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。     

大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术

针对页岩油水平井采用常规滑溜水压裂时存在用液量大、砂比低、增产效果不理想等问题,通过优选聚合物降阻剂,优化黏土稳定剂、破乳助排剂和过硫酸盐类破胶剂的加量,形成了调节聚合物降阻剂加量即可调控滑溜水压裂液黏度的变黏滑溜水压裂液体系。通过支撑剂导流能力模拟试验,优选了70/140目石英砂和40/70目陶粒的支撑剂组合,经先导性试验,形成了大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术。该技术在G页2H井进行了现场试验,有效提高了施工效率和单位液体的携砂量,减少了压裂液用量,形成了较好的缝网体系,提高了储层改造程度,取得了良好的压裂增产效果。现场试验表明,该技术能够满足页岩油水平井滑溜水连续加砂压裂要求,可以为页岩油高效开发提供技术支撑。      

水溶性减阻剂在页岩气滑溜水压裂中的应用进展

滑溜水压裂是致密页岩气开采主要采用的增产手段,水溶性减阻剂是滑溜水压裂液中用于降低流体在管道输送过程中所受阻力的化学试剂。介绍了减阻剂的减阻机理,综述了水溶性减阻剂在页岩气滑溜水压裂领域应用的研究进展,包括生物基多糖减阻剂、聚氧化乙烯减阻剂和聚丙烯酰胺类减阻剂在页岩气压裂领域应用的研究现状。对水溶性减阻剂的应用前景进行了展望,减阻性能好、对储层伤害低、环境友好和成本较低廉的减阻剂是未来研究的重点。     

礁石坝区块页岩气压裂用滑溜水体系研究

随着页岩气压裂过程中,井的垂直深度的不断加深,对滑溜水的减阻性能要求越来越高。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,研发出了一种低摩阻的滑溜水体系。通过黏土防膨实验,优
选出最佳防膨剂浓度为１％;通过测定助排剂溶液的表面张力值,优选出的助排剂为ＦＣＳ－２８３,浓度为０．５％;将减
阻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系列新型滑溜水体系,测定体系了
减阻率。实验优选出的滑溜水体系为１％防膨剂＋０．５％ＦＣＳ－２８３＋０．１７５％ＪＣ－Ｊ１０,其减阻率达７３．５％。该体
系能够大幅降低滑溜水摩阻,降低大型压裂的施工成本。     

页岩气滑溜水压裂支撑剂输送实验及数值模拟研究

页岩气滑溜水压裂主要是在储层中形成网络状裂缝,并用支撑剂将压开的裂缝支撑起来以形成高导流能力的填砂裂缝。针对支撑剂在页岩裂缝中的输送机理开展研究。通过对支撑剂受力进行分析,并结合液固两相流耦合流动机理,在此基础上利用Fluent软件中欧拉-欧拉两相流模型对支撑剂输送进行了数值模拟。数值模拟与物理实验都是研究排量对砂堤形态的影响,结果表明:排量越大,裂缝入口处支撑剂越少,最终的砂堤厚度越低;实验与数值结果吻合度较高。研究结果可为实际页岩气压裂施工提供理论指导。     

大规模滑溜水压裂参数优化研究与应用

针对延长油田浅层低渗油藏压力低、地层能量不足、物性差、油井压后产量低、稳产时间短以及递减较快的问题,在充分研究目标区域油藏特征的基础上,结合室内实验,优选出一种可循环使用的低伤害减阻剂滑溜水压裂液体系,同时采用Fracpro压裂软件优化了压裂施工参数.结果表明:1)0.1％含量的JHFR-2减阻剂和0.2％含量的JHF...     

深层油气用加重滑溜水压裂液体系

塔里木库车山前区块作为典型的超深层气藏,75%施工井泵压在100 MPa以上,最高施工压力达到136 MPa,压裂增产改造一直是制约其油气开发的技术瓶颈,施工排量也受到极大限制。据统计超深加重压裂液施工井,普遍存在液体密度增加,施工压力降低幅度未达到理论效果,基于理论分析及加重压裂液实际应用中存在的问题,借鉴页岩气用滑溜水成功应用的经验和加重压裂液的优点,通过优选加重剂、耐高盐降阻剂和助排剂形成了加重滑溜水体系。该体系加重密度为1.35 g/cm3,耐氯化钙35×104 mg/L,能有效降低施工压力和施工风险,降阻率为62%,与常规瓜胶压裂液减阻率相当,并具有良好的耐温耐剪切性能和助排性能,岩心伤害率为11.2%,对储层伤害低,为超高压超深井储层改造提供新的技术支持。      

