低残渣CO2泡沫压裂液在苏里格低压低渗气藏的应用

针对苏里格地区低压低渗气藏压裂施工后返排困难的问题,通过分子结构设计,合成了一种易降解的多元共聚物CLT-1,形成一套低残渣CO₂泡沫压裂液体系,评价了该体系的携砂性能、耐温耐剪切性能等。实验结果表明,在酸性条件下,0.4% CLT-1按100：0.6交联后形成的冻胶泡沫具有良好的携砂性能;在100℃、170S^-1条件下剪切2h后表观粘度为110 mPa·s,破胶时间小于2h,能够满足现场压裂施工要求。破胶后残渣含量为73mg·L^-1,可有效减小对地层裂缝导流能力的伤害。采用变泡沫质量法进行施工,共注入二氧化碳154.5m³,加砂37.6m³,最高砂比22.2%,总施工排量4.0-4.3m³/min。施工结束后24h内返排率达到49.2%,求产后无阻流量31.1×10⁴ m³/d,达到了快速自喷的目的,取得了良好的措施改造效果。采用低残渣交联压裂液体系进行CO₂泡沫压裂施工能够有效提高低压低渗气层的产气量。     

资阳须五段高密度体积压裂技术优化

四川盆地资阳须五段致密砂岩气藏具有储层非均质性强,改造体积不高、压裂适应性较差的特点,主要表现在加砂规模较小(20～60 m³),施工压力较高(50～82 MPa),压裂后产量不理想。基于裂缝扩展模型进行地质工程一体化分段分簇实现高密度完井,以大排量造缝携砂理念优化支撑剂铺置,配套双重暂堵转向工艺实现多簇裂缝的均匀扩展,提高裂缝对砂体的控制程度。结果表明,11.8条/100 m高密度布缝能有效提高储层平面动用程度,以2.73 m³/m高强度粒径组合铺置能构建高导流人工裂缝,运用“缝口+缝内”双重暂堵转向工艺可有效提高分簇有效性。该工艺现场应用后加砂规模提高到2 000～3 000 m³,综合砂液比提高到17.6%,横向覆盖率提高至91%,已实施井体积改造测试产量为邻井常规压裂的6～10倍,DF501HF井计算无阻流量46.5×10⁴ m³/d, EUR 0.78×10⁸ m³,增产效果明显,为深层须家河组气藏开发提供技术储备。     

缅甸伊洛瓦底盆地探井压裂优化设计技术与应用

T-1井是缅甸D区块Thingadon圈闭的第一口探井,目的层段测井解释物性较好,但受高密度钻井液伤害,测试为低产层。为释放该井油气产能,探明区域地质储量规模,对该井实施压裂增产措施。鉴于该区为新探区块,对目的层岩石力学参数和地应力进行了详细研究。优选和评价压裂液体系、支撑剂和酸液配方,优选出的
压裂液体系配方在170s^-1、80℃条件下,剪切120min,具有较好的表观黏;'酸液配方对岩石溶蚀率达28.18%~32.61%。优化设计裂缝长度&导流能力、施工排量、前置液比和平均砂比等施工参数。根据优化出的施工参数进行了压裂效果预测!压裂后初产11.4×10⁴m³/d,一年累计产量接近1950.0×10⁴m³/d。     

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。     

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。     

四川盆地沙溪庙组河道致密砂岩开发工程关键技术进展及发展方向

四川盆地致密气总地质资源量为5.8 × 10¹² m³,居全国第二,其中金秋气田沙溪庙组致密气是勘探开发最重要的层系之一,但该气田储层埋深浅,上部地层钻井造浆能力强,储层由23期河道叠置发育具有物性、岩石力学及地应力差异大的特征,部分井区储层能量较弱。针对这些开发难点 在钻井方面通过开展浅层三维水平井轨迹设计与控制技术和以强化参数为主的钻井提速技术研究,形成了多河道浅埋深三维水平井钻井技术;在压裂方面通过研发低温全金属可溶桥塞和高强度、低伤害压裂液体系、优化水平井多缝压裂工艺,形成了高强度低伤害多缝压裂技术;在采气方面通过开展返排与出砂规律特征研究,形成了射流泵助排工艺和井下节流技术。通过这些技术的现场应用,沙溪庙组致密气藏钻井周期缩短至最低8. 08 d,井均测试产量由5. 01 × 10⁴ m³ /d 提高至46. 75 ×10⁴ m³ /d,同时表明在井身结构优化及小井眼钻完井配套技术、全生命周期智能采气技术方面还需进一步探索。     

