CO_2干法压裂液体系的研究与试验

为提高低压、低渗透、强水锁/水敏伤害致密砂岩储层压后产量,开展了CO2干法压裂液体系的研究。采用分子模拟技术,研究液态CO2与提黏剂分子间微观构型,评价不同CO2提黏剂对液态CO2的提黏效果,优选提黏剂,并建立CO2干法压裂液体系配方。通过研究发现,在62~63℃、15~20 MPa条件下,CO2干法压裂液体系黏度提高至5~10 m Pa·s,较超临界CO2的黏度提高240~490倍;对气井岩心渗透率平均损害率为2.75%,对油井岩心渗透率平均损害率为0.98%。该压裂液体系在苏里格气田成功进行了国内第1口CO2干法加砂压裂现场试验,增产效果明显。     

CO_2密闭混砂装置在长庆苏里格气田的应用

CO_2干法加砂压裂技术针对强水敏、强水锁地层的压裂开采具有明显优势,可使储量巨大的致密气、页岩气等非常规油气藏得到有效开发,其核心装备是CO_2密闭混砂装置。根据工艺技术要求,经过多年研究,研发出具有自主知识产权的CO_2密闭混砂装置,打破了国外的技术垄断,技术性能达到国际先进水平。多次现场应用表明,该装置可在密闭带压条件下将支撑剂与液态CO_2按施工要求的比例混合后输送给压裂车,具有高可靠性、安全性,达到了设计要求。应用后显示增产效果好,加砂量小于10m~3的井,平均增产20%~30%;最大加砂量20m~3的井无阻流量达24.756×104m~3,较常规压裂对比井产能提高50%以上,为CO_2干法加砂压裂技术的进一步推广应用奠定了坚实的基础。     

液态CO2干法加砂压裂增稠剂技术现状及展望

CO_2干法加砂压裂是低压、低渗透、强水敏等非常规储层高效开发的有效措施之一。系统分析了目前国内外液态CO_2干法加砂压裂技术中增稠剂现状,对现有增稠剂分子结构进行分析归类,指出了增稠剂存在的主要技术问题和开发的难点。通过对目前国内液态CO_2干法压裂技术现状和现场试验情况梳理发现:国内液态CO_2增稠剂技术滞后于现场应用,压裂液携砂效率低,影响了压裂施工效果;分析国内外液态CO_2增稠剂研究存在的问题,借鉴现有研究成果,依据CO_2分子结构特征和理化特性,构建能使液态CO_2高效增黏的新型增稠剂分子结构,合成高质量的液态CO_2增稠剂,是实现液态CO_2干法加砂压裂的技术关键。在现有技术条件下,建议将液态CO_2干法压裂技术与常规无水压裂技术结合,既发挥了液态CO_2干法压裂技术优势,又实现了高砂比对压裂施工技术要求,满足非常规储层压裂开发需要。     

二氧化碳干法压裂技术——应用现状与发展趋势

总结了CO2干法压裂技术的原理、施工工艺、设备要求及技术特点等,并分析了该技术存在的问题和发展趋势。与常规水力压裂技术相比,CO2干法压裂技术具有高返排、对储集层伤害小、增产幅度大等优点。该技术存在的问题包括:液态CO2摩阻高;液态CO2黏度低,悬砂能力和降滤失性能差,不利于压裂造缝;压裂过程中CO2相态变化复杂,难以实现精确的相变预测和控制;压裂设备有待完善,关键设备密闭混砂车存在明显缺陷;缺乏适用于CO2干法压裂的施工参数计算方法。超临界CO2压裂技术具备传统CO2干法压裂技术的全部优点,且增产效果更佳、施工压力小、对混砂车要求更低,是CO2干法压裂技术的发展趋势。     

CO_2相态变化在干法压裂中的应用——以锦125井为例

CO_2干法加砂压裂对低压、低渗透、强水锁/水敏储层的压裂改造效果十分明显,但CO_2的相态变化复杂,压后放喷易形成水合物。因此,笔者根据CO_2相态变化曲线图,研究了CO_2在干法加砂压裂中各阶段的相态变化,证实了CO_2干法加砂压裂能够在三低气井中应用。同时,笔者结合CO_2水合物的形成机理和数学模型,形成了CO_2水合物预测图版,预测了CO_2形成水合物的压力、温度。基于以上研究,笔者提出从井口加入乙二醇预防井口附近水合物的产生。本论文以锦125井为例,该井泵注液态二氧化碳580 m3和砂量56 m3开展干法压裂,压后采用降压、升温、加入抑制剂等方法排液288.8 m3,顺利完成了试气压裂作业。     

