影响油基冻胶压裂液质量因素的研究

油基压裂液是提高水敏性低渗透油气采收率的主要措施之一。本文从室内研究和现场施工两部分论述了影响油基冻胶压裂液质量的主要因素。研究结果表明 :基液、胶凝剂、交联剂、破胶剂、水分、初胶液粘度及成胶时间等是影响油基冻胶压裂液性能的主要因素 ;同时系统分析了影响现场压裂质量的主要原因及控制质量的主要技术指标 ,提出并建立了压裂施工时破胶剂及交联剂加量的动态数学模型 ,这对提高整体压裂效果将具有重要意义     

煤层压裂用压裂液性能室内实验评价研究

煤层气开发生产中,对煤层进行压裂改造是一个关键环节.为此对在煤层进行压裂改造时所用的压裂液性能进行了室内实验评价,其内容包括①改性胍胶、线性胶压裂液流变性与破胶性能研究;②有机硼交联冻胶压裂液流变性与破胶性能研究;③氮气泡沫压裂液流变性、破胶性能研究.结果认为泡沫压裂液是煤层气压裂用理想的工作液;泡沫质量、稠化剂浓度是影响泡沫压裂液流变性能的主要因素;线性胶和弱交联水基压裂液是煤层气用压裂液体系的补充;建议现场用泡沫压裂液稠化剂选用0.3%浓度、泡沫质量选择70%～75%;压裂液配制与实施是压裂施工的重要环节,建议在施工中加强压裂液现场质量控制、添加剂质量检测和压后排液管理,以确保压裂施工质量.     

原油稠化压裂液室内筛选及现场应用

针对华北油田岩性致密、泥质含量高、水敏性强、渗透率低的砂岩储层采油速率低的难题 ,开展了对原油稠化压裂液的室内筛选和现场应用研究。室内筛选配方以自产原油为基液 ,添加胶凝剂和交联剂 (交联比为 0 .1) ,使基液稠化为冻胶 ;在冻胶体系中 ,加入耐温剂 ,增大其耐温能力 ;压裂施工时 ,再加入交联剂和破胶剂 ,提高原油稠化压裂液的耐剪切性能。经现场配液和对 4口压裂试验井的选井、施工和效果对比 ,证实原油稠化压裂工艺技术是改造低渗透、强水敏性砂岩油层的有效措施     

原油含水对油基冻胶压裂液性能的影响

本文玉要研究了原油含水对油基冻胶压裂液的最佳交联比,破胶剂加量,滤失和岩心伤害等性能的影响,实验结果表明,当原渍含小于６％时,对油基冻胶压鲜明液的质量影响不大,随着原油中含水量的增加,相应增加破胶剂的加量;但是,当原油含水大于６％时,就不能形成较好的油基冻胶压裂液。     

原油基压裂液研究

研制了一种适用于低压、低渗、水敏性储集层的新型原油基压裂液体系。根据基液原油的组分合成相应的增稠剂，增稠剂在原油中与交联剂反应，形成网状结构，使原油成为黏度可以调控的冻胶，从根本上改变了油基压裂液以柴油、煤油为基液的现状，降低了油基压裂液的成本，同时还提高了压裂液的抗温、抗剪切和破胶性能，并将交联时间缩短到2h以内，可以满足现场压裂施工的要求，大大降低了施工强度和压裂改造的综合成本。在青海油田进行的现场先导试验取得成功。图9表1参5     

DCE柴油基冻胶压裂液的室内研究

以多元磷酸酯、偏铝酸钠、磷酸酯铝盐、三乙醇胺和柴油为原料，配制出DCE柴油基冻胶压裂液。研究了初成胶液（柴油＋多元磷酸酯J26812＋偏铝酸钠NA）、DCE柴油基压裂液冻胶及破胶液的性能，简要介绍了油基压裂液的交联机理和交联特点。研究结果表明，DCE柴油基冻胶压裂液具有耐高温、抗剪切、基本不伤害地层等特点，适用于低渗透、强水敏性地层的压裂。     

