低浓度胍胶压裂液在泥盆系东河塘组的研究应用

巴麦井区东河塘组储层泥质含量高、储层物性差、克氏渗透率在0.06~0.82md(平均0.34md),孔隙度4.7%~10.6%(平均7.7%),属于特低孔特低渗-超低孔超低渗透储层。为有效控制和降低压裂液对储集层的伤害,提高压裂效果,降低压裂成本,研发了满足特低孔特低渗-超低孔超低渗透储层压裂需要的低伤害、耐高温的低浓度胍胶压裂液体系配方。通过室内实验研究,对低浓度胍胶压裂液体系配方的耐温耐剪切能力、流变性能、静态滤失、破胶性能及残渣含量进行了评价。室内实验评价表明,该体系能够大大降低胍胶的使用浓度,降低压裂液的残渣含量,降低压裂液对储集层的伤害,具有优良的破胶、返排、降滤失性能,是一种低成本、低伤害压裂液。     

新型CO_2清洁泡沫压裂液性能研究

筛选了与CO2配伍的新型GRF清洁压裂液,采用大型泡沫循环回路,测试了GRF-CO2清洁泡沫压裂液的动态流变特性、携砂性能,同时评价了泡沫压裂液体系的静态破胶性能、助排性能和岩心伤害特性。结果表明,GRF-CO2清洁泡沫压裂液体系易破胶,破胶后无残渣,表/界面张力低,对岩心基质渗透率伤害低,当CO2泡沫质量达到55%~75%时,清洁泡沫压裂液体系流变性能好、动态携砂能力强,能够满足现场泡沫压裂施工的要求。     

新型CO2清洁泡沫压裂液性能研究

筛选了与CO2配伍的新型GRF清洁压裂液,采用大型泡沫循环回路,测试了GRF-CO2清洁泡沫压裂液的动态流变特性、携砂性能,同时评价了泡沫压裂液体系的静态破胶性能、助排性能和岩心伤害特性。结果表明,GRF-CO2清洁泡沫压裂液体系易破胶,破胶后无残渣,表/界面张力低,对岩心基质渗透率伤害低,当CO2泡沫质量达到55%~75%时,清洁泡沫压裂液体系流变性能好、动态携砂能力强,能够满足现场泡沫压裂施工的要求。     

新型清洁压裂液性能评价

随着高深井作业对压裂液耐温耐剪切及流变性要求的提高和胍胶成本的升高,急需廉价且性能好的无机高分子稠化剂替代原有胍胶。本文通过对高分子稠化剂XH系列清洁压裂液的流变性、粘弹性、滤失性、静态伤害、残渣含量等多方面室内测试评价,结果表明该新型压裂液不但具有优良的耐温耐剪切性、低残渣含量、良好的破胶性能,还具有优良的携砂和助排能力,满足深井高温压裂作业要求。     

DF-07低温压裂液复合破胶体系的研究及应用

针对低温地层压裂改造液体破胶难度大、储层伤害率高等问题,分析了不同类型破胶剂的破胶机理,研究了由过硫酸盐和引发剂组成的DF-07低温压裂液复合破胶体系的组分比例,评价了不同使用条件下对压裂液携砂粘度和破胶性能的影响程度以及降低残渣含量与保护地层能力,并在永利地区低温储层现场进行了2井次压裂施工应用。通过选择适宜的组分配比与用量,可使压裂液在保持较高的携砂粘度的前提下,达到彻底破胶、降低地层伤害和提高压裂排液及增产效果的目的。     

