DW-10低温压裂液体系的研究与应用

针对中原油田外围探区低温储层特点和压裂施工要求,研究了DW-10低温压裂液的配方组成与使用性能,并在现场进行了2井次的试验应用。通过对成胶剂用量和复合交联剂、复合破胶剂组成体系及使用浓度范围的优化,较好地解决了常规硼酸盐压裂液交联速度快、摩阻高和低温下破胶难度大等问题。使压裂液在保持了较高的携砂粘度的前提下,具有延缓交联性能好、破胶水化液黏度低、地层伤害率小以及现场压裂施工后排液速度快、增产效果明显等特点。     

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。     

低渗透储层用非交联缔合结构型压裂液研究及应用

地处鄂尔多斯盆地长庆油田属于典型的低渗、超低渗储层,目前储层改造所使用的胍胶类压裂液破胶后残渣含量高,储层伤害率高,一定程度上影响了储层改造效果。本文结合长庆低渗透储层特征,采用有机聚合物作为稠化剂,配套形成了一种适合于长庆低渗透储层的非交联缔合结构压裂液,该体系稠化剂增粘能力强,耐温耐剪切效果好,破胶后残渣含量低100mg·L~(-1),岩心基质渗透率伤害小于10%,体系性能良好。该非交联缔合结构型压裂液在长庆油田重点区块现场试验16层段,试采日产油达20t·d~(-1)以上,改造效果明显,表现出良好的适用性。     

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。     

低聚物压裂液体系在油砂山油田的应用研究

低分子聚合物压裂液体系拥有热稳定及剪切流变特性良好;携砂能力强;良好的裂缝导流能力恢复性;添加剂少,配液简单;交联条件为中性或微酸性,容易控制;对低渗、碱敏地层伤害小;破胶无残渣,地层伤害小的优点,对于油砂山油田低温低压环境较为适用。同时利用低分子聚合物体系高矿化度破胶的特点,选用低成本的地层水作为破胶剂,大大降低了压裂成本。     

羧甲基酸性压裂液在长庆气田的应用

针对长庆低渗透储层压裂增产改造的需要,研发了一种羧甲基酸性压裂液。室内实验表明,该压裂液在酸性条件下交联,90℃下耐温耐剪切性能好,破胶液粘度为3.15 mPa·s,破胶残渣仅有138 mg/L,对储层伤害低。在长庆气田低渗透储层现场应用2口井,均顺利完成施工,平均单井初期日产气23412 m3,平均单井增产43.69%,取得了良好的增产效果。     

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。     

水基压裂液性能影响因素的研究

研制出一种新型压裂液体系。在一定温度下,通过加入稠化剂有效地调节基液的黏度,加入交联剂掌握交联反应进程,控制交联时间;加入破胶助剂,可激发破胶剂的活性,通过控制破胶剂释放自由基的过程,从而控制压裂液的破胶时间;通过加入黏土稳定剂,减小压裂液对储层的伤害,有效地抑制黏土膨胀。解决了普通压裂液不易破胶,在地层中滞留时间长,容易对地层造成二次伤害的难题。     

交联聚合物解堵技术研究与应用

随着油田的开发,调剖堵水成为目前控水增油的主要手段,但调剖后容易导致注水压力过高。针对这类调剖后堵剂对储层造成的伤害,研制出绿色环保型交联聚合物解堵剂,该解堵剂采用非氧化型靶向破胶技术,具有高效降解破胶作用,对管柱腐蚀性低,安全性高,可以不动管柱进行施工。通过现场试验,取得良好的应用效果。     

耐高温胍胶压裂液及其对储层的伤害机理研究进展

随着油气资源的勘探开发不断向深层超深层储层发展,常规胍胶压裂液不能满足高温超高温储层压裂施工需求。国内外学者致力于从胍胶耐温改性与新型耐高温交联剂合成两个方向提升胍胶压裂液的耐温性能,同时研究了胍胶压裂液对储层的伤害机理,取得了较大进展。本文回顾了近年来国内外耐高温胍胶压裂液的发展动态,阐述了关于耐高温改性胍胶和耐高温交联剂合成的研究现状,从胍胶压裂液对储层的伤害类型和伤害机理角度进行了总结,重点分析了胍胶压裂液对高温储层伤害机理的研究进展。最后指出,应该继续通过化学改性进一步提高胍胶自身的耐温性能,同时加强对破胶剂和纳米交联剂的研究,并提出高效低伤害的纳米交联压裂液是耐高温胍胶压裂液未来可能的发展方向。     

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。     

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。     

子北采油厂生物酶破胶剂室内实验研究

目前子北采油厂大多使用过硫酸铵破胶剂对压裂液进行破胶,压裂后由于破胶不彻底,返排困难,对储层造成了很大的伤害,严重影响油井产能。为解决该问题,本文引入了Pif.Enzyme生物酶破胶技术,并对该技术进行室内实验研究,结果表明生物酶破胶技术可改善压裂液破胶效果,降低返排难度,减小储层伤害,对增加油井产量具有很重要的指导意义。     

