低压低渗气田清洁CO_2泡沫压裂工艺

针对苏里格低压低渗气田开发建产时间长、中弱水敏性地层受破胶液残渣影响大等问题,进行了4井次CO_2泡沫压裂现场试验。合成了一种可在酸性条件下交联的多元共聚物作为增稠剂,在酸性条件下,浓度0.4%的增稠剂按交联比100∶0.6交联后形成的冻胶泡沫具有良好的携砂性能;在100℃、170 s~(-1)条件下剪切2 h后表观黏度为110 m Pa·s,破胶时间小于2h,残渣含量是羟丙基胍胶破胶液的1/2。苏20和苏76区块4口井现场施工采用变泡沫质量设计,泡沫质量37%~48%,最高砂比22.2%,施工排量3.5~4.5 m~3/min。压后平均返排周期比常规压裂井减少4.9 d,求产后最高无阻流量达到131.1×10~4m~3/d。现场试验表明,该项技术可有效提高低压低渗气田的开发效果。     

低压浅层油藏重复压裂改造压裂液体系研究与试验

万城油田新沟嘴组储层是典型的浅层低压低孔低渗储层,优选出适合重复压裂改造的携砂能力强、易破胶返排、储层伤害小的压裂液体系是确保施工成功和提高压后效果的关键。经室内实验优选得到0.50%稠化剂HPG、0.50%助排剂BA1-5、0.50%黏土稳定剂BA1-13、0.20%杀菌剂BA2-3、0.45%（交联比）交联剂（BA1-21A、BA1-21B质量比10:1）组成的低伤害压裂液体系。压裂液性能评价实验表明:该体系在70℃、170 s^-1下剪切2h后的压裂液黏度约120 mPa·s,抗剪切性较好;破胶剂（NH₄）₂S₂O₈加量在500mg/L时,压裂液在2h内彻底破胶,破胶液黏度为3mPa·s,破胶性能良好;压裂液体系破胶后的地层支撑裂缝导流能力约116.68 D·cm,伤害率为28%,对储层伤害小。该体系在W5X井成功进行了现场试验,施工平均砂比29.3%,排量4.5⁵.0 m³/min;重复压裂效果理想,压后稳定日产液6.5t,日产油5.1t。     

CT低伤害压裂液的研制及应用——广安002-X36井压裂增产效果分析

广安002-X36井是四川盆地广安构造带上的１口斜井,具备实施超大规模加砂压裂施工的条件。针对该井的储层特点和大规模加砂压裂施工工艺要求,以CT低伤害压裂液体系为基础,通过对交联剂的优化研究,采用M5500黏度计对压裂液冻胶进行长时间剪切实验,成功得到耐长时间剪切的压裂液配方。优化后的压裂液具有抗剪切性能强、耐长剪切、破胶快速彻底、返排迅速等特点,现场施工6 ｈ23 ｍｉｎ,液体质量稳定。加砂压裂施工前测试气产量0.65×10_⁴ m³/d,压裂后测试产量39.3×10⁴ m³/d,取得了显著的增产效果。此次现场施工结果表明,CT低伤害压裂液能满足四川盆地上三叠统须家河组储层特别是广安区块大规模加砂压裂增产作业的需要。     

深部气藏CO２泡沫压裂工艺技术

泡沫压裂工艺技术是低压、低渗、水敏性地层增产增注以及完井投产的重要保障，国外在泡沫压裂（特别是在CO₂泡沫压裂）的室内研究、设计以及施工技术、返排技术和压裂效果的现场评价等方面均已比较成熟。由于CO₂的特殊性质，其在压裂改造技术中所占的份额将越来越大，在深井压裂改造中亦是如此。我国有许多低压、低渗、水敏性地层以及投产多年的老井需要进行压裂改造。为此，系统地介绍了CO₂的基本性质、CO₂泡沫压裂的增产机理及CO₂泡沫压裂工艺技术，并对中原油田深部气藏的现场施工结果进行了详细地分析，所采用的CO₂泡沫压裂较普通的压裂改造效果更好，可作为低渗透气藏开发的一种有效措施。     