一种连续施工的柴油基冻胶压裂液PS-1室内研究

针对国内目前所用油基压裂液成胶速度慢,通常采用间歇施工工艺的缺点,研究开发了一种低伤害连续 施工的油基冻胶压裂液体系。室内试验表明,该压裂液体系(在柴油中加入1．5％胶凝剂、0．24％加速剂)成胶速度 快,搅拌30s粘度可达到158mPa·s左右,120s内就能形成良好的油基冻胶压裂液;抗温抗剪切性能好(在120℃, 170s(?)下连续剪切70min后,压裂液的粘度大于50mPa·s),对岩心伤害率小于6％。对现场施工井统计表明,采用该 压裂液体系进行连续施工,与间歇施工工艺相比单井可节省费用约4万元,施工时间缩短2／3。     

硼交联羟丙基瓜尔胶压裂液回收再用可行性研究

探讨了羟丙基瓜尔胶/硼冻胶压裂液回收再用的可行性。分析了该压裂液冻胶在无通用破胶剂情况下的非降解性破胶机理,控制因素为pH值和温度,破胶液黏度最低可达基液水平。基于一种有机硼交联HPG冻胶压裂液的实验数据及文献资料,讨论了升温,使用缓释酸及稀释3种非降解性破胶方法。①根据压裂过程中裂缝附近温度场分布设计压裂液,携砂液耐温性只需达到裂缝内的较低温度,地层温度恢复后其黏度将大幅降低;使用产气生热剂可提高裂缝温度。②加入设定量未指明组成的缓释酸使实验压裂液120℃黏度降至<40 mPa.s,补加NaOH后黏度维持>200 mPa.s近3小时。③压裂液与地层水等量混合后破胶,黏度~20 mPa.s,复合清水压裂工艺即基于此原理。不同泵注阶段示踪剂产出曲线表明,影响压裂液返排的因素不只是黏度,某些未破胶压裂液的返排率反而很高;如使用方法适当,缓释酸破胶的返排率可以达到通用氧化型破胶剂破胶的相同水平。国外实践表明,重复使用低分子量瓜尔胶压裂液可提高压裂效果。图7参9。     

体系酸碱度对羟丙基瓜胶压裂液的影响

体系的酸碱度直接影响着羟丙基瓜胶粉溶胀、溶解的过程,也影响着压裂液冻胶的形成及其性能。本文阐述了羟丙基瓜胶原胶液配制时,在中性或弱酸性的配液水中,能加快瓜胶粉溶胀溶解成胶液,是快速配制原胶液的有效方法;瓜胶液与硼砂形成冻胶的速度及冻胶的耐热抗剪性能,也受体系的酸碱度影响。体系的酸碱度关系到压裂液性能和压裂施工的成败。     

高温油基冻胶压裂液的室内研究

介绍了由磷酸酯胶凝剂、交联剂、表面活性剂、激活剂和破胶剂组成的具有特殊性能的油基冻胶压裂液体系。实验结果表明,该种压裂液体系克服了现有油基压裂液成胶速度慢、不耐高温的缺陷,具备在高温条件下施工时所具有的持续热稳定性和快速成胶等特点,适用于水敏性、低压低渗透油气藏的压裂改造。     

钛冻胶水基压裂液

研究了一种新的水基压裂液即钛冻胶水基压裂液。这种压裂液是以聚丙烯酰胺(PAM)作成胶剂,以无机钛化合物作交联剂,加入适量的破胶剂和防乳剂配成。这种压裂液的特点是粘度高、摩阻低、滤失系数小、可在指定的时间水化,水化后残液无渣、粘度低、不与油乳化,因而易于从地层排出。作为交联剂的无机钛化合物可在破胶水化后作为粘土防膨剂,从而使这种水基压裂液特别适用于压裂粘土含量高的地层。本文研究了影响钛冻胶的各种因素(包括成胶液的pH,PAM的分子量、水解度和浓度,成胶液与交联液的配此,温度,配制用水的矿化度)和钛冻胶作为压裂液的使用性能,证实这种冻胶比硼冻胶优越。     