辽河外围低渗透油藏压裂改造技术研究

针对辽河油田外围区块张强凹陷中生界储层低孔低渗、埋藏较浅、温度低、地层压力系数低、天然能量不足等特点,采取压裂改造技术措施,使油井生产达到工业油流。分析总结得出开展压裂施工具有压裂液低伤害、破胶、破乳性能要求较高,压裂层段上下隔层条件差易导致缝高失控等难点,通过优选清洁压裂液体系和支撑剂组合方式,优化施工参数,运用低温条件下生物酶辅助破胶、分层压裂等压裂配套工艺技术措施,使本区压裂改造效果明显,为该区块的稳产上产做出了重要的贡献。     

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。     

破胶剂性能影响因素的研究

压裂液作业过程中,有些低温、浅储层地区采用常规压裂液常出现破胶难、返排不彻底的现象,导致压裂液在地层中的滞留时间过长,造成对地层的二次伤害。为了解决这一问题,研制了一种新型低温破胶助剂A,考察其对水基压裂液破胶性能的影响,得到有利于水基压裂液体系的低温破胶体系。实验表明,在30℃,pH=9,破胶助剂A的浓度为50μg/g时,水基压裂液破胶比较彻底。该破胶剂体系成本低廉,破胶彻底,返排率高,值得推广。     

220℃超高温聚合物压裂液性能的探究

为使高温储层对压裂液耐高温、低摩阻、低伤害的需求得以满足,应对超高温聚合物压裂液进行性能方面的研究,以便在220℃下的形成体系,所具有的流变性能良好。同时,通过对破胶剂的加量予以优化,使彻底破胶这一目标得以实现,从而使残渣含量降低,储层的伤害减少。     

阳离子型双子高粘弹压裂液体系开发

进行了常规植物胶压裂液残渣含量高、地层伤害大/对改造效果产生巨大影响等调查。对表面活性剂压裂液体系、蠕变原理、粘弹性、抗剪切性、破胶性、助排性、岩心伤害等进行了研究,开发了一种低伤害、粘弹性良好的清洁压裂液。结果表明,当清洁压裂液配方为2.5%DS+1.0%NaBr+0.6%YFZ-1时,在90℃、170 s~(-1)条件下剪切1 h时压裂液粘度稳定在80 mPa·s以上;在f<10 rad/s时,G'>G″,且G'>0.1 Pa,压裂液粘弹性较佳。压裂液与原油或凝析油反应时,破胶液粘度均小于3.274 mPa·s,破胶液表面张力、界面张力分别小于24.916,1.904 mN/m,破胶、助排较好。0.35%胍胶压裂液破胶液岩心伤害率为32.85%,而2.5%双子表面活性剂清洁压裂液破胶液岩心伤害率为7.79%,较之胍胶压裂液对储层伤害率小,有益于保持增产改造的效果。     

阳离子型双子高粘弹压裂液体系开发

进行了常规植物胶压裂液残渣含量高、地层伤害大/对改造效果产生巨大影响等调查。对表面活性剂压裂液体系、蠕变原理、粘弹性、抗剪切性、破胶性、助排性、岩心伤害等进行了研究,开发了一种低伤害、粘弹性良好的清洁压裂液。结果表明,当清洁压裂液配方为2.5%DS+1.0%NaBr+0.6%YFZ-1时,在90℃、170 s^(-1)条件下剪切1 h时压裂液粘度稳定在80 mPa·s以上;在f<10 rad/s时,G'>G″,且G'>0.1 Pa,压裂液粘弹性较佳。压裂液与原油或凝析油反应时,破胶液粘度均小于3.274 mPa·s,破胶液表面张力、界面张力分别小于24.916,1.904 mN/m,破胶、助排较好。0.35%胍胶压裂液破胶液岩心伤害率为32.85%,而2.5%双子表面活性剂清洁压裂液破胶液岩心伤害率为7.79%,较之胍胶压裂液对储层伤害率小,有益于保持增产改造的效果。     

纤维基纳米复合清洁压裂液性能研究

鉴于早期阳离子型清洁压裂液在低渗透砂岩储层现场应用中存在的问题,选取一种阴离子表面活性剂为主剂,制备了纤维基纳米复合清洁压裂液(F-NCF),并对其悬砂、滤失、破胶、岩心伤害及裂缝导流能力的影响等性能进行了评价。结果表明,阴离子型纳米复合清洁压裂液热稳定性明显增强,在70℃、170 s-1条件下,其表观黏度达50 mPa.s;通过纳米TiO2与粘弹性表面活性剂胶束的拟交联作用,提高了F-NCF的降滤失性能,且不影响破胶性能;纤维网状结构有效地改善了F-NCF的静态悬砂性能,且对裂缝导流能力影响较小;同时,该体系对岩心渗透率伤害小,恢复率约为90%,对于提高低渗透油气藏压裂效果具有良好的应用前景。