中高温清洁压裂液在卫11-53井应用研究

对适用井温80~120 ℃的中高温清洁压裂液体系进行了室内实验研究和现场施工技术研究，并成功地进行了现场施工。该体系在80~120 ℃温度区间具有较高的黏度，其流变性仅受温度的影响，对剪切历程不敏感。与水或油接触可自动破胶，不需要额外的破胶剂。该体系在卫11-53井应用获得成功，是国内第１口中高温清洁压裂液现场施工井。卫11-53井成功施工说明中高温清洁压裂液已达现场应用的水平。对实验井采用合压的施工方式，用120 m³清洁压裂液加0.09~0.25 mm陶粒3 m³、0.45~0.90 mm陶粒9.4 m³，平均砂比21%。在排量为4.71 m³/min时，施工摩阻仅3.6 MPa/km。压裂施工顺利，压后效果较好，说明该体系摩阻低，携砂能力强，对地层伤害小。     

塔中志留系改性黄原胶加砂压裂研究及应用

塔中志留系以低孔低渗储层为主,酸化解堵效果不佳,需依靠改造建产。室内实验研究表明,改性黄
原胶非交联压裂液伤害低,具有一定的悬砂性能和降阻性能。投球暂堵分级压裂工艺能够提高储层在纵向上的动
用程度。在志留系率先开展黄原胶加砂压裂现场试验,４井次黄原胶加砂压裂顺利完成施工,最高砂浓度３６９ｋｇ／ｍ^３
,未出现砂堵,砂浓度还有一定提升空间。其中Ｘ－３井,采用４级投球暂堵分级压裂工艺施工,压裂后折日产油
３５．５ｍ^３,效果较好。对比前期常规瓜胶小规模加砂压裂井,黄原胶大规模加砂压裂工艺有一定优势。说明改性黄
原胶加砂压裂具有一定的推广应用价值。     

低渗低温水敏性浅层气藏压裂优化技术研究

低渗低温水敏性浅层气藏因其具有低温、水敏性强、成岩作用差、胶结疏松、水力裂缝形态不确定等一系列不利压裂改造与增产的因素，其改造技术与增产难度不亚于深井、超深井，故限制了其储量的高效动用。针对这些难题进行了技术攻关，形成了4项技术：弱交联、低温活化剂与超量破胶剂的低温储层快速破胶技术；有机盐与无机盐双元体系复合防膨技术；大粒径支撑剂尾追与高砂比施工的防支撑剂嵌入高导流技术；浅层、疏松性气藏压裂全程保护与压后放喷排液管理技术。吐哈鄯勒浅层气藏勒9-1井应用该技术进行先导性压裂试验取得成功，加砂53.1 m³,最高砂液比60%，平均砂液比39.2%。压后立即用3 mm油嘴控制放喷、排液50.0 m³取得的返排液样品，测试其破胶水化液粘度为5.1 mPa·s。压后气产量从压前4633 m³/d提高到稳定的2.75×10⁴m³/d，无阻流量5.76×10⁴m³/d。该井压裂的成功，说明了低渗低温水敏性浅层气层压裂优化技术的适用性，并使鄯勒浅层气藏的低渗难动用储量有效动用有了技术保证。     

