一种水凝胶覆膜自悬浮支撑剂的性能评价与应用

针对常规压裂用的胍胶交联冻胶携砂液残渣含量高,对低渗透油气藏储层伤害大、配液流程复杂、作业强度大的问题,提出了利用水凝胶覆膜来实现常规石英砂支撑剂在清水中的自悬浮目的。室内性能评价表明:自悬浮支撑剂可以在60s内达到悬浮状态,在60℃下静置120min不会分层;在250r/min剪切速率下,稳定时间为40min,破胶后黏度4mpa.s,导流能力较好。该自悬浮支撑剂在清水压裂中进行了应用,达到了国内常规冻胶压裂液加砂压裂的技术指标。研究结果表明,该水凝胶覆膜自悬浮支撑剂可以满足清水压裂施工的需求,能节省胍胶、简化配液流程、减轻储层伤害,具有良好的经济效益和广阔的应用前景。     

川西水平井纤维加砂压裂工艺研究与应用

常规水平井加砂压裂工艺存在支撑剂回流现象严重、铺置效果不理想等问题。针对川西气田水平井压裂后压裂液返排效率低、支撑剂回流现象严重等问题,研制出可降解纤维及与之配套的纤维降解剂,形成了可降解纤维材料体系,以提高压裂液返排效率,改善裂缝导流能力,并防止支撑剂回流,改善支撑剂铺置效果,进而提高压裂改造效果。通过在川西气田水平井采用可降解纤维材料体系实施纤维加砂压裂工艺,有效提高了压裂后压裂液返排效率,减少了支撑剂回流量,改善了压裂效果,为水平井防支撑剂回流提供了借鉴经验。     

高压高产气井预防砂刺的综合措施研究

压裂井在施工后期进行排液测试及采气过程中,常有支撑剂回流造成刺坏地面流程的情况发生。通过对川西高压高产气井支撑剂回流出砂的调研分析,找出了影响压裂井出砂的主要原因是工程因素和地质因素,针对排液措施不当、压裂液破胶不完全、裂缝未充分闭合、顶替液量不足和输气流量突然变大等工程因素可采取相应的工艺措施加以解决;对于地层疏松等地质因素造成出砂可以从提高支撑剂在人工裂缝中的固定强度入手。提出了2种有效提高支撑剂充填层稳定性的技术——纤维支撑剂和树脂涂层支撑剂技术。通过在川西气田的现场试验,表明这2种技术能有效减少压裂井支撑剂的回流返吐,从而保障气井的正常采输和生产,提高了压裂增产效果,具有较好的经济效益和安全环保效益,在川西致密砂岩气藏领域具有良好的推广应用前景,为今后川西气田开展加砂压裂新工艺、新技术提供了可靠的参考资料。     

老河口油田在线清洁携砂液的研制与应用

老河口油田主导防砂工艺为压裂防砂,携砂液采用传统瓜胶携砂液,其携砂性能好,能够满足高砂比施工要求,但也存在费用高、易变质、返排率低等缺点。为节约成本,提高效率,并减小携砂液对储层的伤害,通过室内实验,研究和评价了一种压裂防砂用的在线清洁携砂液。实验结果表明,该携砂液具有携砂性能好、耐温耐剪切性能强、破胶彻底、无残渣等优点。12口井的现场应用表明,在线清洁携砂液满足压裂防砂携砂需要,并且单井节约措施费用4万元,具有较大的推广应用价值。     

压裂覆膜石英砂沉降机理研究及压裂施工排量优化

采用压裂覆膜石英砂压裂施工具有环保压力小、储层二次伤害低,节能、成本低等特性.压裂覆膜石英砂具有低密度、自悬浮及降摩阻等技术特性,能够采用地层水、清水、返排液等液体进行携砂压裂的一种覆膜砂.通过对压裂覆膜石英砂开展室内性能检测及实验评估,同时结合不同油藏地质特征及现场实际需求,优化出压裂施工排量与"储层埋藏深度、管柱内径大小、支撑剂浓度以及支撑剂粒径"四者的相关性,优化出"埋深、管柱、砂浓度、粒径"四位一体的压裂施工排量优化方案,指导青海油田清水压裂在不同区块措施改造方案的优化及改进.     

