新型低伤害清洁减阻水压裂液体系研究及应用

针对常规减阻水压裂液在页岩储层压裂施工过程中存在着较高的管路摩阻以及较低的携砂能力等问题,以新型聚合物类减阻剂GZJ-3为主要处理剂,并添加相关助剂,研究出一套适合页岩储层体积压裂用的新型低伤害清洁减阻水压裂液体系。室内对压裂液体系的综合性能进行了评价,结果表明,该压裂液体系具有良好的耐温抗剪切能力,在90℃、170 s~(-1)条件下剪切100 min后,体系黏度仍能保持在20 mPa·s左右;体系具有一定的黏弹性,携砂能力明显优于常规减阻水压裂液;当流量为3.0 m~3/h时,压裂液体系的减阻率能够达到66.7%,具有低摩阻特性;体系防膨率能够达到90%以上,具有良好的防膨性能;压裂液体系破胶后具有较低的黏度、表面张力和残渣含量,对储层岩心的基质渗透率伤害率较低,具有低伤害特性。现场试验结果表明,使用新型低伤害清洁减阻水压裂液体系的平均砂比能够达到16.1%,并且具有良好的减阻性,能够满足页岩储层压裂对排量和加砂量的要求,具有良好的推广应用前景。     

页岩气深井压裂用低伤害减阻水体系研究

通过开展减阻剂及配套添加剂优选,研发出一套高效减阻水体系,其配方为0.12%高效减阻剂JZ-1+0.2%防膨剂FP-1+0.1%助排剂ZP-1。该体系在高剪切速率下剪切稳定性好,黏度恢复率达94.7%;在高剪切速率下黏度较低,有利于压力传导,穿透层理,形成网缝,减阻率达76.7%,能够大幅降低施工摩阻;在低剪切速率下黏度较高,有利于支撑剂悬浮。同时该体系具有储层伤害小的特点,有利于储层保护,适用于页岩气深井压裂改造。     

反相乳液型减阻剂及滑溜水体系的研发与应用

由于常规压裂液降阻效果差,对储层伤害大,为了大幅度降低施工摩阻,降低施工压力,改善压裂改造效果,采用反相乳液聚合法合成了一种用于压裂的反相乳液型减阻剂,并以其为主剂,与优选出的配伍性能好、协同效应好的黏土稳定剂、助排剂等复配形成了一种新型滑溜水体系。室内试验表明:0.10%~0.15%反相乳液型减阻剂溶液的减阻率达到65%以上;新型滑溜水体系的减阻率达到65%,且具有较高的防膨胀和助排性能,较好的耐温抗盐性能。新型滑溜水体系已在青海、江汉、华北等油田薄互致密储层压裂和页岩油气井分段压裂中进行了应用,表现出了良好的特性,获得了良好的改造效果。该体系能够满足页岩油气储层及致密储层压裂的需要,且能降低大型压裂的施工成本。      

压裂用减阻剂及其减阻机理研究进展*

减阻剂是致密砂岩、页岩等非常规储层改造压裂液的关键添加剂,其性能直接影响压裂施工效果。通过介 绍聚合物类减阻剂、表面活性剂类减阻剂和多元减阻剂,分析比较了3种减阻剂的优缺点及研究进展,重点阐述 了减阻剂的减阻机理及减阻失效机理,归纳总结了纳米材料在压裂减阻中的应用研究进展。指出在高温、高剪 切、复杂介质等非常规储层压裂环境中,同时具有储层伤害小、携砂能力强、减阻稳定且高效、易返排、易回收利 用等优点的新型多功能复合减阻剂将是今后研究的重要方向。     

