龙26外扩致密油试验区压裂液损害评价及其微观机理

大庆龙26外扩试验区为典型致密储层,对压裂液损害更为敏感。依据SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》在储层温度(90 ℃)下采用岩心流动装置进行了胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂压裂液破胶液的岩心驱替实验;结合CT扫描评价了3种压裂液破胶液残渣、残胶在岩心中的分布和对孔隙孔喉的损害程度。岩心驱替实验结果表明,胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂3种压裂液破胶液对岩心损害率分别为43.5%、24.3%和13.1%。CT扫描结果显示,胍胶和化学高分子聚合物压裂液破胶液残留物分别集中于岩心前1/10～2/5段和前1/2段,表面活性剂压裂液破胶液残渣含量少,但能侵入岩心各处;胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂压裂液破胶液对储层岩心孔隙和孔喉的损害率分别为15.41%和9.01%,6.43%和3.14%,8.94%和6.27%。分析认为,3种压裂液破胶液对储层岩心均以液相损害为主,固相损害次之。      

压裂液对宝浪低孔低渗储层伤害因素的研究

实验考察了压裂液对岩心膨胀及润湿吸附性的影响、压裂液浸泡对岩心的影响、压裂液矿化度和pH值以及压裂液破胶液粘度对储层伤害率的影响,结果表明,造成储层伤害的主要因素为：储层毛管阻力高,对水的润湿吸附严重,造成水锁伤害;压裂液在储层滞留时间长,岩心浸泡后粘土微粒运移对孔道伤害;压裂液破胶不彻底,当压裂液的破胶液粘度大于7 mPa·s时会造成储层的渗透率明显降低。不适当的压裂液矿化度和pH值也会对储层造成较大伤害,则压裂液KCl加量应大于2%,压裂液的破胶液和滤液pH值应小于11。     

高温合成聚合物压裂液体系研究

根据高温低渗储层压裂改造对压裂液性能的要求,从聚合物分子结构分析入手,以聚丙烯酰胺、聚丙烯酸、2-丙烯酰胺基,2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体,合成新型耐高温聚合物,并对其性能进行了评价。实验结果表明,剪切3 h后,压裂液黏度降低1.4 mPa.s,剪切稳定性良好,并且剪切恢复性较好。随着温度的增加,压裂液交联时间逐渐缩短。该压裂液耐温可达170℃。在60℃时,聚合物压裂液破胶困难,可以通过提高破胶剂加量以提高压裂液破胶效果。聚合物压裂液的残渣率为0.83%,对岩心的伤害率为16.7%,对支撑裂缝导流能力的伤害小于植物胶压裂液。适合高温低渗储层的压裂改造。     

不同pH值下改性瓜胶压裂液的微观伤害机理

针对常规高pH值改性瓜胶压裂液对储层伤害大的问题,分析了改性瓜胶在不同pH值条件下的交联行为,研制出了一种在低pH值下交联的改性瓜胶压裂液,该压裂液在170s-1下剪切90min黏度达到256mPa·s,破胶液黏度小于5mPa·s,岩心平均综合伤害率约为20%。采用原子力显微镜和扫描电镜研究了滤液和岩心作用的微观结构对体系伤害性的影响。结果表明,常规改性瓜胶碱性交联体系形成的聚合物网较散,经滤失作用后造成液相入侵和网状膜堵塞储层孔隙喉道,严重损害储层渗透率;弱酸性改性瓜胶交联体系在pH值为4.5时交联形成的冻胶具有更强的网状结构,减小了经滤失进入储层的固相颗粒和残胶,对储层裂缝和其他油气渗流通道影响较小。     

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。     

新型阴/非离子复合表面活性剂清洁压裂液体系

针对阳离子型表面活性剂压裂液在地层中容易吸附和沉淀,从而造成地层二次伤害的问题,室内通过合成新型阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂,研制出了一种新型阴/非离子复合表面活性剂清洁压裂液体系。综合评价结果表明:该清洁压裂液体系的耐温抗剪切能力较好,在130℃,170 s~(-1)条件下剪切100 min后,黏度仍可以保持在50 m Pa·s以上;体系悬砂能力强,在90℃时单颗陶粒的沉降速度仅为0.28 mm/s,小于常规胍胶压裂液中的0.93 mm/s;压裂液遇到煤油或地层水时会自动破胶,破胶液具有黏度低、界面张力小以及残渣体积分数少的特点。破胶液对储层天然岩心的伤害率小于10%,具有低伤害特性,能够达到良好的储层保护效果。现场压裂施工过程顺利,BM-312井压后产油量远大于使用常规胍胶压裂液的邻井BM-313井,压裂增产效果良好。     