新型自悬浮支撑剂性能评价与现场应用

针对常规胍胶压裂液压裂时残渣对低渗油藏储层伤害大、配液流程复杂、作业强度大的问题,以覆膜石英砂为支撑剂核心、膨胀性树脂为悬浮性材料制备了自悬浮支撑剂,对其性能进行了评价,并开展了清水压裂试验。室内性能评价结果表明:自悬浮支撑剂的理化性能与陶粒、覆膜石英砂相当,导流能力与覆膜石英砂相当,可以在140 s内形成悬浮状态,在110℃下静置120 min不会分层;在540 s-1剪切速率下,剪切10 min后,稳定时间为27 min,而且破胶后胶液的黏度只有4 mPa·s。该自悬浮支撑剂在6口井的清水压裂中进行了应用,施工成功率100%,达到了国内常规冻胶压裂液加砂压裂的技术指标。研究结果表明,自悬浮支撑剂可以满足清水压裂施工的需求,能达到节省胍胶、简化配液流程、减轻储层伤害的目的,具有良好的经济效益和广阔的应用前景。      

压裂返排技术优化

压裂后排液过程中,压裂液的返排速度、破胶黏度对支撑剂总回流量的影响很大.通过研究压裂液返排速度、破胶黏度对支撑剂总回流的影响,确定了压裂液的最佳返排速度及时机,建立了不同井口压力下的放喷制度,形成了完善的压裂助排技术.该技术主要包括超低界面张力助排技术、ADC自生氮化合物助排技术以及预制、伴注气体助排技术.     

活性水携砂指进压裂的优化设计方法

针对以往常规加砂方式的局限性,提出了活性水携砂指进压裂技术,该技术利用活性水与交联冻胶黏度差异形成的“黏滞指进”效应,在正式加砂的前期采用活性水携砂,活性水携带的支撑剂会不同程度地悬浮在裂缝内的冻胶中而不沉降在缝底,既可降低对储层的伤害和压裂成本,又能获得理想的裂缝支撑剖面。长庆油田的A井和B井采用活性水携砂指进压裂技术进行了压裂施工并获得成功,与采用常规压裂技术的邻井相比,在物性变差的不利因素下,压后储层改造效果却相对较高。该压裂技术将会为长庆油田提高类似特低渗透油气田的压裂改造效果及稳产期,提供坚实的技术基础。      

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。     

川西高压高产气井压后防砂技术研究

川西坳陷致密砂岩气藏拥有大量的高压高产气井,支撑剂回流出砂问题比较突出。由于气井压力高、产量高、流速快,加砂压裂后常出现支撑剂回流出砂的现象,对井口及地面流程管线闸阀、地面设备造成强烈的冲蚀破坏作用,已经严重影响到气田高压高产气井的正常生产。针对川西高压高产气井压后出砂对井口及地面流程管线闸阀、地面设备造成的不利影响,在结合实际的工程地质特征和生产情况及对压裂井出砂影响因素的分析基础上,通过优化测试排液工艺、优化压裂施工后期的顶替液量、优化压裂液破胶性能及采用纤维支撑剂压裂工艺,提出了有效的预防出砂对策,在实际的生产过程中取得了良好的防砂效果,保障了高压高产气井的安全、高效、正常生产．具有广阔的推广府用前景。     

胍胶自增稠支撑剂性能及其储层伤害性评价

为大幅减少现有压裂液工艺配制和运输费用,实现在线配制携砂液,本文采用将胍胶细粉黏附在支撑剂颗粒外表面的方法制作了新型自增稠支撑剂,并以高温高矿化度油藏环境为实验条件,开展了该自增稠支撑剂性能评价及储层伤害性实验。研究表明,在温度高于80℃的情况下,与SZ36-1油田注入水、长庆油田注入水、大庆油田污水和大庆油田清水相比,由矿化度最高的大港油田注入水配制的胍胶增稠剂溶液增黏性最好,视黏度最高,储能模量最大,携砂能力最强。当砂比大于30%后,用大港油田注入水配制自增稠支撑剂悬浮时间小于20 s,沉降时间大于4 h。当自增稠支撑剂破胶剂加量为0.03%数5.0%时,破胶时间为14数2.5h。恒速实验中,随着岩心渗透率增大,滤失量逐渐升高,伤害率逐渐降低。恒压实验中,随着滤失压差的增大,滤失量逐渐增加,伤害率逐渐增加。该胍胶自增稠支撑剂可满足高温油藏压裂施工需求,具有广阔的应用前景。图5表6参20     

RP120可回收压裂液体系研究与现场试验

针对油田作业现场压裂返排液处理难题,室内开发了一种可由破胶液重复配制压裂液的稠化剂PM,并形成RP120可回收压裂液体系。该稠化剂在水中溶解迅速,可以实现连续混配施工,利用该稠化剂与清水及该破胶液配制的压裂液在105℃、170 s~(-1)下剪切60 min后的黏度均高于80 mPa·s,破胶剂用量为0.003%~0.005%,残渣含量12.5 mg/L,黏土防膨率72.5%,破胶液表面张力22.3 mN/m。现场收集使用的返排液占施工总液量的15.4%,达到了RP120可回收压裂液返排液重复利用的预期试验效果,减轻了返排液处理的环保压力,为"清洁化生产"提供了技术支持。     