深层页岩气压裂滑溜水技术研究与应用

为满足深层页岩气地层特征对大型压裂施工使用滑溜水的造缝、耐温、减阻性能技术要求,通过改进聚合物分子结构以提高减阻剂的减阻性能,同时引入刚性基团提高减阻剂的耐温性能,采用两步法合成出耐高温、高减阻率的减阻剂,以及配套配伍性好的黏土稳定剂和助排剂,形成了深层页岩气压裂滑溜水技术。该滑溜水在丁山构造深层页岩气压裂进行了现场应用,地层垂深(TVD)4 095.46 m,最高温度达143℃,现场减阻率达到82%,单段携砂量最高达到83 m~3,解决了深层页岩气耐温造缝及携砂难题,满足了深层页岩气压裂需求。     

滑溜水用速溶型减阻剂研究与应用

滑溜水压裂在非常规油气田开发中得到广泛应用,其原因是滑溜水可以有效降低管内摩阻,从而减少施工压力,且对地层伤害小。针对连续混配的施工工艺,研制出一种可应用于滑溜水体系的速溶型减阻剂,该体系溶解速度快、减阻效率高,且与滑溜水中的防膨剂、助排剂等助剂配伍性良好,可满足常规配液方式及连续混配工艺。现场试验结果表明,利用新型速溶减阻剂配制的滑溜水溶液减阻率可达65%以上,且2min内完全溶解于滑溜水体系中,可应用于压裂及酸化施工中。     

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。      

中性酸化压裂一体化滑溜水体系研究

常规压裂作业后,通常采用酸化解除储层伤害,施工步骤多,经济性较差,研发能够实现压裂酸化一体化的液体体系具有重要的现实意义。通过测定中性且水溶性的脂类在不同温度和浓度条件下的有效生成H+浓度及对碳酸盐的溶蚀率,优选了自生酸压裂添加剂,并与滑溜水复配形成新型抑制与解除伤害的自生酸滑溜水压裂液体系;采用摩阻仪和压力传导实验对该体系的摩阻、伤害抑制与解除能力进行研究。研究结果表明:自生酸常温下基本不生酸,在储层温度下具有明显的缓速生酸效果,最终生酸浓度高达8%的等效盐酸,溶蚀碳酸岩量为0.41 g/mL;优选的自生酸与滑溜水配伍性能良好,减阻率达到72.3%;压力传导实验表明传统滑溜水产生了34.8%的储层伤害,该体系不仅不产生伤害,处理后的岩心反而高出原始岩心渗透率29.9%,体现出明显的一体化增产改造效果。      

致密气藏防水锁易返排滑溜水研究与应用

吉林油田致密气储层微纳米级孔隙发育,喉道窄小且连通性差,属低孔低渗储层。随着气藏的长期开发,地层压力、产能的逐渐降低,水锁伤害的影响逐渐显现,导致压后返排难度大,加之黏土的膨胀运移与堵塞,进一步降低了储层有效渗透率,严重制约了气藏采收率的提高。针对此问题,研发了防水锁易返排滑溜水压裂液体系,该体系主要由减阻剂XY-205、纳米微乳助排剂与黏土稳定剂XY-63组成。实验证明该体系具有速溶与低黏特性,能够满足快速连续混配要求,减阻率能够能达到70%以上,表面张力比常规气井滑溜水降低40%以上,利于致密气井压后助排,且能够较好地抑制黏土膨胀,对地层伤害小。该滑溜水对岩心的伤害率为9.45%,24 h岩心渗透恢复率接近90%,解除水锁伤害程度较高。该滑溜水体系在致密气区块现场应用4口井,压裂成功率100%,压后返排率提高2倍以上,试气效果显著,具有较好的大规模推广应用前景。      

致密气藏防水锁易返排滑溜水研究与应用

吉林油田致密气储层微纳米级孔隙发育,喉道窄小且连通性差,属低孔低渗储层。随着气藏的长期开发,地层压力、产能的逐渐降低,水锁伤害的影响逐渐显现,导致压后返排难度大,加之黏土的膨胀运移与堵塞,进一步降低了储层有效渗透率,严重制约了气藏采收率的提高。针对此问题,研发了防水锁易返排滑溜水压裂液体系,该体系主要由减阻剂XY-205、纳米微乳助排剂与黏土稳定剂XY-63组成。实验证明该体系具有速溶与低黏特性,能够满足快速连续混配要求,减阻率能够能达到70%以上,表面张力比常规气井滑溜水降低40%以上,利于致密气井压后助排,且能够较好地抑制黏土膨胀,对地层伤害小。该滑溜水对岩心的伤害率为9.45%,24 h岩心渗透恢复率接近90%,解除水锁伤害程度较高。该滑溜水体系在致密气区块现场应用4口井,压裂成功率100%,压后返排率提高2倍以上,试气效果显著,具有较好的大规模推广应用前景。     