助破胶胶囊型压裂屏蔽暂堵保护剂的制备与性能评价

为降低压裂过程中压裂液滤失侵入储层、破胶后的固相残渣等给储层带来的伤害,基于屏蔽暂堵油气层保护理论,结合微胶囊破胶剂的特点,以有机酸为芯材、乙基纤维素为囊材、聚乙烯吡咯烷酮为致孔剂、聚乙烯醇为保护剂,采用液中干燥法制备了助破胶胶囊型压裂屏蔽暂堵保护剂TD-1,优选了制备工艺条件,评价了TD-1的性能。结果表明,在聚乙烯醇加量2.0%、乙基纤维素与聚乙烯吡咯烷酮加量4.0%、搅拌速率为500 r/min的条件下制得的TD-1主要粒径约为300μm,包覆芯材有机酸的含量为34.1%,释放率为69.0%。TD-1有助于压裂液的破胶,可使压裂液破胶液黏度降低35.6%,固相残渣含量降低44.9%,并对压裂液黏度与破胶时间的影响较小。TD-1可在储层表面形成暂堵带,降低压裂液滤液、固相物质侵入储层造成伤害,提高渗透率恢复率11.32%,使岩心渗透率恢复率达82.47%,具有良好的屏蔽暂堵保护油气层的作用。图5表2参24     

胍胶压裂液对阜东斜坡区头屯河地层的伤害

针对阜东斜坡区头屯河地层特低渗透砂砾岩岩心,通过流动试验系统评价了胍胶压裂液静滤失、动滤失以及破胶液对天然岩心、天然岩心粉末制备的填砂管渗透率的影响。岩心静滤失试验表明,胍胶压裂液滤液对阜东斜坡区头屯河地层岩心不产生伤害。在岩心动滤失过程中,胍胶压裂液在渗透率为9.61×10^-3μm²的岩心端面会形成滤饼,由此导致对岩心的伤害率达到25%;但胍胶压裂液在渗透率为0.32×10^-3μm²、46.20×10^-3μm²的岩心端面几乎不会产生滤饼,岩心伤害率低于10%。该结果说明动滤失过程中滤饼的状态除与压裂液有关外,还取决于孔隙介质。此外研究发现,在水测渗透率为1300×10^-3μm²填砂管中注入含有320mg/L残渣的破胶液,渗透率下降达80%。研究结果对阜东斜坡区头屯河地层压裂设计提供指导。     

深层致密砂岩气藏中高温压裂液开发及应用

通过综合考虑深层致密砂岩气藏特征和压裂工艺的要求,优化形成2套耐高温、低伤害、低摩阻压裂液体系。(1)低伤害聚合物压裂液体系,基液配方为0.50%～0.55%稠化剂SSF-C+0.10%交联剂SSF-CB+1%KCl,170s~(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度为50～65mPa.s;120℃下1h后的破胶液黏度2.67mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为10.25%。(2)羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系,基液配方为0.40%CMHPG(羧甲基羟丙基胍胶)+0.35%高温增效剂(硫代硫酸盐)+0.3%助排剂(氟碳表面活性剂)+0.02%消泡剂(有机硅)+0.1%杀菌剂(甲醛)+0.3%粘土稳定剂(低分子阳离子季铵盐)+pH调节剂(碳酸钠、氢氧化钠),经实验测定,压裂液基液黏度66mPa·s,pH值9.5～10.8,交联时间1～5min;压裂液在170s~(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度大于100mPa·s;130℃下1h后的破胶液黏度3.55mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为28.29%。现场应用表明:该压裂液体系对储层的适应性好,摩阻低,降阻率为65%～75%。     

粘弹性清洁压裂液在低渗砂岩储层的应用

胍胶、羟乙基聚合物等常规压裂液存在残渣二次污染缺陷,对低渗砂岩伤害尤甚。室内试验表明粘弹性清洁压裂液具有抗剪切性能好、携砂能力强、摩阻低、破胶彻底等特点,通过与胍胶压裂液对比试验分析,表明粘弹性清洁压裂液具有更好的流变性能和降滤失性能,并使渗透率恢复率提高了5倍。现场应用证实了VES-50粘弹性清洁压裂液对储层污染小,压裂效果优于常规聚合物压裂液,非常适用于低渗砂岩储层的压裂改造。     

特低渗透储层压裂液微观伤害评价

正确评价压裂液性能,分析其对特低渗透储层的潜在损害原因及程度,对于压裂液的优选和提高压裂增产效果具有重要意义.选用两种压裂液体系(植物胶、聚合物),3类不同渗透率(0.5×10-3 μm2左右、1.0×10-3 μm2左右、5.0×10-3 μm2左右)岩心,借助扫描电镜、X衍射、恒速压汞、核磁共振等先进实验技术手段,结合常规流动样比对实验,从总体伤害、黏土吸水膨胀与分散运移伤害、水锁伤害以及高分子物质吸附与固相颗粒堵塞伤害等几个方面,对特低渗透储层岩心压裂液伤害机理进行了定量分析评价实验,并对不同压裂液体系不同渗透率岩心进行了对比分析;给出了每种压裂液体系、每类渗透率岩心压裂液伤害的主要机理及其伤害差异;对伤害机理、引起伤害差异的主要原因进行了分析.最后对两种压裂液体系进行了总体评价,从而为压裂液配方优选与改进提供了参考和指导.     