一种新型压裂液在低压气藏的应用

中原油田属于低渗透复杂断块油气田,储层结构及油气水关系复杂,砂体连通性差,层间矛盾突出。经过多年的开发,地层压力下降,油气井生产能力下降,产量自然递减加快,水力压裂已成为主要的增产手段。目前采用的压裂液体系主要是胍胶体系,虽然此体系压裂液较好地满足了深井压裂工艺的需要,但在施工摩阻、地层伤害、压裂液返排方面存在很多问题。为此,介绍了新型清洁压裂液体系的性能指标及其在中原油田某气田的应用情况。经过两口低压气井的加砂压裂施工,表明了该压裂体系具有良好的携砂能力,对地层伤害小,增产效果好,为低渗低压气藏的压裂改造提供了一条新的途径。     

提高川西浅中层气藏压后增产效果的对策

针对川西浅中层气藏存在的小规模加砂压裂增产效果差、压裂液返排率低、储层伤害大等问题,分析了提高压后天然气增产效果的大型加砂压裂与纤维加砂高效排液技术对策.大型加砂压裂造缝长度大,沟通的储层范围广,压后增产效果好;高效返排工艺能有效提高压裂液的返排速度和返排率,减少压裂液在地层中的滞留量,进而降低储层伤害,有效提高压后天然气的产能.现场应用结果表明,大型加砂压裂和高效返排工艺是有效提高川西浅中层气藏压后天然气增产效果和采收率的技术良策.     

二氧化碳泡沫压裂液性能研究

对低压、低渗、水敏地层采用CO2泡沫压裂技术,起到增产增注效果。泡沫压裂由于具有地层伤害小、返排迅速、滤失低、粘度高、摩阻低以及携砂能力强等优点,因而在以上储层的改造中得到了广泛应用。研究了影响CO2泡沫压裂液性能的主要因素,如泡沫质量、温度、压力、稠化剂、酸性交联剂,并对CO2泡沫压裂液性能进行了评价。     

非常规水平井压裂地面施工配套技术

非常规油气储层增储增产主要是通过大排量、大液量和大砂量的水平井多级分段压裂改造技术来实现的,常规单套压裂机组及供配液方式已远远不能满足其压裂施工工艺要求。为此,在优化多套压裂机组配套时,采用2套混砂车同时在线施工并整合数据采集及实时施工曲线,实现多机组集中控制、数据采集和远传监控,同时完善多级供液和不同压裂液体系的连续混配工艺技术,实现了多种压裂液体系连续无缝切换的非常规水平井压裂施工。在泌页HF1井15段压裂施工中,累计完成压裂液配制23 000 m3,最高配液量3 705 m3/d,实际入井液量22 129 m3,最高排量14.7 m3/min,最高压力68 MPa,加砂量799.6 t,单台混砂车施工排量5～8 m3/min,各项技术参数符合施工设计要求。     

CT低伤害压裂液的研制及应用——广安002-X36井压裂增产效果分析

广安002-X36井是四川盆地广安构造带上的１口斜井,具备实施超大规模加砂压裂施工的条件。针对该井的储层特点和大规模加砂压裂施工工艺要求,以CT低伤害压裂液体系为基础,通过对交联剂的优化研究,采用M5500黏度计对压裂液冻胶进行长时间剪切实验,成功得到耐长时间剪切的压裂液配方。优化后的压裂液具有抗剪切性能强、耐长剪切、破胶快速彻底、返排迅速等特点,现场施工6 ｈ23 ｍｉｎ,液体质量稳定。加砂压裂施工前测试气产量0.65×10_⁴ m³/d,压裂后测试产量39.3×10⁴ m³/d,取得了显著的增产效果。此次现场施工结果表明,CT低伤害压裂液能满足四川盆地上三叠统须家河组储层特别是广安区块大规模加砂压裂增产作业的需要。     