新型共聚物压裂液性能研究及在低渗透油藏的应用

针对低渗透致密油气储层在压裂施工过程中使用的常规植物胶压裂液对储层伤害严重的情况.研制的新型多元共聚物压裂液体系,残渣含量少、易破胶、返排彻底.压裂液体系的主材料稠化剂CH99通过引入磺酸抗盐单体和支链剂具有很强的耐剪切性能,溶解快速,便于现场配制,无残渣,对储层伤害小;压裂液体系室内性能评价完全能达到低渗透致密油气藏压裂施工要求.在鄂尔多斯盆地南部红河油田长8储层的现场应用表明,新型多元共聚物压裂液体系比常规压裂液携砂性能好,对地层伤害低,取得了很好的增产效果.图5表5参6     

深层气藏压裂改造降低施工摩阻技术

川西深层气藏属于深—超深、致密—超致密砂岩气藏,储层具有破裂压力高和延伸压力高的特点,经过分析,降低施工摩阻是降低施工压力的有效手段。通过施工管柱合理配置、注入方式优化、纤维加砂、延迟交联压裂液、支撑剂段塞等方式,形成了深层气藏压裂改造降低施工摩阻工艺技术体系,并在LS1井进行现场应用。采用多级段塞、小粒径陶粒、低砂比、低伤害压裂液、纤维加砂等降低施工摩阻集成技术,近井摩阻降低了9.47 MPa,弯曲摩阻降低了7.61MPa,同时延程摩阻降低了4～5 MPa,成功完成了80 m3加砂压裂改造。压后日产气1.098 0×104m3/d,日产水为10.7 m3/d。     

低伤害压裂液在苏里格气田东区水平井的应用

2010年,苏里格气田东区开始水平井开发试验,由于储层地质条件差,对伤害更为敏感,且多段改造沿用中、西区的常规羟丙基压裂液体系,裂缝和储层伤害大、压后返排困难,压后测试平均无阻流量仅为3.88×104m3/d,改造效果十分不理想。2011年,在前期大量室内研究和现场试验的基础上,分别应用羧甲基胍胶压裂液体系、低浓度羟丙基胍胶压裂液体系、阴离子表面活性剂压裂液体系等三种低伤害压裂液体系开展了8口水平井压裂试验,现场施工顺利,压后返排快,测试平均无阻流量31.63×104m3/d,增产效果明显。低伤害压裂液的试验成功为苏里格气田东区水平井储层改造开辟了新的方向,为苏里格气田增产增效奠定了基础。     

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??Deep shale gas reservoirs buried underground with depth being more than 3 500 m are characterized by high in-situ stress, large horizontal stress difference, complex distribution of bedding and natural cracks, and strong rock plasticity. Thus, during hydraulic fracturing, these reservoirs often reveal difficult fracture extension, low fracture complexity, low stimulated reservoir volume (SRV), low conductivity and fast decline, which hinder greatly the economic and effective development of deep shale gas. In this paper, a specific and feasible technique of volume fracturing of deep shale gas horizontal wells is presented. In addition to planar perforation, multi-scale fracturing, full-scale fracture filling, and control over extension of high-angle natural fractures, some supporting techniques are proposed, including multi-stage alternate injection (of acid fluid, slick water and gel) and the mixed- and small-grained proppant to be injected with variable viscosity and displacement. These techniques help to increase the effective stimulated reservoir volume (ESRV) for deep gas production. Some of the techniques have been successfully used in the fracturing of deep shale gas horizontal wells in Yongchuan, Weiyuan and southern Jiaoshiba blocks in the Sichuan Basin. As a result, Wells YY1HF and WY1HF yielded initially 14.1×104 m3/d and 17.5×104 m3/d after fracturing. The volume fracturing of deep shale gas horizontal well is meaningful in achieving the productivity of 50×108 m3 gas from the interval of 3 500–4 000 m in Phase II development of Fuling and also in commercial production of huge shale gas resources at a vertical depth of less than 6 000 m.     

