纤维对压裂液携砂能力的影响

稠化剂浓度的降低会导致压裂液的携砂性能变差,进而影响压裂改造效果。而基液中加入纤维可以在降低压裂液中稠化剂浓度的前提下,保证甚至提高压裂液的携砂能力。静态携砂实验结果表明,随着纤维加量和纤维长度的增加,支撑剂的沉降速度降低。加入质量分数大于0.2%、长度大于8 mm的XW-3纤维即可有效改善压裂液的携砂能力,并且纤维对压裂液的耐温耐剪切性能没有影响。在变剪切实验中,随着纤维加量从0增至2.0%,黏度增值由335.9降为107.4 mPa.s。加入纤维后,剪切速率的降低对压裂液黏度升高的影响变小。含有纤维的压裂液中,支撑剂的沉降遵循Kynch定律。在长庆油田关X井的现场应用证实了纤维改善压裂液携砂能力的可行性。     

羧甲基羟丙基压裂液体系在长庆华庆油田的应用

为降低压裂液残渣和残胶对导流能力的伤害,根据华庆油田低孔、低渗的特点,研制了稠化剂质量分数为0.25%的羧甲基羟丙基压裂液体系。该体系具有携砂能力强、破胶彻底等特点,残渣含量仅为128 mg/L,同时降低了配液用水中较高浓度钙、镁离子对压裂液携砂性能的影响。在华庆油田长6储层现场应用23井次,投产后6个月的平均比采油指数为同井组对比井的1.4倍,为低渗透油藏高效改造提供了一条有效途径。     

低压致密气藏压裂液损害关键因素分析

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。川西侏罗系气藏是一个典型的低压致密气藏,水力加砂压裂是该气藏增产改造的主要措施。岩心流动试验证明,该气藏储层敏感性较强,是压裂增产措施中潜在的损害因素。目前现场使用的压裂液对川西地区储层和支撑充填层均存在损害,损害原因除地层潜在的敏感损害因素外,还与压裂液残渣形成的滤饼,未完全破胶的有机胶团以及滤液滞留地层引起的相渗透率下降等有关,通过储层岩心敏感性评价试验和压裂液损害评价试验,认为"水锁"是造成川西侏罗系低渗气层压裂液损害的主要原因。     

致密储层纤维滑溜水压裂液研发与应用

在致密储层改造过程中,滑溜水可以前置造缝和低黏携砂。以改善裂缝铺砂剖面、提高人工裂缝有效支撑缝长、提高单井产量为目标,文中提出并开展了添加纤维改善滑溜水铺砂剖面的研究与试验。室内开发了高分散性悬浮纤维材料:纤维直径10μm,长度6 mm;纤维加量0.5%,在滑溜水体系中可均匀分散,60℃时72 h溶解99%,纤维材料与压裂液配伍良好,滑溜水静态悬砂能力提高50%。油田现场试验表明,研发的纤维能够有效提高滑溜水压裂液携砂能力,减少高黏液量,降低储层伤害,为致密储层有效改造探索了一条新的技术途径。     

川西地区自悬浮支撑剂加砂压裂技术先导试验

川西中浅层致密砂岩储层改造工艺中压裂液体系主要采用瓜胶有机硼交联体系,该体系存在配液过程相对复杂、破胶液无害化处理难度大、防膨及返排效果差、容易对地层产生二次污染等问题。为了简化施工工序、强化环境保护,针对自悬浮支撑剂能够较长时间悬浮于清水中实现清水携砂的特性,根据川西地区实际情况,确定清水压裂液配方为1.0%氯化钾+0.5%增效剂,完成了自悬浮支撑剂及其悬浮性能测试,优化了压裂主体工艺参数,确定在砂比低于15%时采用基液进行携砂,砂比大于等于15%时采用活性水携砂,最终形成了川西地区自悬浮支撑剂加砂压裂技术。在HP13-2井进行了先导试验,结果表明,该技术与常规压裂技术相比,具有自悬浮支撑剂在水中易膨胀悬浮、携砂效果好、破胶后残渣少、活性水防膨及返排效果好、现场施工工艺简单的优点,可以在致密气及页岩气的开发中逐步推广。     

