青海油田低浓度胍胶压裂液的性能研究与现场应用简

开发了稠化剂浓度为0．18％-0．20％的低浓度胍胶压裂液体系,使稠化剂浓度比常规胍胶压裂中的稠化剂浓度低40％-50％,单方液成本降低30％-38％。通过对该低浓度胍胶压裂液的性能评价,确定了该体系具有良好的耐温耐剪切性能和滤失性能,破胶快速彻底。岩心损害率为22．53％,压裂液残渣含量仅为226．3mg／L,为常规胍胶压裂液的一半,大大降低了压裂液残渣对裂缝导流能力的损害。2012年,低浓度胍胶压裂液体系在青海油田应用总井数87井次,累计降低成本403．7万元,其中在昆北区块应用55井次,增产倍数为该区块2011年压裂井的1．08倍,降本增产效果明显。图3表6参5     

低浓度胍胶压裂液体系的研究与应用

针对常规胍胶压裂液体系增稠剂浓度偏高,造成压裂成本较高、压裂液残渣含量高和对储层伤害较大的问题,用硼砂、多元醇和醚类助溶剂等合成了较高分子量的多核硼交联剂DY-1,研究了胍胶加量对压裂液黏度的影响,考察了压裂液的各项性能,并在新疆油田进行了现场应用。结果表明,胍胶加量在低于0.165%、高于0.135%时能与DY-1形成聚合物交联体。低浓度胍胶压裂液耐温耐剪切性较好,胍胶加量为0.18%~0.4%时,压裂液在30~140℃、170 s~(-1)下剪切60 min的黏度均大于100 mPa·s;30~100℃下压裂液的流动行为指数n(0.3~0.7)和稠度系数k(1.3~1.8)总体变化较为平缓,压裂液性能稳定;压裂液静态悬砂性能较好,在30~80℃下通过增加压裂液pH值可使陶粒的沉降速率降至0.05 cm/min;压裂液能有效控制滤失,造缝性能良好;在30~100℃下胍胶压裂液在3~4 h均能彻底破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s,破胶液残渣含量低至76 mg/L。现场施工成功率100%,压裂液成本降低15.2%,增油效果明显,满足新疆油田储层改造的要求。     

国内近期压裂液添加剂发展趋势

压裂工艺中的工作液是压裂中的关键所在，而所有的压裂液都需要化学添加剂来改善其流体的性能。因此对化学添加剂的改进与提高将进一步增加压裂效果，达到使地层伤害最小、增加油气产量的目的。文章评述了国内近期(1998年以来)压裂液主要化学添加剂使用现状与发展方向，简要介绍了增稠剂、交联剂、破胶剂等添加剂的性能与应用。并提出了今后水基压裂液的进展与突破方向。     

新型低温压裂液体系的实验研究及应用

通过低温破胶影响因素室内实验，研究开发出了一种新型低温压裂液体系，研究结果表明，当温度低于52℃时，APS破胶剂只有在一种低温破胶助剂的作用下才可以发挥破胶作用，且破胶速度随APS浓度的增加而增加。该压裂液体系的破胶速度随溶胶液PH值增加而减小，随环境温度的上升而逐渐增加，压裂液体系的破胶速度受体温破胶助剂用量的影响较大，压裂液中其它添加剂对压裂液体系的破胶速度影响不大，通过现场60余井次的成功压裂，以及施工所取得的良好增产效果，证明新型低温压裂液体系非常适合浅井复产和增产的压裂工艺改造。     

甘谷驿油田低浓度瓜尔胶压裂液体系应用

甘谷驿油田储层属于特低孔特低渗储层,油井投产及增产措施主要依靠压裂措施。压裂施工使用的压裂液体系以水基低温羟丙基瓜尔胶为主,占90%以上。近年来原油价格持续走低,降本增效成为各油田的主要任务,甘谷驿油田通过降低压裂液羟丙基瓜尔胶的加入浓度,在降低储层改造费用的同时,也降低了压裂液对储层的伤害,降低了水处理的难度。该体系将羟丙基瓜尔胶的使用浓度由0.35%降低到0.25%,保持压裂液的黏度大于140 m Pa·s。2013年至2016年四年时间压裂措施共计1 600井次,施工压裂平稳,砂比40%~45%,均顺利完成施工,且增产效果较好。     

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。     

海上压裂液体系综合评价方法研究与应用

压裂液体系的选择是否合理对压裂作业的成功与否至关重要,人为经验选择无法保证选择结果的合理性和客观性,易对压裂作业效果产生负面影响。综合考虑压裂液摩阻性能、携砂性能和储层保护性能,提出了以基液表观黏度、交联时间、滤失系数等9大评价指标为基础的综合评价体系,利用层次分析法得到各个因素对压裂液选择的影响权重,以此为基础利用模糊物元的方法形成了压裂液体系定量评估方法。利用该方法成功指导了渤海X1等7井次压裂液体系的选择,助力X1井产量达到配产的1.5～1.8倍,证明了该选择方法的合理性和可靠性,有望在渤海及其他油田推广应用。     