超低浓度胍胶压裂液在姬塬油田的应用

针对目前常规胍胶压裂液体系存在残渣含量高、储层和支撑裂缝伤害大、压裂液返排率低及成本高等问题,根据胍胶交联所需的临界重叠浓度,进行新型超低浓度压裂液体系研究。室内实验和现场应用结果表明,新型超低浓度胍胶压裂液体系耐温达 95℃,破胶液残渣为 172mg/L,岩心伤害率为 15%～22%,返排率为 43.9%～99.80%,增产效果显著,具有良好的经济效益和社会效益,值得推广应用。     

羟丙基胍胶压裂液滤饼对岩心伤害试验研究

以有机硼羟丙基胍胶羟压裂液为试验介质,研究了不同羟丙基胍胶浓度、试验压力、温度、挤入时间、岩心渗透性等条件下,压裂液滤饼特征参数和岩心的伤害程度。试验结果表明,当提高聚合物浓度、试验压力、温度、时间、岩心渗透性时,均可使得压裂液滤饼质量、岩心端面滤饼单位质量、滤饼中固体含量等滤饼参数增加,滤饼伤害程度加剧;因滤失液造成的岩心内部伤害率除随着聚合物浓度的增加而降低外,其它条件值增加时均使得伤害率升高;并且在压裂液对岩心的总伤害中,各个试验条件下由滤饼产生的伤害程度远远高于滤失液对岩心内部产生的伤害程度。     

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。     

压裂液伤害性研究

文章对油田使用的3种压裂液（羟丙基瓜胶、聚合物及表面活性剂）产生的二次地层伤害进行评定，通过吸附实验、固体残渣测定及岩心流动实验，定量和定性地说明了３种压裂液对地层的伤害。结果表明：增稠剂CTAB和聚合物KTU在４种吸附剂上的吸附量大小顺序为蒙脱土＞高岭土＞岩心砂＞石英砂，而阳离子表面活性剂在高岭土和蒙脱土上的吸附量均高于KTU；清洁压裂液对地层的伤害最小，损害率为12.5%， 聚合物压裂液次之，为35%，而瓜胶压裂液伤害最大达到43.7% ；瓜胶压裂液破胶后在地层的残余量最大，为333.3 mg/Ｌ，清洁压裂液和聚合物压裂液几乎没有残渣。通过膨胀性测试可以看出，清洁压裂液的粘土防膨性能最佳，粘土膨胀率仅有5.7%；聚合物压裂液次之，为9.47%；瓜胶压裂液最差，为43.54%。     

多元改性速溶胍胶压裂液研究与应用

为克服传统胍胶压裂液溶胀速度慢、现场配制时间长、破胶后残渣含量高等缺点,研制了一种多元改性速溶胍胶压裂液.在清水中加入一定量的羧甲基和羟丙基双改性胍胶及杀菌剂、黏土稳定剂、交联剂等处理剂,配制得到多元改性速溶胍胶压裂液.室内试验表明,该压裂液溶胀速率快,1 min溶胀率已达到3 min溶胀率的94.7%,溶胀速度较羟丙基速溶胍胶压裂液提高了18.75%;水不溶物含量极少,较羟丙基速溶胍胶压裂液降低了88.46%;破胶后的残渣含量降低超过71.0%,对支撑剂导流能力的伤害降低了62.0%,对岩心渗透率的伤害降低了53.8%,其综合性能达到现场施工要求.现场应用表明,多元速溶改性胍胶压裂液能够满足大规模水平井压裂施工的要求,并能为低渗透、特低渗透储层的有效开发提供技术支撑.      

页岩油储层改造用压裂液体系的研究及应用

根据江汉油田页岩油藏具有低~中孔隙度、低一特低渗透率、地质构造复杂、敏感性强等非常规油藏的特征,室内研制了羧甲基羟丙基胍胶低伤害压裂液体系,评价了羧甲基羟丙基胍胶压裂液的溶胀性能、耐温抗剪切性能、破胶性能和对储层的伤害性能,以及无机盐离子对基液黏度的影响。实验结果表明,该压裂液的使用浓度为胍胶压裂液使用浓度的1/2时即可满足压裂施工的携砂要求,并且破胶后残渣含量低,降低了对储层的伤害,在潜页X井大规模压裂施工中应用成功。     

低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液体系的研究

为有效控制和降低压裂液对储层的伤害,进一步提高压裂液效果,降低压裂成本,开发了满足低渗透储层压裂需要的低质量分数、低残渣、低伤害的胍胶压裂液体系。该压裂液体系胍胶浓度为0.35%,交联剂用量为0.50%,破胶后残渣为144 mg/L,破胶剂用量为0.008%,破胶时间为3 h,与常规胍胶体系相比破胶残渣下降率为51.52%,起泡剂、黏土稳定剂、助排剂用量均为0.50%,温度稳定剂为0.10%。流变等研究分析结果表明该体系具有良好的抗温抗剪切能力,当温度达到140℃时黏度大于100 m Pa·s,在170 s~(-1)剪切90 min后黏度大于80 m Pa·s。通过对岩心伤害率与静态滤失进行研究发现伤害率下降均大于50%,静态滤失较小,有利于降低对储层的伤害。     

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.     

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。