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。     

压裂井高效返排技术在川西地区的先导性试验

川西地区的气藏具有低渗、致密、压力低的特点，常规压裂后返排时间长，返排率通常较低，这势必要求加快排液速度，以降低对储层的伤害。然而，压裂井加快排液速度和控制支撑剂回流返吐是相互矛盾的，排液速度太快就可能超过临界出砂流速，导致支撑剂回流；排液速度太低又会导致排液时间增加和返排率下降。通过多年的探索和研究，发展了一套高效返排新技术--液氮助排＋纤维防砂＋优化放喷，在川西率先进行了4口井先导性试验，施工成功率100％，24 ｈ内返排率均在65％以上，并且返排中未见出砂现象，增产效果显著。该技术的研究和应用，为同类气藏的高效开发提供了很好的思路，值得进一步推广和应用。     

西峡沟稠油油藏压裂改造技术研究与应用

西峡沟区块低温低压浅层稠油油藏因存在压裂液快速破胶困难、地质疏松支撑剂嵌入比较严重、压后压裂液返排动力不足等因素,使得压裂增产面临诸多难题。针对上述难题进行了技术攻关,形成了弱交联水基压裂液低温快速破胶返排技术、低前置液高砂比加砂压裂工艺技术。该技术应用于西峡沟区块稠油油藏,增产效果显著,为该区块浅层稠油的开采提供了经济有效的技术手段。     

气井压后出砂危害和尾追纤维技术控砂返出及增产效果评价

川西气井加砂压裂中,约50%的井在压后排液及生产输气初期出现支撑剂返出而严重刺坏油嘴、针阀、闸门等地面设施,并给测试及输气生产带来安全隐患。尾追纤维技术不仅能有效控制支撑剂在排液过程中或输气初期阶段随流体返出,还可以提高压裂液的返排速度和缩短排液时间而降低压裂液对储层的伤害,进而提高支撑裂缝的导流能力,获得显著的油气增产稳产效果。目前已在川西气井压裂中获得普遍应用,具有广泛的推广应用前景。     

纤维网络加砂压裂技术研究及其在川西低渗透致密气藏的应用

纤维网络加砂压裂技术是为川西低渗透致密气藏实现低伤害压裂配套的一项新技术,其作用在于优化支撑剂在裂缝中的铺置形态,提高有效支撑缝长,降低压裂液残渣伤害,配合液体快速返排,降低水锁效应,防止支撑剂回流。在纤维携砂机理的基础上,通过室内纤维优选评价实验和纤维网络加砂压裂工艺研究,结合现场试验,形成了以改善支撑剂铺砂剖面、提高有效缝长为目的,强化高效快速返排效果的纤维网络加砂压裂技术,并研制了不可降解和可降解的2类高效纤维。川西地区A气藏的DS101井于2009年4月实施了纤维网络加砂压裂工艺,压裂后测试天然气无阻流量达9.76×104m3/d,是A气藏平均水平的3倍。2009—2010年,纤维网络加砂压裂技术已在B气藏成功应用4井次,平均单井天然气无阻流量为1.99×104m3/d,是B气藏平均水平的2.1倍。现场实践证实,针对川西低渗透致密气藏,纤维网络加砂压裂技术具有良好的适应性和推广应用价值。     

新型低伤害压裂液体系的室内研究

水力压裂技术被广泛用于提高低渗透储层的产能,但由于压裂液不溶物的滞留,破胶残渣等因素,降低其增产的效果。从降低不溶物的含量、优化破胶效果、提高返排效率3个方面进行增稠剂、交联剂、添加剂的优选实验,利用配方设计实验进行配比优化,优配出一种新型低伤害压裂液体系配方:0.40%改性小分子植物胶+0.3%防膨剂+0.5%发泡剂+0.5%助排剂+清水;交联剂:有机硼交联剂;交联比:100∶0.7。结果表明,新型低伤害压裂液具有流变性能好、悬砂能力强、易返排、岩心伤害低等特点。     

纤维加砂压裂技术在新疆油田三区的应用

文章分析认为,纤维在压裂施工中能够起到良好的防支撑剂回流作用和携砂作用。通过对其机理进行研究,了解了纤维具有超强的支撑剂固定能力、良好的悬浮携砂能力、对支撑剂的导流能力的影响可忽略不计等特点。结合新疆油田三区的地质资料可行性分析,确定了该区采用冻胶全程加入的纤维加砂压裂技术方案。通过对施工工艺的优化,形成了一套适合该区的加砂压裂技术,同时也取得了良好的增产效果。     

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%。