一种速溶无残渣纤维素压裂液

早期纤维素压裂液存在配液难、耐温差、破胶不彻底、对地层伤害大等问题。本文介绍的速溶无残渣纤维素压裂液基液由0.4%羟乙基羧甲基纤维素FAG-500、0.2%增黏剂FAZ-1、0.5%调节剂FAJ-305组成。分析了该压裂液的抗盐性、耐温耐剪切性、携砂性、破胶性、动态滤失及伤害性。结果表明,在中等矿化度（242~2444 mg/L）条件下,基液黏度约为67.5 mPa·s,在pH 4.5~5.0下,在基液中加入交联剂FAC-201形成冻胶。在120℃、170 s^-1条件下,压裂液冻胶剪切70 min后的黏度约为150 mPa·s,可满足低于130℃储层压裂需求。加入0.002%破胶剂过硫酸铵后,冻胶在100℃、170 s^-1条件下剪切1.5 h后的黏度约为200 mPa·s,破胶剂不影响施工时体系的流变性能。破胶后无残渣,破胶液表面张力为24.44 mN/m,界面张力3.20 mN/m。在90℃下,0.3% FAG-500压裂液冻胶的储能模量G′和耗能模量G″分别为7.2 Pa和1.6 Pa。砂比为40%的交联冻胶携砂液在90℃水浴加热6 h后,无沉砂现象,携砂性能良好。压裂液对岩心的渗透率损害率为24.75%。该纤维素压裂液具有速溶易配制、酸性交联、无需防膨剂等特点。在长庆油田两口致密油井和两口致密气井进行了现场应用,施工成功率大于95%,施工有效率100%。     

水力压裂工艺中的分段破胶技术

针对水基冻胶压裂液常规破胶过程中破胶时间长、水化液粘度高、液体返排率低、对地层污染严重等问题,研究了储层温度、破胶时间、破胶剂浓度等对破胶效果的影响。室内研究表明,破胶剂浓度越大,破胶温度越高,破胶时间越长,则水化液粘度越小。在此基础上,根据不同施工阶段及液体经受的剪切时间和温度环境的不同,研制出适应于水基冻胶压裂液体系的分段破胶技术,使压裂液在施工过程中既能保持较高的携砂粘度,又能在压后快速破胶水化。应用该技术在现场进行了10井次压裂施工,压后平均关井时间为4h,返排周期为10.6d,平均返排率为89.     

王家岗油田高凝油储层热污水压裂液技术

针对王家岗高凝油储层在压裂过程中易产生冷伤害的问题,提出了高凝油储层热污水压裂技术。由于热污水在配制常规瓜胶压裂液时,存在配伍性差、交联冻胶热稳定性差的问题,开展了热污水胍胶压裂液体系的研究,研发了新型有机硼锆JH交联剂。该交联剂其可以完全分散在水中,与常规羟丙基胍胶可形成高黏度冻胶体。室内实验及现场应用结果表明,该压裂液体系能满足现场施工要求,是高凝油储层压裂改造的一项有效措施。     

王家岗油田高凝油储层热污水压裂液技术

针对王家岗高凝油储层在压裂过程中易产生冷伤害的问题,提出了高凝油储层热污水压裂技术。由于热污水在配制常规瓜胶压裂液时,存在配伍性差、交联冻胶热稳定性差的问题,开展了热污水胍胶压裂液体系的研究,研发了新型有机硼锆JH交联剂。该交联剂其可以完全分散在水中,与常规羟丙基胍胶可形成高黏度冻胶体。室内实验及现场应用结果表明,该压裂液体系能满足现场施工要求,是高凝油储层压裂改造的一项有效措施。     

压裂液对致密油储层人工裂缝渗透率的影响分析

对于致密油储层来说,目前国内外对其开采主要是通过压裂形成人工裂缝增加储层的渗流能力,提高原油产量。然而在压裂施工的过程中势必会造成压裂液对地层的伤害及对支撑裂缝导流能力的伤害。弄清压裂液对人工裂缝渗透率的影响因素,对于提高致密油储层压裂改造效果及提高原油产量有着重要的意义。本文是针对致密油储层的真实岩心人工裂缝,进行室内试验研究,主要从压裂液破胶液对人工裂缝的伤害出发,研究了破胶液对人工裂缝的伤害及对渗透率的影响,支撑剂的分布对人工裂缝渗透率的影响及破胶液对支撑剂分布的影响等几个方面进行了系统的研究。并得出了影响人工裂缝渗透率的主要因素是裂缝断面粗糙度、支撑剂的运移及裂缝表面的性质等。     