基于含硅类增稠剂的新型超临界CO2压裂液的流变特性及岩心伤害评价

针对超临界CO₂压裂液黏度低、携砂能力差的应用现状合成了含硅类增稠剂,并研究了超临界CO₂压裂液的流变特性及岩心伤害情况,旨在为增稠剂的优选以及现场压裂施工提供参考依据。通过溶液聚合法室内合成了聚甲基倍半硅氧烷PMSQ和聚甲基倍半硅氧烷-醋酸乙烯酯PMSQ-VAc二元共聚物增稠剂,采用红外光谱测试验证了增稠剂样品的主要官能团,运用高压长管管流实验法测试了超临界CO₂压裂液的增黏效果及其流变特性,最后评价了超临界CO₂压裂液在人造裂缝天然长岩心中的滤失性、岩心伤害率。研究结果表明,随着温度、压力的升高,2种增稠剂的增黏效果均先增大后减小;随着增稠剂注入量的增大,2种CO₂压裂液的黏度先增大后减小;在超临界CO₂流体中,PMSQ-VAc的增黏效果相对较好,可使其黏度最大达到3.892 mPa·s;在渗透率为0.551 mD的岩心中,PMSQ-VAc与超临界CO₂流体混合后压裂液的滤失系数为1.435×10-2 m/min1/2,滤失速度为0.010 m/min,岩心的伤害率为16.33%~25.36%,滤失系数和滤失速度较小,伤害程度属弱。      

二氧化碳蓄能压裂技术在吉林油田的应用

吉林油田黑帝庙油层压力不足,原油黏度高,凝固点高,常温下不易流动。针对这一问题开展了CO2蓄能压裂的研究与应用,并在黑+79-31-45井现场应用成功。该技术采用纯液态CO2代替常规水基冻胶压裂液进行造缝和携砂,与常规水力压裂相比在施工设备、地面管线、施工参数等多方面都存在很大差异。     

超临界CO2压裂缝内支撑剂运移规律

为了优化超临界CO₂压裂工艺技术和施工参数,考虑超临界CO₂压裂液中支撑剂颗粒之间相互作用,采用欧拉-拉格朗日方法中的多相质点网格方法,建立超临界CO₂压裂缝内支撑剂运移数学模型,通过室内水力压裂支撑剂运移物模实验验证模型准确性,进行超临界CO₂压裂缝内支撑剂运移规律计算和分析。研究表明:未增黏CO₂由于黏度低,携砂效果极差,优化其他参数对携砂效果影响不大;CO₂黏度增加到2.5 mPa·s即可有效提高携砂效果,采用超轻支撑剂与细尺寸颗粒组合,携砂效果与增黏到10 mPa·s效果相差不大;优化支撑剂密度比尺寸对携砂效果提高更为明显;增大排量可以提高携砂效果,但排量继续增大,其携砂效果变化较小;流体滤失对CO₂携砂效果影响变化不大。该研究为解决CO₂携砂性能差的问题提供了技术支撑,对超临界CO₂压裂设计优化及现场施工具有重要指导意义。      

中国石化东部老油田提高采收率技术进展及攻关方向

针对中国石化东部老油田的油藏特点和开发矛盾,介绍了水驱、化学驱、稠油热采、CO2驱等不同开发方式下提高采收率技术的主要进展和矿场应用效果.水驱调整以局部注-采关系完善为主,配套工艺采取智能分注分采技术,特低渗油藏开展了压驱注水试验;化学驱形成了无碱二元复合驱和非均相复合驱技术并已工业化推广应用,研发了耐温、耐盐、抗钙镁...     

致密储层CO2压裂裂缝扩展规律数值模拟

CO₂压裂具有节约水资源、降低储层伤害等优点,并已在矿场实践中取得良好效果。为认清CO₂压裂裂缝扩展规律,基于流体流动、热传导和固体力学方程,建立CO₂压裂裂缝扩展热流固耦合模型。采用有限元法求解该模型,并与解析解对比验证模型可靠性。根据数值模型对CO₂压裂裂缝扩展进行参数敏感性分析,结果表明:CO₂在渗透率高于0.01 mD的地层中滤失量较大,地层破裂前增压速率较低,缝长和缝宽较小;CO₂黏度显著影响压力扩散和裂缝几何尺寸;注入排量对起裂压力影响较小,但会改变地层破裂前增压速率和延伸压力;热应力造缝是CO₂压裂造缝机理之一,地层与注入液的温度差越大,热应力越大,地层起裂压力越小,裂缝延伸越容易。研究结果可为CO₂干法压裂设计提供参考。     