页岩气环保变黏压裂液的研究与应用

为解决深层页岩气开发中常规压裂液储层伤害大、携砂能力差、变黏工序复杂等技术难题，结合威远区块深层页岩储层特点及施工需求，研发了一种环保变黏压裂液体系，并进行了室内性能评价与现场应用。研究表明：该环保压裂液体系可以在30 s内完全溶解，压裂液可在黏度为2～150 mPa·s范围内实时调整；使用返排水配制的低黏压裂液与高黏压裂液减阻率均大于70%,线性胶压裂液减阻率大于65%;低黏压裂液与高黏压裂液储层损害率均小于15.00%,线性胶压裂液岩心损害率为15.47%;环保变黏压裂液生物毒性均为无毒；环保变黏压裂液携砂性能良好，较清水携砂性能最大提高65倍。在威远H21-5井的应用表明，环保变黏压裂液溶解速度快、减阻性能优异、携砂性能优良，可实时改变黏度以满足不同压裂工况，满足减阻携砂一体化压裂施工的技术需求，具有较好应用前景。     

低表面张力滑溜水在低压致密气藏中的应用

低压致密气藏储层渗透率低、孔隙度小、压力系数低,普遍存在因压裂液入侵造成的水敏伤害问题。为了降低压裂液对低压致密气藏储层伤害,提高压裂液返排率,筛选一种配方为0.15%减阻剂XY-205+0.1%助排剂XY-120+0.2%防膨剂XY-63的具有低表面张力的滑溜水体系,并考察了该滑溜水的减阻率、防膨率以及对岩心伤害性能,并进行了现场应用。该滑溜水体系的表面张力为20.12 mN/m、与煤油间的界面张力为1.52 mN/m,最大减阻率达到70.58%,对王府区块HG-01井岩心的防膨率达到90%,滑溜水对岩心伤害可降至14.46%。滑溜水在低压致密气藏现场应用3口井,压裂施工顺利,压后见气速度快,排液4 h见气,返排率61%,取得较好的改造效果。     

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。     

高效防膨抗盐滑溜水压裂液体系研究

基于某油田配液污水,开展了高效防膨抗盐滑溜水压裂液体系研究,用于解决黏土含量高、强水敏、弱胶结、易松散储层与压裂液体系接触后水化膨胀甚至岩石骨架垮塌堵塞压裂裂缝及基质孔隙、喉道等问题。实验结果表明,以KY-2为抗盐减阻剂、FP-3为有机胺复合防膨剂、ZP-2为助排剂,采用矿化度为15 548.96 mg/L的配液污水配制0.05%KY-2+0.4%FP-3+0.1%ZP-2高效防膨抗盐滑溜水压裂液体系,其防膨率(96.2%)可与4%KCl相当,防膨效果好;清水冲洗10次后,防膨率仍有89.87%,长效防膨效果好;同时,在该配液污水条件下,减阻率达78.45%,降阻效果好。通过现场试验效果验证,该体系改善了强水敏储层KCl用量大,成本高,无法使用免混配工艺以及由于高矿化度导致减阻率下降的问题。     

致密油新一代驱油型滑溜水压裂液体系的研制与应用

鄂尔多斯盆地致密油藏储层渗透率低,地层压力低,油井依靠压裂投产。油藏开发中普遍呈现初期产量高、递减快、稳产难度大、采收率低等特征。为实现油井压裂施工中补充地层能量、储层低伤害、降低界面张力以及提高洗油效率等目的,文中提出了在JHFR-2减阻剂+JHFD-2多功能添加剂滑溜水压裂液体系中加入HE-BIO生物驱油剂,并且在压裂液减阻效果、抗盐性、储层伤害、生物毒性、洗油效率、驱油效率等实验研究的基础上,研制了集压裂、增能、驱油为一体的致密油新一代驱油型滑溜水压裂液体系。该体系具有速溶、无毒、环保低伤害、减阻、抗盐、防膨、超低界面张力等特点。利用该压裂液体系,在南泥湾油田P132平2井开展压裂三采一体化先导试验取得圆满成功,为我国致密油藏的高效开发进行了有益尝试。     