一种适用于页岩油气井工厂化体积压裂的新型液体破胶剂

针对页岩油气井工厂化体积压裂过程中固体粉末破胶剂使用存在人工强度大、安全风险高、且易出现混配不均匀导致破胶效果差的问题，基于过硫酸盐氧化破胶机理，研制了一种新型液体破胶剂。通过室内实验分析了配方组成、存储方式、存储时间、pH值等因素对液体破胶剂性能的影响。结果表明：密闭保存环境下过硫酸钾液体破胶剂性能更稳定，同时，体积浓度为0.06%或0.05%、温度90℃、破胶时间4 h的条件下该液体破胶剂分别对冻胶压裂液体系和变黏滑溜水两种常用压裂液体系均能彻底破胶，破胶液黏度小于5 mPa·s,满足现场压裂液破胶技术要求。历时23 d,在大庆油田1口页岩油水平井43段体积压裂成功应用，放喷求产阶段返排液黏度均小于2 mPa·s,破胶性能好、破胶彻底，有效解决了固体粉末破胶剂使用过程中存在的难题，为工厂化体积压裂施工提供了技术支撑。     

柳林地区煤层压裂液伤害评价及应用

压裂增产技术是煤层气开发的重要手段之一。针对鄂尔多斯盆地柳林地区煤层具有储层压力低、渗透率低、孔隙度低和含气饱和度低以及煤层吸附性较强等特点,通过使用短岩心(暂堵)酸化流动仪进行了活性水压裂液、线性胶压裂液、冻胶压裂液和清洁压裂液对煤岩的柳林地区煤岩心渗透率伤害评价实验。实验结果表明,活性水对岩心渗透率的伤害程度最低,为9.82%,清洁压裂液的伤害程度为43.49%,冻胶破胶液压裂液的伤害程度为81%,线性胶压裂液的伤害程度为89.3%,对煤层伤害程度依次为:活性水清洁压裂液冻胶破胶液线性胶。使用优选出的活性水压裂液对现场实施压裂10口井,单井的最大砂比不超过30%,平均砂比15%左右,显示出活性水压裂液的携砂能力满足压裂施工要求,施工成功率接近100%。     

巴喀致密砂岩气藏醇基压裂液研究及效果评价

为解决巴喀致密砂岩气藏压裂时的水锁等地层伤害问题,研制了一种低浓度醇基压裂液体系,用于改善地层气相渗透率和压裂效果。在筛选醇、增稠剂、交联剂等主剂与添加剂,研究评价醇对瓜胶液性能的影响,醇基压裂液体系的抗温抗剪切性能、破胶性能的基础上,通过室内实验表明,醇基压裂液体系可降低破胶液的表面张力,解除水锁提高返排效率,对岩心的伤害率比常规水基压裂液降低30%以上。现场醇基压裂井平均增产9.5倍,残液自喷返排率达到55%以上。     

快速水合瓜胶压裂液的研究与应用

为满足水平井体积压裂技术中连续混配作业要求,并缓解常规羟丙基瓜胶原料供给压力,开展快速水合瓜胶压裂液体系的研究。探索对瓜胶原粉进行细度分级和表面处理,使其能够快速分散水合,替代常规羟丙基瓜胶,为水平井体积压裂的压裂液体系提供一种新的路径。本文优选配套杀菌剂,压裂液基液72 h稳定性提高70%;制备配套交联剂,有效降低稠化剂浓度,解决基液黏度高、冻胶交联速度快、残渣含量高等问题,改善混砂状态、施工摩阻和储层伤害。研究结果表明,快速水合瓜胶压裂液的3 min溶胀率大于90%,72 h基液黏度保持率在85%以上,交联时间30～180 s,在120℃、170 s-1剪切1 h后的黏度达200 mPa · s,破胶后残渣含量小于400 mg · L-1,可适用于30～120℃储层的压裂作业。已在新疆油田开展5口水平井连续混配现场试验,施工及生产效果良好。