低浓度羟丙基胍胶压裂液体系研究

为有效控制和降低压裂液对储层的伤害,提高压裂液效果,降低压裂成本,针对不同地层温度开发了满足低渗透储层压裂需要的低质量分数、低残渣、低伤害的羟丙基胍胶压裂液体系。压裂液体系分别为:耐温80、90℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.30%,交联剂用量为0.35%;耐温100、110℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.325%,交联剂用量为0.35%;耐温120℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.325%,交联剂用量为0.40%;耐温130℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.35%,交联剂用量为0.40%;其他助剂加量分别为:起泡剂0.50%,助排剂0.50%,粘土稳定剂0.50%,温度稳定剂0.08%,杀菌剂0.10%,Na_2CO_30.12%。通过对体系破胶研究,过硫酸铵用量为0.0033%,胶囊破胶剂用量为0.0111%,破胶时间为3h,与常规羟丙基胍胶体系相比破胶残渣下降率大于50%;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%,故低浓度胍胶压裂液体系有利于降低对储层的伤害。     

耐高温超低浓度纳米胍胶压裂液性能评价研究

致密砂岩储层孔渗低、物性差,必须经过水力压裂改造后才能具有较好的产能。为了降低施工成本和压裂液对储层的伤害,同时在高温条件下具有良好的耐剪切性能和破胶性能,需要研发一种耐高温、低伤害的压裂液体系。以改性纳米二氧化硅为交联剂,对新型耐高温超低浓度纳米二氧化硅压裂液性能进行了较为全面的评价研究。结果表明,该压裂液体系在135℃条件下剪切2 h后平均黏度为100 m Pa·s,具有良好的携砂能力。破胶液残渣质量为常规胍胶压裂液质量的37.2%,破胶液的表面张力小,具有良好的返排性,压裂液与地层水配伍性好。超低浓度纳米胍胶压裂液大幅降低了对地层的伤害程度,适用于低渗的致密砂岩储层。     

低浓度胍胶压裂液在延安气田本溪组的应用

为降低本溪组压裂液对地层的伤害,研究开发了适合延安气田本溪组储层的低浓度胍胶压裂液体系。实验结果表明:低浓度胍胶压裂液当胍胶质量分数为0.3%时,在100℃,170s的剪切速率下经过120min耐温剪切,粘度保持在200m Pa·s~(-1);残渣含量和岩心伤害率明显低于常规胍胶压裂液体系。该体系在延安气田本溪组试验2井次,表现出携砂能力强、低摩阻、返排效果好等优点。     

大牛地气田压裂液体系性能评价及优化

大牛地气田主要采用长水平段水平井分段压裂工艺进行增产改造。压裂液泵入地层后由于交联时间过早,在管柱内产生较大摩阻,造缝不充分,同时破胶不彻底易产生残渣,对储层造成伤害。为了提高该区块压裂改造的效果,优选适合大牛地气田的压裂液体系,本文通过室内实验,对目前使用的压裂液体系进行了完整的性能评价。基于流变和破胶实验,对不同类型的压裂液体系进行了优化,结果表明:优选后的压裂液体系可适应温度范围60~95℃储层,压裂液体系具有较好的耐剪切性和携砂性。另外针对长水平段分段压裂施工,建议采用"胶囊破胶剂+过硫酸铵+低温破胶活化剂"的组合方式。优化后的压裂液体系能够满足现场要求。     

致密砂岩油藏低浓度胍胶压裂储层伤害实验

为分析低浓度胍胶压裂对致密砂岩储层带来的伤害,以A、B、C等低含水区块为研究实例,构建压裂液耐温抗剪切性能、黏弹性和携砂性能、破胶性能和岩心配伍性实验。研究得出:所研配方在充分剪切2 h后黏度仍然大于50 mPa·s,评定为合规。而在配方质量分数对比上,60～120℃的不同井温前提下都表现出羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)压裂液与羟丙基胍胶(HPG)压裂液用量的巨大差异,其中明显是CMHPG更省和成本更优;所研压裂液180℃高温下的残渣质量浓度为270 mg·L~(-1),显著优于HPG体系破胶情况;正向注入3 PV过硫酸铵破胶液后渗透率急剧下降至1.389×10~(-2)μm~2,返向注入3 PV 3%NH_4Cl解除伤害后渗透率恢复至2.586×10~(-2)μm~2,为初始值的89%,判定该压裂液对储层伤害低。     