耐高温超低浓度瓜胶压裂液体系研究与应用

中国石油海南福山探区某油田复杂断块凝析油气藏具有断块结构复杂、储集层非均质性强、层间可对比性差、薄互层发育、油气水关系复杂、地层温度高等特点,采用常规压裂液体系对储集层压裂改造效果不明显。为提高压裂效果而研发的耐高温性能好、携砂能力强、破胶彻底、对储集层损害小、成本低的超低浓度瓜胶压裂液体系,其稠化剂使用质量浓度为3.5~5kg/m3,较常规瓜胶用量降低30%~50%,耐温能力最高可达150℃,液体残渣含量较相同温度常规体系配方降低30%~40%,解决了高温凝析油气藏深井压裂加砂困难、压后液体返排率低、对储集层损害大的难题。现场应用表明,该压裂液体系对储集层压裂改造增产效果明显。     

一种新型酸性交联CO_2泡沫压裂液研制及应用

针对延长气田低渗透储层,通过制备交联剂、起泡剂、助排剂,筛选黏土稳定剂等酸性压裂液添加剂,研制出了一种以CMHPG作为稠化剂的酸性交联CO2泡沫压裂液,并对压裂液的相关性能进行了评价。实验结果表明,压裂液的泡沫质量为79.59%,半衰期为110 min;压裂液破胶液的黏度为1.19 mPa·s,残渣含量为273 mg/L,防膨率为90.61%,表面张力为24.51 mN/m,在80℃下滤失速率为9.8×10-4 m/min1/2,对储层的伤害率小于19.79%。该压裂液泡沫质量高,破胶彻底,残渣较低,防膨效果显著,对储层伤害小,现场应用携砂性能好,增产效果明显。     

耐高温酸性清洁压裂液性能研究及适用性探讨

耐高温酸性清洁压裂液配方为：0.1%~5%乙酸、0.1%水杨酸、0.5%~1%阴离子型聚丙烯酰胺稠化剂、0.1%~0.2%季胺盐型阳离子双子表面活性剂和0.5%~3%黏土稳定剂(氯化钾、氯化铵),其余为自来水。研究了不同稠化剂加量下,酸性压裂液的流变性、稠化时间、携砂性以及破胶性等。酸性压裂液呈弱酸性,pH值为4～5。其耐温抗剪切性较好,120℃时的黏度为30~50 mPa·s,140℃时黏度稳定在20 mPa·s左右。压裂液稠化时间在60 s以内。稠化剂加量为1.0%时,压裂液成胶黏度可达140 mPa·s。其携砂能力强,稠化剂加量为0.8%的酸性压裂液单颗砂沉降速率仅0.023 mm/s,而0.8%胍胶压裂液的为0.169 mm/s。压裂液遇到一定量的油、气及地层水时会自动破胶,60~80℃的破胶时间在1 min内,加入过硫酸铵可加快破胶。该酸性压裂液适用于120℃以下的高含钙低渗透储层。     

黄原胶压裂液特性与应用前景分析

在28 074mg/L矿化度的海水中,配制非交联的0.4%的改性黄原胶压裂液,对压裂液的性能进行了评价。结果表明:改性黄原胶压裂液具备具有很强的增黏悬浮能力、高度假塑性,在砂比30%状态下携砂良好,0.5%的黄原胶压裂液彻底降解后残渣为124mg/L。现场应用表现出配方简洁、配制简便、低摩阻、携砂性能好、残渣低伤害小等性能。通过对黄原胶压裂液应用前景进行分析,认为黄原胶压裂液在一定的储层温度下,更加适应致密储层大规模改造与"工厂化"作业的需求,可部分代替胍胶压裂液进行开发利用,应用前景广阔。     

川西马井气田蓬莱镇组气藏压裂工艺技术新进展

川西马井气田蓬莱镇组气藏是典型的低渗透致密砂岩储层,由于储层条件复杂,以前的储层改造效果不明显,措施成功率和有效率均较低。2005年以来,开展了低伤害压裂液和多层压裂、纤维支撑剂压裂、线性加砂等工艺技术研究及应用,使压裂液残渣含量下降了16%,措施成功率和有效率分别提高到90%、86.6%,单井平均压后增产倍数达到12.62,取得了较好的增产效果,压裂工艺技术在马井气田获得新的重大进展。