页岩气网络压裂设计方法研究

页岩气能否有效产出,很大程度上取决于压裂裂缝和压裂过程中诱导天然裂缝开启而形成的相互交错的网络裂缝面积大小,其与页岩气井生产指数具有一定的相关性,因此,页岩气压裂设计的根本出发点在于如何形成有效的网络裂缝。在借鉴国外海相页岩气压裂成功经验的基础上,针对国内陆相页岩气的特殊性,进行了网络压裂的探索性研究。确立了页岩气网络压裂设计原则及相关理论基础,阐述了网络压裂设计的基本思路及优化方法,包括射孔方案、小型测试方案、压裂材料优选、施工参数及压后返排参数优化等,并围绕页岩气网络裂缝的主控因素（页岩可压性、诱导应力场、主裂缝净压力优化及控制等）进行了系统的模拟分析。基于所提出的优化设计方法,对河南油田某页岩气井实施了小型测试压裂和主压裂施工,获得成功并取得了很好的效果。      

页岩气藏压裂暂堵超分子凝胶体系研究北大核心

基于超分子化学原理研制的超分子凝胶暂堵剂,其适用于地层温度在90~110℃页岩气藏,并且具有稳定时间可调、强度高、解堵易的特点,可实现微裂缝以及深部裂缝屏蔽暂堵。利用β-CD作为主体,以SES作为客体,通过添加助剂构筑了一种新型的温度响应性超分子凝胶暂堵剂体系SCD12,通过表征手段证明了暂堵剂体系各组分之间存在超分子作用。并对其破胶残渣量、配伍性、流变、暂堵性能进行了测试。结果表明,暂堵剂体系SCD12在常温下为液态,黏度低而易于泵入。升温后能够迅速的封堵裂缝,即使破胶后黏度出现下降,仍然能够在一定的温度范围内实现有效封堵。其动态封堵能力为168.06 MPa·m^(-1),封堵性能好,岩心伤害率为9.3%,可以满足页岩气开发的暂堵转向压裂要求,是一种具有应有前景的新型暂堵剂。     

滑溜水在裂缝性碳酸盐岩体积酸压中的研究与应用

滑溜水是页岩气、致密油非常规油气藏体积改造中应用最广泛的压裂液体系,旨在利用低黏滑溜水强的穿透性能激活天然裂缝提高裂缝复杂程度。基于深层裂缝性碳酸盐岩储层基质物性差、非均质性强,裂缝是主要储集空间和渗流通道的储层特征,提高改造体积是实现高产稳产的核心,需采用低黏流体大排量注入来提高天然裂缝激活几率,提出滑溜水、冻胶和转向酸复合的体积酸压技术。评价了新型聚合物类滑溜水性能,利用室内实验（大物模、酸液滤失）和数值模拟相结合的方法研究了滑溜水在体积酸压中的作用机理,研究表明:新型聚合物类滑溜水具有较好的减阻性能,能够降低施工管柱摩阻,实现大排量施工,助力改造效果提升;滑溜水大排量注入形成复杂裂缝,低黏酸液注入形成酸蚀蚓孔提高裂缝连通性,滑溜水与低黏酸交替注入,实现微细裂缝"水力+酸蚀"缝网构建。上述研究成果现场应用显著,AT3x井压后获日产油35 m3、日产气50.3×104 m3高产油气流,为国内超高温深层复杂储层高效改造提供新的技术指导。      

页岩气压裂返排液处理工艺试验研究

为了使压裂返排液达到重复利用和排放的标准,对返排液的处理工艺进行了试验研究。返排液采取物化处理与高级氧化处理为主,化学处理为辅的联合处理工艺。化学处理中选用PAC作为絮凝剂,投加浓度为100 mg/L,选用活化硅酸为助凝剂,投加浓度为5 mg/L,选用次氯酸钠为氧化剂,投加浓度为60 mg/L,总的反应时间约30 min;电絮凝处理中选用PAC作为催化剂,投加浓度为20 mg/L,反应时间为20 min;臭氧催化氧化处理中选用MnO2作为催化剂,投加浓度为60 mg/L,反应时间为40 min,工艺处理后的返排液达到重复利用和排放要求。