低浓度瓜胶交联剂(HK-8)在延长油田的应用

低浓度瓜胶交联剂(HK-8)能够将延长中温地层压裂液的瓜胶浓度由0.38%降至0.28%;应用低浓度瓜胶交联剂(HK-8)的压裂液具有与原配方一样良好的携砂性能、耐温抗剪切性能和破胶性能,能够降低对地层伤害率50%以上;现场试验证明,低浓度瓜胶交联剂HK-8可以代替有机硼交联剂,能够满足的压裂要求。     

低渗储层改造低伤害压裂液体系研究

为了有效控制和降低压裂液对储层的伤害,提高压裂液体系的增油效果,降低压裂成本,在玛湖凹陷风城组低孔、低渗及非均质储层的压裂改造中,针对胍胶类压裂液残渣含量较多,容易对储层造成伤害,同时胍胶压裂液在碱性条件下交联,高矿化度对压裂液性能影响较大等原因,开展了低伤害压裂液体系改性黄原胶的研究。通过现场研究结果表明,改性黄原胶可以克服碱性环境、高矿化度以及硼离子的影响,破胶后残渣含量为90 mg/L,比HPG的残渣含量少56.5%,有效的减少了破胶液残渣对地层的伤害。在玛湖凹陷斜坡区进行了13井次的储层改造,10口井次获得工业油流,获油率55.6%,取得了较好的改造效果。     

游园沟压裂工艺优化及应用

游园沟油田属中孔中渗油藏,地层压力低,温度低且闭合压力低;胍胶压裂液使用囊式破胶剂无法破胶,强氧化剂破胶较难掌控,这就要求压裂液满足低成本的同时,还具有破胶彻底、低残渣量等优点。低分子聚合物压裂液,利用其对矿化度敏感和强氧化剂协同作用破胶,破胶彻底水化;破胶后残渣含量较胍胶压裂液大大减少;基液粘度低,滤失系数小,其不易变质,易于存放;且具有良好的抗剪切能力和携砂、输砂能力,降低了施工风险,并用石英砂代替陶粒,降低了施工成本;本方案采用低分子聚合物压裂液、石英砂代替陶粒,并利用堵塞球在现场压裂改造。     

XR-03生物酶性能评价及应用

在低渗透油藏压裂过程中,为了降低压裂作业后破胶残液的残渣含量,减小对储层造成的伤害,通过室内实验,利用DNS方对不同生物酶活力进行检测,优选出低温状态下活性较强的XR-03破胶酶体系。对该体系进行室内携砂、破胶性能和破胶残液岩心伤害性能检测。评价结果证明,该体系不影响压裂液交联效果,加量为5 mg/kg时,破胶时间可控制在90~100 min,破胶残液残渣含量低,仅为67 mg/L,滤液含糖量较高,对岩心伤害率小,适用于延长油田甘谷驿采油厂低渗透浅层油藏。     

稠化水清洁压裂液在陇东油田的应用

压裂是低渗油藏改造的主要措施之一,压裂液性能是影响施工后增产效果的一个重要因素。目前陇东油田应用的压裂液主要为水基羟甲基胍胶压裂液,该压裂液存在破胶后有残渣（达3%～10%）、容易腐败、返排率低的缺点,对储层有较大的伤害（伤害率达18%以上）。稠化水清洁压裂液是表面活性剂、酸液和清水按比例混合后达到携砂压裂要求的新型压裂液体系,可以有效降低压裂液对储层的伤害,该体系在三叠系油井试验取得成功后,进一步优化配方,在侏罗系油井推广试验,取得了较好的效果,为低渗、特低渗油藏的改造增加一个新的增产途径。     