致密砂岩变黏滑溜水体系的研制与应用

目的 为了满足致密砂岩气藏储层改造需求以及解决作业现场压裂返排液处理难题,开发了一种自缔合乳液变黏滑溜水(VSW)体系,该体系仅含一种多效添加剂。方法 通过含量控制实现滑溜水与携砂液的在线转变,评价了压裂液的降阻性能、耐温抗剪切性能、携砂性能、破胶液性能及岩心基质伤害,并在苏里格气田开展了水平井现场试验。结果 配方为1.0%(w)VSW的高黏滑溜水在清水和标准盐水中的黏度分别为93 mPa·s和64 mPa·s;清水配制的1.0%(w)VSW高黏滑溜水,在90℃、170 s^-1下剪切1 h后,黏度为78 mPa·s;携砂性能良好,0.425～0.850 mm陶粒支撑剂的沉降速度为0.84 mm/s。配方为0.1%(w)～0.3%(w)VSW的低黏滑溜水降阻率可超过75%。高黏滑溜水破胶液黏度为1.74 mPa·s,对岩心基质的损害率低于10%;现场压裂施工最高加砂质量浓度达700 kg/m³,平均无阻流量达104.69×10⁴ m³/d,返排液回收利用率达97.5%。结论 该体系具有良好的增黏性及抗...     

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。     

有机硼锆交联弱酸性压裂液回收再利用研究

本文研究了一种有机硼锆交联弱酸性压裂液的回收再利用技术。制备的新型有机硼锆交联剂YM-A₁可在弱酸性条件下与羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液（CMHPG）体系交联,用缓释型酯类破胶剂SCH-04破胶,将所得破胶液进行回收再利用。回收破胶液二次交联的最佳条件为:破胶液与新制基液体积比1:1,pH值4～6,温度60～70℃,YM-A₁质量浓度3.5 mg/mL,SCH-04质量浓度0.4～0.5 mg/mL。性能评价结果表明,有机硼锆交联弱酸性压裂液二次交联压裂液体系在170 s^-1下连续剪切60 min后的黏度约150 mPa·s,抗剪切性较好;在70℃、压差为3.5MPa的条件下,测得初滤失量为2.15×10^-3m³/m²、滤失系数为2.28×10^-4m/min^1/2、滤失速度3.79×10^-5m/min,达到行业标准的要求;对地层岩心基质渗透率损害率的平均值为25.2%,沉降速率为0.0058 cm/min,破胶液的表面张力23.5 mN/m,残渣含量390mg/L,实现了弱酸性压裂液体系的回收再利用。     

护套式压裂喷砂器的研制与应用

直井分层压裂是低渗、特低渗油气藏提高单井产量的重要手段,其中喷砂器是分层压裂管柱的主要组成工具之一,随着压裂规模的不断增大,高速携砂液对喷砂器和油层套管的冲蚀磨损日益严重,甚至造成管柱断脱、套管破损等事故。针对上述问题,设计了护套式压裂喷砂器,携砂液从喷砂口喷出后经过护套转向平行进入井筒,减小了对套管的直接冲蚀;通过导流结构优化设计和表面强化处理,提高了喷砂器本体抗冲蚀性能。该喷砂器在新疆油田现场应用超过300井次,施工成功率100%,最大施工排量由3.5 m³/min提高到4.5 m³/min,最大过砂量由35 m³提高到51 m³,压裂后喷砂器喷砂孔和护套未见明显损伤。应用结果表明,护套式压裂喷砂器抗冲蚀性能强,在实现储层充分改造的同时提高了压裂管柱安全性和井筒完整性。     

大规模体积压裂过程中压裂液性能表征方法研究

针对SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》压裂液性能评价标准未能模拟大规模体积压裂过程中压裂液剪切历史,尤其缺少过炮眼高速剪切对压裂液性能影响的重要环节,项目开展模拟体积压裂施工全过程压裂液体系性能测试方法探索性研究。参照现场实际施工排量,模拟压裂液流经管柱、炮眼和裂缝不同阶段的剪切历史,同时,以压裂液破胶低伤害为前提进行破胶剂量优化,在此基础上进行压裂液流变性能测试,保证压裂液满足施工过程具备携砂性能和施工结束后一段时间内完全破胶的双重要求;采用透明平行板模型,考察使用条件下压裂液动态携砂性能,测试结果为大规模体积压裂“全裂缝支撑”提供设计依据。新方法测试结果表明,复合交联瓜胶压裂液体系和交联聚合物压裂液体系通过高速炮眼后黏度损失较大;乳液缔合型压裂液体系对破胶剂敏感,在满足破胶低伤害的前提下,动态携砂性能难以满足裂缝远端支撑剂铺置要求;低浓度瓜胶压裂液体系添加优化用量破胶剂,体系在施工排量下动态携砂性能良好,满足裂缝远端支撑剂铺置的技术目标。      