水基压裂液用聚合物增稠剂评述

增稠剂是压裂液中的主要化学成分,增稠剂的性能直接影响压裂液的性能。目前使用的聚合物增稠剂品种很多,大致可分为天然植物胶及其衍生物、纤维素衍生物以及合成聚合物3大类,对此3大类聚合物增稠剂的应用状况及性能作了较详细的评述,并提出聚合物增稠剂性能改进方向。     

新型高效水力压裂液系统的应用

讨论了不依造单独组分维持系统ＰＨ值的最佳低浓度凝胶硼酸盐压裂液系统的低温应用情况；测试了该液体系统的粘度，滤失量，静太支撑剂沉降以及动态携砂能力；描述了试验程序和结果以及在阿根廷、厄瓜多尔、德克萨斯Ｐａｎｈａｎｄｌｅ和Ｐｅｒｍｉａｎ盆地进行的实例研究。     

一种低浓度压裂液有机硼交联剂的合成与性能评价

针对目前国内压裂液稠化剂使用浓度较高的问题,以十水四硼酸钠为主原料,在NaOH的催化剂作用下,与乙二醇、三乙醇胺和多羟基醇进行络合反应,合成了适用于低浓度压裂液体系下的有机硼交联剂JS2-6,通过红外光谱对交联剂JS2-6以及HPG/JS2-6交联形成的冻胶分别进行了结构表征,研究了该交联剂与较低浓度的羟丙基胍胶所形成压裂液的延缓交联性能、耐温抗剪切性能、滤失性能、破乳性能和摩阻性能。通过实验得到的低浓度压裂液体系配方为:(0.3%～0.35%)HPG+0.2%杀菌剂FHS-18+0.2%助排剂F220+0.3%黏土稳定剂DS-208+0.1%交联促进剂+(0.02%～0.04%)p H调节剂,交联比为100∶(0.2～0.3),体系适用温度为60数150℃。通过调节体系的pH值,有效延长交联时间可达90 s。在温度140℃、剪切速率170 s~(-1)下剪切90 min,压裂液的黏度保持在150 m Pa·s左右,具有优异的耐温耐剪切性能。该体系在120℃时滤失系数最低为7.12×10~(-4)m/min~(1/2),滤失量28 mL,能有效减少地层伤害。在120℃破胶后的破胶液与煤油间的界面张力1 mN/m,破胶液黏度较低,对地层伤害率低,且具有低摩阻的特点,可达到易排液的使用要求。图9表3参17     

新型超低温压裂液体系的研究与应用

在对埋藏浅、储层温度低的油藏进行压裂改造中,压裂液的性能是施工成功的关键,要求压裂液完成携砂任务后在低温下破胶并快速返排.超低温压裂液是针对大庆油田低温储层研究的,主要解决了以下3个方面的问题:稠化剂用量减少,配液时要保证稠化剂分散均匀、溶胀好,满足了基液黏度要求;常规破胶剂在温度低于48℃时,过硫酸盐破胶作用减弱,在...     

超级胍胶压裂液体系研究与应用

海拉尔盆地低渗透储层物性条件复杂、敏感性强、易受伤害.为有效控制和降低压裂液对油层的伤害,进一步提高压裂效果,开发了满足低渗透储层压裂需要的低质量分数、低残渣、低伤害的超级胍胶压裂液配方体系.研制了新型增稠剂,攻关了新型交联剂XJL-2,优选了主要的添加剂.室内件能评价结果表明,该体系不同温度配方增稠制使用质量分数比羟...     

凝灰岩储层压裂液体系的研究与应用

海拉尔盆地兴安岭群储层物性差,岩性复杂,广泛发育凝灰岩。凝灰岩遇水后迅速膨胀、崩解,压裂施工中在低砂比情况下即产生砂堵,导致施工失败,影响凝灰岩储层的进一步勘探开发。通过分析岩石矿物特征、力学性质及水理特征,分析了压裂施工影响因素。结果表明,压裂液性能是决定施工成败的关键因素。在此基础上研制出一种新型交联乳化压裂液体系。该压裂液体系与凝灰岩配伍性好,滤失低,综合性能优越。现场应用66口井163层,施工成功率达到97%,满足了凝灰岩储层压裂改造的需要。     