低压浅层油藏重复压裂改造压裂液体系研究与试验

万城油田新沟嘴组储层是典型的浅层低压低孔低渗储层,优选出适合重复压裂改造的携砂能力强、易破胶返排、储层伤害小的压裂液体系是确保施工成功和提高压后效果的关键。经室内实验优选得到0.50%稠化剂HPG、0.50%助排剂BA1-5、0.50%黏土稳定剂BA1-13、0.20%杀菌剂BA2-3、0.45%（交联比）交联剂（BA1-21A、BA1-21B质量比10:1）组成的低伤害压裂液体系。压裂液性能评价实验表明:该体系在70℃、170 s^-1下剪切2h后的压裂液黏度约120 mPa·s,抗剪切性较好;破胶剂（NH₄）₂S₂O₈加量在500mg/L时,压裂液在2h内彻底破胶,破胶液黏度为3mPa·s,破胶性能良好;压裂液体系破胶后的地层支撑裂缝导流能力约116.68 D·cm,伤害率为28%,对储层伤害小。该体系在W5X井成功进行了现场试验,施工平均砂比29.3%,排量4.5⁵.0 m³/min;重复压裂效果理想,压后稳定日产液6.5t,日产油5.1t。     

清洁滑溜水压裂液在长宁H26平台的应用

目前使用的滑溜水压裂液存在着与返排水不适应以及对储层伤害大等缺点。根据四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩特点及施工需要,研发出一种适合长宁区块的清洁滑溜水压裂液体系,进行了室内性能评价和现场应用。室内实验表明,该压裂液主剂JHFR-2的减阻性能好,使用现场返排液配制滑溜水时减阻率可达70%,溶解时间在30 s以内,最优加量为0.07%~0.10%;对岩心渗透率恢复率为91.9%;压裂液无毒,易返排。在长宁H26-4井的应用表明,清洁滑溜水压裂液的降阻性能好,能达到连续在线混配施工的要求,完全满足长时间大液量大砂量的页岩气井地层压裂。该压裂液配制工艺简单,可降低施工成本,有较好的应用前景。      

富钙页岩油气压裂用酸性滑溜水体系

常规滑溜水防膨效果不理想,无溶蚀钙质功能,在非海相页岩储层压裂效果不理想,亟需开发一种集降阻、溶蚀、造缝、防膨及携砂一体的新型多功能滑溜水体系。本研究合成了一种新型耐酸型减阻剂,在酸中具有良好的增黏和稳定性能,优选了防膨和缓蚀双重功能缓蚀剂,大幅度提高体系防膨性能,加入黏土稳定剂和助排剂形成了多功能酸性滑溜水压裂体系。研究结果表明：该酸性滑溜水室内降阻率可达69%,防膨率大于90%,表面张力小于28 mN/m,腐蚀速率小于5 g·m-2/h,满足各项性能要求。经现场实验,表现出较好的降压降阻效果,在裂缝中起到了溶蚀扩缝降压作用,具有良好的推广应用前景。     

富钙页岩油气压裂用酸性滑溜水体系

常规滑溜水防膨效果不理想,无溶蚀钙质功能,在非海相页岩储层压裂效果不理想,亟需开发一种集降阻、溶蚀、造缝、防膨及携砂一体的新型多功能滑溜水体系。本研究合成了一种新型耐酸型减阻剂,在酸中具有良好的增黏和稳定性能,优选了防膨和缓蚀双重功能缓蚀剂,大幅度提高体系防膨性能,加入黏土稳定剂和助排剂形成了多功能酸性滑溜水压裂体系。研究结果表明:该酸性滑溜水室内降阻率可达69%,防膨率大于90%,表面张力小于28 mN/m,腐蚀速率小于5 g·m-2/h,满足各项性能要求。经现场实验,表现出较好的降压降阻效果,在裂缝中起到了溶蚀扩缝降压作用,具有良好的推广应用前景。      