页岩油储层改造用压裂液体系的研究及应用

根据江汉油田页岩油藏具有低~中孔隙度、低一特低渗透率、地质构造复杂、敏感性强等非常规油藏的特征,室内研制了羧甲基羟丙基胍胶低伤害压裂液体系,评价了羧甲基羟丙基胍胶压裂液的溶胀性能、耐温抗剪切性能、破胶性能和对储层的伤害性能,以及无机盐离子对基液黏度的影响。实验结果表明,该压裂液的使用浓度为胍胶压裂液使用浓度的1/2时即可满足压裂施工的携砂要求,并且破胶后残渣含量低,降低了对储层的伤害,在潜页X井大规模压裂施工中应用成功。     

聚合物-CO2泡沫压裂液性能研究及现场应用

针对目前常用的CO_2泡沫压裂液存在的与CO_2配伍性差、交联不易控制、耐温耐剪切性能差、残渣含量高等问题,采用丙烯酰胺类多元共聚物BCG-8为稠化剂,通过配套添加剂优选及用量优化,形成了的基础配方为0.3%~0.6%稠化剂BCG-8+0.2%~0.45%稠化增效剂(起泡剂)B-55+0.2%~0.3%调节剂B-14+1%KCl的聚合物-CO_2泡沫压裂液体系,研究了该压裂液体系的泡沫流变性、耐温耐剪切性能、携砂性能及破胶性能。研究结果表明,该体系泡沫质量在55%~75%时表观黏度保持在较高值,在140℃、剪切速率170 s~(-1)下剪切120 min后表观黏度保持在30 mPa·s以上,黏弹性的作用使其携砂性能明显优于HPG冻胶体系的,且该体系破胶液的表面张力低于24 mN/m、残渣含量低至0.1 mg/L。该压裂液体系在延长油田页岩气井中施工顺利,措施见效快,增产效果显著,可用于页岩气等非常规油气藏的储层改造。     

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。     

一种新型交联缔合清洁压裂液体系的研究及评价

针对国内清洁压裂液中普遍存在的耐温性能较差的问题,研发了一套新型疏水缔合聚合物压裂液体
系。该压裂液体系主要应用于１３０℃高温油藏的压裂施工,最终配方为０．４５％聚合物稠化剂＋０．４％交联剂＋１％
ＫＣｌ,并进行了室内试验,对该体系的流变性、黏弹性、悬砂性和破胶性能进行了测试。研究结果表明,该体系耐温
耐剪切性能良好,在１３０℃、１７０ｓ^－１
下剪切１２０ｍｉｎ后黏度仍能保持在５０ｍＰａ·ｓ以上,加入破胶剂后该压裂液体系
破胶快速且彻底,无残渣,对地层伤害小,便于返排,有利于压裂施工。     

二氧化碳泡沫压裂技术在低渗透低压气藏中的应用

针对低渗透、低压气藏压裂改造中压裂液返排困难的问题,研究了CO₂泡沫压裂技术,分析了CO₂泡沫压裂过程中井筒和储层温度场变化对CO₂液气转化的影响,对提高CO₂泡沫压裂液的流变性、内相恒定与工艺措施等进行了室内研究.现场试验表明,CO₂泡沫压裂技术能减少进入地层的水基压裂液量,提供地层液体返排的能量,达到了压裂液自喷、快速、多排的目的,从而降低了压裂液对储层的二次伤害,提高了低渗透、低压气藏的压裂效果.     