超低浓度瓜胶强交联压裂液体系在东胜气田的应用研究

为了降低配制压裂液所使用的羟丙基瓜胶数量及压裂液残渣对人工裂缝导流能力的伤害,本文从储层改造需求出发,通过对低浓度瓜胶强交联压裂液的研究及其性能评价,形成了适合于东胜气田储层改造需求的低浓度瓜胶强交联压裂液配方。室内实验表明:当瓜胶质量分数为0.3%时,该低浓度瓜胶强交联压裂液在100℃、170s~(-1)的剪切速率下经过120min耐温剪切,粘度保持在130mPa.s以上。与常规瓜胶压裂液相比,残渣含量明显降低,携砂性能明显提高。截止目前,该低浓度瓜胶强交联压裂液体系在东胜气田累计施工4井次,破胶后返排液粘度小于5mPa.s,取得了较好的增产效果。     

高效耐高温清洁压裂液体系

常规压裂液滤液压裂后会导致地层中裂缝孔道被堵塞,降低储层渗透率,甚至对储层造成永久性伤害;压裂液破胶后,残留的残渣会对支撑剂填充的裂缝和喉道堵塞。清洁压裂液具有携砂能力强、易破胶且破胶后无残渣残留,对地层伤害小,且压裂效果会大大的提升,但是耐温、耐剪切性能较差。本文研制出了一种耐高温的清洁压裂液VES-G,并对清洁压裂液进行了一系列的性能评价和现场应用。     

适合致密油藏的低伤害清洁压裂液体系研究

为提高致密油藏压裂施工的效率,降低压裂液对储层的损害程度,室内通过低分子稠化剂、交联剂、黏土稳定剂以及助排剂的优选及评价,研究了一套适合致密油藏的低伤害清洁压裂液体系,并评价了其综合性能.结果表明:该压裂液体系具有良好的耐温抗剪切性能,在90℃、170 s-1的实验条件下,剪切100 min后黏度仍能达到70 mPa·s以上;此外,该压裂液体系还具有良好的携砂性能、滤失性能和破胶性能,并且破胶液对致密油藏储层天然岩心的基质渗透率伤害程度较小,岩心渗透率损害率小于15％,具有低伤害的特点,能够满足致密油藏压裂施工对压裂液性能的要求.     

纳米二氧化硅增强胍胶压裂液性能研究

为提高压裂液性能,适应复杂油气藏的开发需求,往往采用改性稠化剂、温度稳定剂和新型交联剂来实现,但是这些方法目前对压裂液的性能提升已达到极限,本文采用纳米杂化的方式来提升压裂液综合性能。考察了纳米二氧化硅加入到胍胶压裂液中对其耐温性能、携砂性能、破胶性能和伤害程度的影响。结果表明,在相同的胍胶浓度下,在压裂液中加入3 000 mg/L的纳米SiO_2能使硼交联剂的用量减少0.05%,而压裂液冻胶黏度却提高了76 mPa·s。纳米SiO_2杂化压裂液相比于空白压裂液的耐受温度提高了20℃,在压裂液基液和冻胶中的沉降速度都明显变慢,说明纳米SiO_2增强了压裂液的黏弹性能,即增强了压裂液的携砂性能;杂化压裂液破胶后的黏度、表面张力和残渣含量都符合"水基压裂液通用技术指标";并且纳米SiO_2的加入能减小压裂液对岩心和支撑剂充填层导流能力的伤害。纳米SiO_2杂化胍胶压裂液满足现场施工和低伤害的要求。     

羧甲基压裂液在苏里格气田的初步应用与认识

2011年羟丙基瓜胶价格开始上涨,由昆山公司生产的羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系在苏里格气田某区块现场试验两口井。苏里气田属于低渗透气藏,储层埋藏深度在3150-3510m,温度在100-115℃之间。现场应用表明羧甲基羟丙基瓜胶压裂液的携砂性能与羟丙基瓜胶压裂的携砂性能相当,但是返排效果明显优于羟丙基瓜胶压裂液体系,并且该体系具有耐高温,低浓度、低残渣、低伤害、低摩阻、价格低等特点,是今后压裂液发展的方向。