塔中碳酸盐岩酸压压裂液体系优化

塔中I号气田属于海相碳酸盐岩油气藏,地层非均质性极强,单井难以直接钻遇较大的缝洞系统,储层改造是建产的必要条件。该区域采用酸压技术进行改造,主要使用瓜胶压裂液和黄原胶非交联压裂液。通过对以上两种压裂液的伤害性、携砂能力、摩阻、滤失性、配伍性等方面进行对比性分析,得出塔中碳酸盐岩酸压压裂液的选择。     

醇基压裂液体系的构筑及性能评价

低渗透储层孔隙半径小,毛细管力大,水锁效应严重。在压裂酸化过程中,常规压裂液体系严重影响压裂效果,导致开采难度增大,基于此,在满足常规压裂参数的前提下,亟需具有防水锁性能的新型压裂液体系。醇基压裂液表面张力小,可有效解决常规压裂工艺技术难以消除水锁效应问题。本文形成了具有解水锁性能的醇基压裂液体系配方：0.5%羟丙基瓜胶+0.2%HE杀菌剂+0.5%RE-3黏土稳定剂+0.5%WQ-2助排剂+0.3%碳酸钠+15%甲醇,其平均伤害率为15.9%,低于水基压裂液的平均伤害率（28.4%）。     

碳酸盐岩高温储层自生酸体系研发与评价

采用卤盐、羰基化合物和酯类研制了一种在高温下稳定持续生酸的自生酸体系.该自生酸体系90℃下反应6h,可生成12.9％的盐酸,150℃下反应6h,可生成18.9％的盐酸,具有优良的生酸能力.将盐酸、稠化酸和自生酸分别与岩心进行静态溶蚀实验,自生酸相比于常规酸具有更长的酸岩反应作用时间.自生酸体系150℃下,N80钢片腐蚀...     

低渗碳酸盐岩储层压裂液应用研究综述

压裂液在对油气层进行压裂改造时起着关键性的作用,影响着油田的生产率。本文主要介绍了不同压裂液体系的作用机理和研究进展,简要说明了未来压裂液的发展趋势。     

碳酸盐岩高温储层自生酸体系研发与评价

采用卤盐、羰基化合物和酯类研制了一种在高温下稳定持续生酸的自生酸体系。该自生酸体系90℃下反应6 h,可生成12.9%的盐酸,150℃下反应6 h,可生成18.9%的盐酸,具有优良的生酸能力。将盐酸、稠化酸和自生酸分别与岩心进行静态溶蚀实验,自生酸相比于常规酸具有更长的酸岩反应作用时间。自生酸体系150℃下,N80钢片腐蚀速度为0.984 g/(m²·h),低于行业一级标准,具有优良的缓蚀性能。盐酸、自生酸与碳酸盐岩的酸岩反应动力学研究表明,自生酸酸岩反应速度与常规酸相差一个数量级,具有更为优良的缓速性能,能够用于解决高温储层深部酸化的难题。     

磷酸酯胶凝剂的合成及油基压裂液性能评价

探讨了油基压裂液胶凝剂磷酸酯的合成条件,进而对配制的压裂液性能进行了评价。实验结果表明,用所合成的磷酸酯胶凝剂配制的柴油基压裂液具有较快的交联速度、良好的耐温性能和耐温耐剪切性能以及快速破胶等综合性能,可用于强水敏性、低压低渗透地层的压裂改造。     

耐高温交联酸压裂液的研制及其性能评价

针对黏弹性表面活性剂(VES)转向酸使用成本高,耐温性差以及现有胶凝酸破胶不完全的问题,本研究首先通过水溶液聚合法合成稠化剂和有机锆交联剂,然后在质量分数为20%的盐酸水溶液(下同)中将稠化剂通过有机锆交联剂进行交联,得到耐高温交联酸基液,再根据压裂液性能要求添加高温缓蚀剂、助排剂、铁离子稳定剂和黏土稳定剂,研发了一种耐180 ℃高温的交联酸压裂液。采用高温高压流变仪、压裂液摩阻测试仪和表界面张力测定仪等对交联酸压裂液进行性能评价。结果表明,所制备的交联酸压裂液在180 ℃、170 s^-1条件下剪切120 min后,黏度仍可维持为73 mPa·s,加入0.15%过硫酸铵破胶后,黏度降为3.2 mPa·s,高温流变性和破胶性能良好。     

碳酸盐岩储层改造用自生酸技术

针对油气藏深层海相碳酸盐岩储层酸化改造难点,介绍了相关自生酸体系种类、发展现状,并指出耐高温深穿透自生盐酸是未来碳酸盐岩储层改造自生酸技术发展趋势,体系需具有两个明显特点:(1)低温下体系不显酸性或酸性较弱,有利于降低井下管柱腐蚀速率,而在高温下则产酸浓度高,提高岩心溶蚀率;(2)高温下酸岩反应缓速效应明显,可增大酸蚀作用距离,提高酸压效果。     

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。     

川东北碳酸盐岩储层自生酸研制

针对川东北油气区块酸化施工中酸化管柱腐蚀严重,活性酸穿透深度低,有效酸化半径小的问题,通过生酸组分比例优化及添加剂优选,研制出对管柱腐蚀性低、酸岩反应速度可调的深穿透自生酸产品,并开展了产品性能评价。结果表明:150℃条件下,自生酸溶蚀70%岩心需要时长是常规盐酸的11.7倍,缓速效果明显优于相同浓度的胶凝酸,酸蚀岩心导流能力高。     