适用于致密气藏的可变黏压裂液体系性能评价及现场应用

目的 针对川渝地区致密气藏储层改造,主要采用体积压裂造长缝。高强度加砂对压裂液携砂与降阻性能提出更高的要求,需要研发一种疏水缔合聚合物作为降阻剂。方法 利用疏水缔合聚合物疏水基分子内缔合达到优异的增黏效果。同时,该降阻剂与金属交联剂可形成稳定的交联体系,进一步提高压裂液黏度,从而形成适合于致密气藏开发用变黏压裂液体系。结果 该压裂液体系在秋林、金华、中台等地区致密气储层使用12井次。加砂强度5～6 t/m,最高砂浓度480 kg/m³,变黏压裂液黏度3～30 mPa·s,降阻率>70%,满足施工设计要求。结论 该压裂液体系在可在2～100 mPa·s黏度范围内实时调整,在低-中黏度范围内降阻率均大于70%;在交联情况下,降阻率为55%～60%,岩心伤害率小于15%,悬砂性能良好,现场使用方便。     

延长气田微弱伤害胍胶压裂液体系的研究应用

本文针对延长气田(深井)开发的微弱伤害胍胶压裂液体系为:0.35%胍胶+0.50%黏土稳定剂+0.50%起泡助排剂+0.15%温度稳定剂+0.14%Na2CO3+0.10%杀菌剂+0.015%压裂专用螯合剂,压裂液体系交联剂为专利产品,施工过程中采用了专利产品高分子断裂催化剂取代了尾追的过硫酸铵。该压裂液体系具有良好的性能,在130℃时体系经过120 min剪切黏度仍可维持在100 mPa·s左右,在90℃的条件下测定压裂砂沉降速度为0.008 37 cm/s,沉降速度大幅度降低。与目前现场使用的胍胶压裂液体系相比,胍胶用量降低率大于30%,岩心伤害率下降率为59.87%。经过现场应用表明当地层温度达到133℃时仍可按设计顺利加砂,平均砂比可达到21.5%,对生产数据进行统计发现返排效果、产气效果与邻井相比提升明显,产气提升量最低达到了0.196 2×10^4m^3/d,提升率最低达到了35.09%,该压裂液体系不仅具有良好的性能优势,且可实现降本增效的作用,具有良好的应用价值。     

超细低伤害加重压裂液在元坝地区的应用

为解决元坝地区致密砂岩气藏水力压裂破裂压力高、施工难度大的问题,研制出新型超细低伤害加重压裂液。该加重压裂液使用了采用混合溶剂法制备的粒度分布在20~40 nm范围的固体颗粒加重剂,在100 g基液中添加70 g纳米粒子加重剂后,密度达到1.50 g/cm3,与胍胶体系完全相容,配伍性好;在120℃、170 s-1剪切2 h黏度仍有77.5 m Pa·s;对岩心基质伤害率小于30%,具有低伤害性质。元坝气田陆相致密储层现场试验取得良好效果,在破裂压力高的致密储层具有良好的推广应用前景。     

川东南页岩气井压裂降压技术

为实现川东南超深页岩储层有效改造,并最大限度地降低压裂施工压力,提出了优选射孔参数、进行压前酸液预处理、设计降阻率高的滑溜水体系及采用前置粉砂段塞技术等技术对策。通过分析和计算,采用φ89 mm射孔枪配合 SDP40HMX28-8 射孔弹,60°相位和18孔/m的孔密进行射孔。利用川东南超深页岩储层的岩心进行了溶蚀试验,根据试验结果结合地层特点确定了15.0%HCl+1.5%HF+2.0%高温缓蚀剂+1.5%铁离子稳定剂的酸液配方。根据地层特征,通过室内试验优选了配方为0.2%高效减阻剂SRFR-1+0.3%复合防膨剂+0.1%复合增效剂＋0.02%消泡剂的滑溜水,其性能稳定,易返排,黏度约9~12 mPa·s,降阻率大于75%,对地层的伤害率小于10%。现场应用表明:采用优化后的射孔参数进行射孔,可以满足降低孔眼摩阻的要求;应用优选的酸液进行压前预处理,施工压力降低10~15 MPa;采用前置粉砂段塞技术,可以有效降低裂缝弯曲摩阻,达到降低施工压力的目的。这表明,采用提出的技术对策可以降低川东南超深页岩气井压裂施工压力。      