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。     

川西高温压裂液室内研究

针对川西压裂液体系耐温性能差、日益不适应深层储层改造要求的难题,从压裂液耐温性能影响因素分析出发,合成了耐温高、交联时间可调的有机硼锆复合交联剂WD-51D,并通过引入温度稳定剂YA-10研制成耐温能力达140 ℃的高温压裂液体系。实验表明该压裂液体系耐温耐剪切能力强（140 ℃、170 s-1连续剪切120 min黏度保持在100 mPa?s以上）,降滤失性能好（滤失系数7.49×10-4 m/min0.5）,对地层伤害率低（27.99%）,满足川西深层储层改造的要求,并在大邑2井取得了成功应用。     

一种新型清洁压裂液体系的研究及应用

利用分子间的静电作用以及疏水基团的缔合作用,研制出一种新型清洁压裂液,从耐高温性、抗剪切性、黏弹性、流变参数、滤失性、破胶性、抗盐性以及对地层伤害性等方面对该压裂液体系进行评价,发现该新型压裂液分别在130℃和160℃、170s-1下剪切1h后,黏度仍保持在40mPa·s以上,残渣量为0,岩心伤害率为21.72%,沉砂速率为1.96×10-4 m/min,滤失系数C3=7.622×10-4 m/min~(1/2),且压裂液性质不受水中盐浓度的影响。此外,与传统胍胶压裂液进行对比发现,该新型压裂液在抗高温性与抗剪切性方面与胍胶压裂液相差甚微,而在伤害性、破胶性等方面则远远优于胍胶压裂液。该压裂液在高速剪切下黏度下降,剪切速率降低时,黏度随之恢复,这一特点可大大降低施工摩阻。该新型压裂液具有的上述特点,使之可望取代胍胶压裂液,成为可满足油田压裂施工的压裂液体系。在G34-0X井盒8段的压裂施工中应用效果显著,可满足现场施工需求。     

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。     

NP-1井页岩气压裂工艺优化设计研究

针对NP-1井具有储层温度高,压力高,闭合应力大,施工压力高的特点,分析地质因素和工程因素对产能的影响,采用交替注入酸、变排量、变黏度多级注入,优化泵注程序、施工排量,使用混合粒径支撑剂加砂,以保证裂缝导流能力。NP-1井压裂过程中,分段工具采用可溶性桥塞,压裂液采用变黏滑溜水体系。总加砂量2900 m3,平均每级加砂量116 m3,压裂液用量34257.5 m3,平均每级压裂液用量1370.3 m3,平均砂比20.5%,施工排量11~18 m3/min,累计产气243×104m3,返排率44.8%,压裂取得较好的储层改造效果。     

CO2准干法压裂技术研究及应用

致密砂岩气藏普遍具有储层物性差、孔喉细、黏土矿物含量高的特征,水力压裂易导致储层产生水敏、水锁等液相伤害,影响增产效果。针对此问题,研究了CO₂准干法压裂技术,重点开展了准干法压裂工作液组成、携砂性能、耐温耐剪切性能等方面的研究,形成了一种液态CO₂中含有少量水基压裂液的均匀混合相体系,具有液相伤害小、造缝携砂性能好、现场操作性强等特点,可满足大砂量、高砂比压裂施工要求。该技术在冀东油田南堡5号构造深层致密砂岩气藏进行先导试验,压后单井日增油2.5倍,日增气8.6倍,增产效果理想。      

可降解纤维压裂液的研究及其在苏里格气田的应用

为了提升苏里格气田支撑剂铺置效果,防止出砂和支撑剂回流,对纤维进行了表面改性处理,优化了纤维尺寸、加量,对纤维降解性、分散性、岩心伤害、悬砂性能、压裂液体系耐温耐剪切性能、破胶等性能进行了评价。结果表明,纤维直径为10 μm、长度为12 mm,加量为0.15%,在压裂液中分散良好,120 h可降解80%以上,降解后纤维溶液伤害率小于5%,纤维压裂液增黏性能优异,在剪切速率170?s?1、110?℃下剪切120 min后黏度保持在120 mPa·s以上。纤维通过桥接作用形成网状结构,将支撑剂束缚于其中,降低支撑剂沉降速度,现场试验未发生出砂和支撑剂回流现象,压后无阻流量为108.61×104 m3/d,现场压裂效果良好。