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。     

磷酸酯胶凝剂的合成及油基压裂液性能评价

探讨了油基压裂液胶凝剂磷酸酯的合成条件 ,进而对配制的压裂液性能进行了评价。实验结果表明 ,用所合成的磷酸酯胶凝剂配制的柴油基压裂液具有较快的交联速度、良好的耐温性能和耐温耐剪切性能以及快速破胶等综合性能 ,可用于强水敏性、低压低渗透地层的压裂改造。     

水基压裂液对储层伤害性研究

通过室内实验,测定了4种类型压裂液(羟丙基胍胶型压裂液、田菁胶型压裂液、香豆胶型压裂液、胍胶原粉型压裂液)的性能,评价了压裂液与模拟延长川口采油厂储层岩石和地层水的相容性,并对模拟长6油层岩心进行了五类敏感性的分析,找出了压裂液对储层伤害的原因,为改善本油层使用压裂液性能提供依据。实验结果表明,4种类型压裂液的残渣量均较大,是造成压裂低效的主要原因;压裂液中破胶剂浓度相同的情况下,破胶时间与温度成反比,胶囊破胶剂有相对较高的降粘率;长6油层具有较强的水敏性、中度酸敏性和碱敏性,且压裂液对岩心渗透率损害严重。     

安塞油田压裂液体系优化研究

安塞油田王窑西南区块是典型的低渗透油藏,可通过压裂改造提高采收率,而在压裂施工中,通常导致压后返排率低,其残留物堵塞支撑剂填充的孔隙空间,降低裂缝渗透率,使得压裂效果不理想。本文针对油藏特征与性质,开展了压裂液体系的优化分析,最终得到压裂液优化配方,并对该配方的压裂液流变性、抗剪切性能、破胶性能以及配伍性进行评价。     

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。     

粘弹性表面活性剂基压裂液的研究与分析

粘弹性表面活性剂基压裂液（VES压裂液）作为环保压裂液在国内外油田的应用已经取得良好的效果,对储层无污染,且能提高充填层导流能力。论述了粘弹性表面活性剂基压裂液的体系组成、主要特点和压裂机理。该压裂液及剪切稳定性、零伤害性、自动破胶性和低滤失性于一体,在油田具有广阔的应用前景。特别是纳米技术的应用,进一步优化了VES压裂液体系,使该压裂液也适应于干气气藏。介绍了VES压裂液在国内外的研究进展,提出了其应用的优越性和存在的不足。     

阿盖雷碳酸盐岩储层酸岩反应动力学实验研究

阐述了碳酸盐岩与盐酸之间的反应及各动力学参数的表达式,使用旋转岩盘实验仪,系统的测定了阿盖雷气田储层岩心与20%交联酸的酸岩反应动力学方程,求取了反应活化能、酸盐反应速度常数、H+有效传质系数等酸岩反应动力学参数,为该气田酸化酸压优化设计提供可靠依据。     

适用于碳酸盐岩储层复合有机缓速酸液体系研究

针对碳酸盐岩油气藏在使用常规酸化措施施工时存在管柱腐蚀严重,酸岩反应速率过快,二次沉淀污染等问题,通过室内实验,优选出了合适的主体酸、缓蚀剂、助排剂和铁离子稳定剂,研制出一套适合碳酸盐岩储层的新型复合有机缓速酸液体系。室内评价了该酸液体系的各项性能指标,结果表明,该酸液体系具有良好的缓速性能、较低的腐蚀速率以及较低的表面张力。岩心模拟酸化实验结果表明,复合有机缓速酸液体系对目标气田储层天然岩心的基质渗透率改善率大于170%,基质酸化效果好于普通盐酸。说明优选的复合有机缓速酸液体系对目标气田储层具有显著的改善作用,可以应用于现场酸化增产作业。     

页岩气压裂用线性胶压裂液性能研究与现场应用

线性胶压裂液是页岩气开采最关键的技术之一。以SRFP-1增稠剂、SRFC-1交联剂、SRCS-1黏土稳定剂和SRCU-1助排剂工业品制备SRFP线性胶压裂液;评价了该压裂液体系的耐温耐剪切性能、降阻性能及破胶性能;测定了破胶液的表面张力及残渣含量。结果表明:SRFP线性胶压裂液在70~100℃条件下具有良好的流变性能;在60~80℃,破胶剂加入量为0.005%~0.05%条件下,2h内即可破胶,破胶液黏度小于5mPa·s,破胶液表面张力小于28mN/m,残渣含量小于100mg/L;最后将SRFP线性胶压裂液成功应用于宁夏某重点页岩气探井,最高砂比为22%,平均砂比为8%,返排液黏度小于5mPa·s。     

碳酸盐岩成岩作用及其对储层性能的影响

我国碳酸盐岩经历了多期次、多种类型的成岩作用。在各种成岩作用中,溶解、白云石化、压溶、破裂等作用,使原岩产生大量次生孔隙,从而改善了其储集性,可称之为建设性成岩作用;而重结晶、胶结和压实等成岩作用,因为降低了碳酸盐岩的原生和次生孔隙度,称之为破坏性成岩作用。两者的综合效应控制和影响了碳酸盐岩储集性的优劣。本文搜集了大量资料,并借助薄片分析,详述了碳酸盐岩成岩作用对其储集性能的影响。