硼交联羟丙基瓜尔胶压裂液的综合性能

评价了有机硼交联的羟丙基瓜尔胶压裂液体系的延迟交联特性、耐温性、耐剪切性、流变性、粘弹性、破胶特性、滤失性能、残渣含量及对地层的伤害。该压裂液体系具有可控制的延迟交联作用、良好的耐高温和剪切恢复特性、快速破胶、助排能力和携砂能力强、储层伤害小等特点,可满足低、中、高温油气藏压裂的需要,能取得良好的施工和增产效果。     

低温压裂液在煤层气井的应用

针对山西煤层气井储层低温、低孔、低渗地质特征,室内优选了低残渣稠化剂、交联剂、助排剂、破胶剂、破胶激活剂等添加剂,形成了低伤害、低温易破胶的压裂液体系,并对其进行了性能评价,发现具有优良的耐温耐剪切性能、破胶彻底、低滤失、低残渣特点。通过现场十多井次的应用证明,该压裂液体系具有携砂效果好、破胶彻底特点,取得良好的施工效果。     

一种低伤害压裂液的性能评价与现场应用

随着对致密低渗油气藏开发力度的增大,压裂作为致密低渗油气藏的主要增产、增注的重要手段,愈来愈受到人们的关注。该研究参照中华人民国和国石油天然气行业标准SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》对一种新型压裂液增稠剂的耐温耐剪切性能、耐盐性、破胶性能等性能进行评价,实验结果显示,该压裂液增稠剂在100℃,170 s-1下恒温剪切90 min黏度大于50 m Pa·s,破胶液中无残渣,80℃下破胶液的表面张力为25.87m N/m等优点,现场施工8次,取得了日均提高产油量的良好效果,并具有良好的耐温耐剪切,携砂性能良好;破胶彻底、破胶液的表\界面张力低、伤害小,对于低渗透油气藏的压裂开采具有广泛的应用参考价值。     

超临界CO2压裂缝内支撑剂运移规律

为了优化超临界CO₂压裂工艺技术和施工参数,考虑超临界CO₂压裂液中支撑剂颗粒之间相互作用,采用欧拉-拉格朗日方法中的多相质点网格方法,建立超临界CO₂压裂缝内支撑剂运移数学模型,通过室内水力压裂支撑剂运移物模实验验证模型准确性,进行超临界CO₂压裂缝内支撑剂运移规律计算和分析。研究表明:未增黏CO₂由于黏度低,携砂效果极差,优化其他参数对携砂效果影响不大;CO₂黏度增加到2.5 mPa·s即可有效提高携砂效果,采用超轻支撑剂与细尺寸颗粒组合,携砂效果与增黏到10 mPa·s效果相差不大;优化支撑剂密度比尺寸对携砂效果提高更为明显;增大排量可以提高携砂效果,但排量继续增大,其携砂效果变化较小;流体滤失对CO₂携砂效果影响变化不大。该研究为解决CO₂携砂性能差的问题提供了技术支撑,对超临界CO₂压裂设计优化及现场施工具有重要指导意义。      

中高温清洁压裂液在卫11-53井应用研究

对适用井温80~120 ℃的中高温清洁压裂液体系进行了室内实验研究和现场施工技术研究，并成功地进行了现场施工。该体系在80~120 ℃温度区间具有较高的黏度，其流变性仅受温度的影响，对剪切历程不敏感。与水或油接触可自动破胶，不需要额外的破胶剂。该体系在卫11-53井应用获得成功，是国内第１口中高温清洁压裂液现场施工井。卫11-53井成功施工说明中高温清洁压裂液已达现场应用的水平。对实验井采用合压的施工方式，用120 m³清洁压裂液加0.09~0.25 mm陶粒3 m³、0.45~0.90 mm陶粒9.4 m³，平均砂比21%。在排量为4.71 m³/min时，施工摩阻仅3.6 MPa/km。压裂施工顺利，压后效果较好，说明该体系摩阻低，携砂能力强，对地层伤害小。     

CO2泡沫压裂液性能评价

CO2泡沫压裂液是压裂液体系的一个重要组成部分,在低压、水敏地层的压裂改造中,CO2泡沫压裂液比其它压裂液体系优异.经优选,确定CO2泡沫压裂液实验基础配方为:(0.65%～0.70%)GRJ改性瓜胶 1.0%FL-36起泡剂 0.1%杀菌剂 0.3%DL-10助排剂 1.0%KCl粘土稳定剂 (0.003%～0.06%)过硫酸铵 1.5?-8酸性交联剂.并对泡沫质量为50%～70%压裂液体系的剪切性能、耐温性能、流变参数、粘温性能、破胶与残渣、破胶液的表观性能和岩心伤害进行了评价.结果表明,CO2泡沫压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能和流变性能,携砂能力强,对储层岩心伤害小,可以满足大多数泡沫压裂施工的需要.