能的主要因素。该体系的研制为深层高温井压裂技术的应用提供了良好的技术支撑。     

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超深井压裂的施工泵压、温度很高,压裂工程师如果不能准确地预测施工泵压和裂缝中温度剖面状况,就很难做出适合超深地层的压裂设计,最终导致施工失败。文章针对塔里木ＤＨ 油田超深井特点,应用全三维压裂设计软件（Ｔｅｒｒａ Ｆｒａｃ） ,准确预测施工泵压,了解裂缝中温度剖面状况,掌握裂缝延伸规律,结合油藏模拟结果,进行了三口注水井的压裂优化设计,利用增压泵压裂车组,采用适合超深地层的优质、低伤害有机压裂液新体系,现场施工取得圆满成功,增注效果显著。     

油基压裂液在春光油田低温水敏油井的应用

针对春光油田沙湾组水敏性较强、低温低压不利于压裂液破胶及返排和储层孔喉细小易水锁等问题,开展了油基压裂液的实验研究与应用工作,优选了适合该区块的油基压裂液配方及配制方法,解决了低温储层条件下(30~40℃)油基压裂液在可控时间内的彻底破胶难题。该油基压裂液体系在排2-401井进行了实际应用,取得了理想的增产效果。