耐高温高矿化度海水基压裂液体系研究及应用

为满足海上高温低渗油田压裂施工的需求,以丙烯酰胺、丙烯酸、N-乙烯基吡咯烷酮和长链季铵盐阳离子单体为原料,制备了一种新型两性离子型聚合物稠化剂CHY-2,并以此为主要处理剂,研制了一套适合海上高温低渗油田的耐高温高矿化度海水基压裂液体系。该压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能,在160℃,170 s-1的剪切速率下实验120 min后,体系黏度仍能保持在100 mPa·s以上;压裂液基液具有良好的耐盐性能,使用105000 mg/L的模拟水配制的基液黏度较高。此外,该压裂液体系还具有较好的滤失性能、悬砂性能和破胶性能,并且破胶液对储层天然岩心基质渗透率的伤害率小于10%,具有较好的低伤害特性,能够满足海上油田压裂施工的要求。现场应用结果表明,海水基压裂液配制过程简单,性能稳定,X-11井压裂施工过程顺利,压后日产油量18.3 t,取得了良好的压裂施工效果。     

低温稠油藏整体压裂配套压裂液系统研究

针对浅层、低温、低压、稠油和断块油藏的地质特征，以及整体压裂配套工艺的要求，进行压裂液系统的研究开发，提出了性能优良的压裂液体系；采用该压裂液体系，对内蒙古科尔沁油田庙５、庙７块６８口油井进行整体压裂改造，提高了压裂的成功率和有效率，实现了良好的增产效益。     

地下自动发泡的新型类泡沫压裂液研究及现场应用

随着川西新场气田中浅层低渗透气藏采出程度的增加,地层压力越来越低,采用常规压裂液施工滤失伤害严重,返排困难,压裂增产效果变差。为了解决上述难题,开发出了一种地下自动发泡的新型类泡沫压裂液。这种新型压裂液自动升温增压、地下自动泡沫化形成类似"泡沫压裂液"的混合物,具有优良的携砂性能、降滤失性能、破胶性能,自动增压助排,用于低压气井自喷返排率高,伤害率低。它兼具泡沫压裂液的优点和常规水基压裂液的经济性,腐蚀性低,施工方便,在8口井中获得成功应用,自喷返排率高,增产效果好,为川西中浅层剩余难动用储量的压裂开发提供了一种新的技术手段,在低压低渗油气田具有广阔的推广应用前景。     

耐高温低摩阻低伤害压裂液的研究

根据深层高温低渗特低渗油藏水力压裂改造需要,开展了耐高温、低摩阻、低伤害压裂液研究,形成了可以满足110％～140℃储层压裂施工需要的压裂液体系配方,5口井6井次的现场应用表明,施工的成功率和有效率明显提高,压裂施工的摩阻降低、返排率提高、对地层的伤害减少。     

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针对川西浅层J₃p气藏的低温和低压地质特征和地层返排能量有限、压裂液返排速度低、排液不彻底等诸多难点，以及施工过程中，压裂液滤失量大，储层水敏性粘土矿物含量高（水敏性强）等问题，文章提出对胍胶进行改性处理，并将生热体系引入到改性胍胶压裂液体系中，形成新型低伤害压裂液体系。通过对TC9 2A新型低伤害压裂液的粘度特征、流变特征、滤失、悬砂、增压、升温、助排以及对油藏岩心伤害等室内评价和龙72井的现场应用，结果表明该新型低伤害压裂液不但具有自动增压、降低井筒液柱密度、表面张力低、破胶彻底、破胶液的粘度低等优点，还具有优良的携砂和助排能力，在改造低压、低渗透油气藏具有明显优势。     

长岭火山岩气藏高温低浓度低伤害压裂液研究

火山岩储层与砂岩储层有显著区别,是近年来倍受关注的特殊新型储层。针对长岭火山岩气藏储层埋藏深、地层温度高、粘土矿物含量高的特点,分析其对压裂液的特殊要求,通过实验优化确定了稠化剂、有机硼延缓交联剂、前置液使用的有机防膨剂及表面活性剂,特别确定使用螯合剂降低地层流体与外来流体不配伍造成的地层伤害,采用胶囊分段破胶技术降低压裂液浓缩伤害,获得了火山岩气藏压裂液配方。实验室评价表明：该压裂液体系抗温抗剪切能力强、破胶彻底、与火层岩储层矿物和地层水配伍,岩心渗透率伤害率小于15％,其摩阻系数可以降到清水的60％。该压裂液在长岭火山岩气藏得到了成功应用。图4表8参7     

低渗透油气储层压裂液的研究进展

综述了低渗致密储层尤其是鄂尔多斯盆地储层的压裂技术难点,针对低渗、低孔致密油藏,提出了提高低渗透致密油藏产量的措施,阐述了3种低渗透油藏压裂液—胍胶压裂液、聚合物压裂液和清洁压裂液各自优缺点和特性,重点介绍了清洁压裂液种类和特点、成胶原理、破胶原理,展望了清洁压裂液的未来发展趋势。