CO2响应性增强泡沫体系室内试验研究

为解决低渗透油藏CO₂驱气体窜流影响开发效果的问题,以泡沫综合值为评价指标,通过搅拌法优选发泡剂,建立了CO₂响应性增强泡沫体系,配方为0.1%发泡剂AOS+4.0％小分子胺+水。该体系在接触CO₂前黏度与水接近,与CO₂作用后黏度可升高18倍以上。性能评价结果显示:CO₂响应性增强泡沫体系的泡沫综合值可达到常规泡沫体系的11倍以上;具有明显的剪切稀释特性,流变方程符合幂律流体流变模式;比常规泡沫体系具有更强的黏弹性,可以封堵优势渗流通道,抑制非均质低渗透油藏CO₂驱气体窜流,提高低渗透油藏CO₂驱的采收率。研究结果表明,CO₂响应性增强泡沫体系可以解决低渗透油藏CO₂气体窜流问题,提高CO₂驱的开发效果。      

常压混砂准干法压裂技术的研究与应用

常压混砂准干法压裂技术作为一种二氧化碳压裂新技术,继承了二氧化碳压裂技术的独特优势,并且具有无需专用密闭混砂设备、常压混砂、配制方便、减阻和携砂一体化应用等特点。为了对常压混砂准干法压裂技术的下一步推广提供相关技术支持,本文对该技术进行了系统评价与研究。包括该技术的产生背景、技术思路和优势作了阐述与分析,配套产品的性能和准干法压裂液的性能评价,以及现阶段开展的现场应用案例展示。研究表明,常压混砂准干法压裂技术的准干法压裂液具有优异的压裂液性能,并且具有优异的增气增油效果。该技术为当前非常规油气的大规模高效开发提供了新的解决思路和办法。      

前置蓄能压裂中的CO2在玛湖凹陷砾岩油藏中的作用

准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩储集层致密,渗流能力差,油藏产量递减快,稳产难度大.CO2前置蓄能压裂比水力压裂效果好,但对CO2与玛湖凹陷原油及储集层岩石间的作用规律尚未有系统研究.因此,对CO2水溶液的置换能力及其对岩心矿物的溶蚀、岩心孔隙度和渗透率的改变等进行了研究.对于玛湖凹陷砾岩油藏,CO2水溶液置换原油率高于纯CO2...     

页岩二氧化碳压裂裂缝扩展机制及工艺研究

针对目前不同状态二氧化碳压裂裂缝扩展机制及二氧化碳压裂最优模式研究欠缺的问题,设计并开展了不同状态二氧化碳压裂物理模拟实验,同时进行了相关数值模拟,研究了不同状态二氧化碳对裂缝起裂及扩展的影响,对比分析了不同工艺下的压裂效果,并对二氧化碳压裂相关工艺的参数进行了优化。研究结果表明,二氧化碳作为压裂介质可降低破裂压力,提高裂缝复杂度;破裂压力由小到大排序为：超临界二氧化碳 ＜液态二氧化碳 ＜二氧化碳泡沫滑溜水 ＜滑溜水;二氧化碳复合压裂方式有利于增产、稳产,前置液 ＋后半程伴注液态二氧化碳／二氧化碳泡沫复合压裂工艺有助于提高改造效果;二氧化碳复合压裂工艺中起泡基液黏度应控制在3~6 mPa·s,泡沫质量应大于 75％,施工后半程泵入泡沫段塞更有利于提高改造体积。     

盐间页岩油体积压裂技术研究与实践

盐间页岩油储层存在上下盐岩蠕变特征不清,压裂过程中易受上下塑性盐岩干扰;储层岩性组分多、敏感性复杂、孔隙连通性差,储层中可溶盐的溶解规律不清楚等特点.储层特点对体积压裂技术提出了较高要求,为寻求盐间页岩油高效开发手段,在潜江凹陷古近系盐间页岩油油藏的BYY1HF井试验采用CO2增能复合压裂、耐酸压裂液加砂技术、密切割强...