低碳烃无水压裂液体系构建及性能评价

非常规油气储层采用水基压裂液压裂施工过程中,易对储层造成二次伤害,并且浪费大量的水资源。因此,室内以正己烷为基液,通过优选合适的交联剂和胶凝剂,研制了一种低碳烃无水压裂液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明：低碳烃无水压裂液体系具有良好的耐温抗剪切性能、黏弹性能和携砂性能,能够满足现场加砂压裂施工的需求。体系的破胶性能良好,加入2. 4%的破胶剂醋酸钠破胶2. 5 h后体系黏度可以降低至10 mPa·s 以下。此外,压裂液体系破胶后对储层岩心的渗透率伤害率小于10%,具有低伤害的特点。低碳烃无水压裂液体系现场应用效果较好,SS-Y2井压裂后日产油量显著提高,达到了压裂增产的目的。研制的低碳烃无水压裂液体系在非常规油气储层压裂施工领域具有较为广阔的应用前景。     

速溶海水基压裂液在渤海油田的应用

针对渤海L油田的高孔、高渗、疏松砂岩储层特点,开发了一套速溶海水基压裂液,进行了速溶性、耐温耐剪切性、滤失性、破胶性能和岩心伤害性能评价。实验结果表明: SWF-SRG在海水中溶胀5 min溶解率达到92.3%,满足连续混配配液的要求;形成的速溶海水基压裂液在储层温度下剪切120 min后黏度大于50 mPa·s,满足现场压裂施工携砂的要求;该压裂液具有较高的造壁滤失系数、易破胶、储层伤害率低的优点,适合海上疏松砂岩压裂。速溶海水基压裂液连续混配压裂在L油田成功应用,最大配液速度达4.3 m3/min,最高砂比60%,最大加砂量51.1 m3,施工成功率100%,大幅提高了海上压裂施工效率。为海上大规模压裂提供了技术支撑。     

气悬浮支撑剂技术在长庆致密气压裂中的应用

滑溜水压裂液对致密储层伤害较低,但携砂能力弱,难以实现高砂比、长距离携砂,造成支撑缝面积远低于改造缝面积。通过气悬浮支撑剂技术,对支撑剂表面进行特殊改性,使其具有吸附气泡的能力,吸附气泡后的支撑剂体积密度大幅降低,运移能力大幅增强。室内实验表明,经气悬浮剂改性的20/40目及以下粒径的支撑剂,在常温、常压、黏度为15 mPa·s的滑溜水中可100%悬浮,观察2 h无沉降。动态输砂实验表明支撑剂在裂缝中呈整体均匀铺置,高温高压条件下气泡仍能对支撑剂有效悬浮。岩心伤害实验表明,破胶液和含气悬浮剂的破胶液对岩心渗透率的伤害率接近,且均低于10%,说明气悬浮剂不会对储层带来明显的附加伤害。该气悬浮支撑剂压裂技术在长庆油田鄂尔多斯盆地东部致密砂岩气藏开展了7口井先导实验,以黏度9～15 mPa·s的滑溜水在5 m³/min排量下施工,压后产量为邻井常规压裂的1.2～1.9倍。气悬浮支撑剂将对压裂液黏度的需求从40～80 mPa·s的线性胶降至10 mPa·s左右的滑溜水,大幅降低了对压裂液黏度的依赖,从而降低了储层伤害,同时增加裂缝铺置效率,有利于提高单井产量及开发效益。