低浓度羟丙基胍胶压裂液在苏里格气田的应用

针对苏里格气田低孔、低渗透储层压裂增产改造的需要,在优化胍胶、交联剂和压裂液中其他助剂的类型并降低使用浓度的基础上,开发出一种新型低浓度羟丙基胍胶压裂液体系,并与常规羟丙基胍胶压裂液进行对比分析。结果表明:低浓度羟丙基胍胶压裂液体系的压裂液破胶液残渣含量为290 mg/L,不到常规浓度羟丙基胍胶压裂液残渣含量的2/3;低浓度羟丙基胍胶压裂液体系增稠效率高,携砂性能佳。截至2012年底,低浓度羟丙基胍胶压裂液体系在苏里格气田的3口直井和1口水平井上得到了成功应用。直井平均单井产气量为1.756 8×104 m3/d,相比采用常规压裂工艺的邻井产气量1.409 8×104 m3/d,增产效果明显。     

超低浓度胍胶压裂液在苏里格气田的应用研究

苏里格气田苏７７区块泥质含量高、压力系数低、储层物性差、层薄、砂泥岩互分布。为有效控制和降低压裂液对储层的伤害,进一步提高压裂效果,降低压裂成本,开发了满足低渗透储层压裂需要的低质量分数、低 残渣、低伤害的超低浓度胍胶压裂液配方体系。室内性能评价结果表明,该体系能有效降低胍胶质量分数,大幅度降低压裂液残渣含量,岩心伤害程度明显降低,具有优良的防膨、起泡、助排及降滤失性能。２０１２年在苏７７区块试验应用了２０口井,施工成功率达９８．０％。对比同区块物性相近储层的７口井,平均日产气比常规羟丙基胍胶压裂 液有了显著的提高,取得了较好的增产效果和经济效益,值得推广应用。     

超低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液体系

为符合低成本、低伤害、环保绿色开发的理念,针对低渗透储层特点,利用长链多点螯合技术,增加交联剂链的长度,研发了高效交联剂;针对煤层气井温度低(20~40℃)、破胶困难等难题,开发了三元复合破胶技术;形成了30~163℃压裂液系列配方体系,相同温度条件下,稠化剂用量降低30%~50%,对储层的伤害率降低了30%~40%,材料成本降低30%以上,实现稠化剂交联下限至0.10%。在长庆油田、冀东油田、华北油田、吐哈油田、煤层气田等推广应用979井1368层(段),施工成功率100%,试验井产量分别为对比井的2.5~5.3倍,展示出良好的应用前景,为低渗特低渗油气藏、致密油气藏的高效开发提供技术保障。     

羟丙基胍胶压裂液研究及应用

针对江汉油区存在低渗、低压、低饱和油藏，着重论述了羟丙基胍胶压裂液的基本性能，从配液、施工、排液等方面，分析讨论该压裂液应用情况，表明羟丙基胍胶压裂液耐温、抗剪切、残渣低、易破胶返排，防膨伤害小，增油效果好，适用于深井、低渗透、低饱和油田压裂。     

苏里格气田可回收压裂液体系研制及应用

为了解决苏里格气田大规模增产带来的用水量急剧增加问题,以一种具有表面活性的多效丙烯酰胺共聚物增稠剂CJ3-1为主剂、增强剂ZJ(阴离子表面活性剂)和助排剂TGF(氟碳类表面活性剂)为辅剂制备了配方为0.4%增稠剂CJ3-1+0.4%增强剂ZJ+0.5%助排剂TGF的可回收压裂液体系,研究了该压裂液体系的携砂性能、耐温抗剪切性能、黏弹性能、减阻性能等,并考察了该压裂液的回收利用情况。研究结果表明,该体系具有良好的耐温抗剪切性能,在90℃、170 s~(-1)剪切60 min后的黏度保持在60 mPa·s左右,当剪切速率从170 s~(-1)增至1700 s~(-1)再恢复到170 s~(-1)时,压裂液的黏度迅速降低并快速恢复。该体系无残渣,摩阻低,携砂及返排性能良好,导流能力保持率为92%。已采用该压裂液施工300余口井,累计入地液量100余万方,回收利用40万方,回收压裂液经简单处理后就可再次配液使用,极大地缓解了苏里格气田因用水量急增而带来的困难。     

超低浓度羟丙基瓜胶压裂液在煤层气储层改造中的应用

开发了一种适用于煤层气储层改造的超低浓度羟丙基瓜胶压裂液的交联剂ＧＪ－１,其具有长链多交
联点螯合能力、交联网络密集、交联时间短、冻胶的黏弹性较好等性能;过硫酸铵和低温酶复合体系实现了低温高
效破胶。从黏度、伤害等方面进行综合评价,结果表明,０．１５％改性羟丙基瓜胶ＧＪ与０．３％交联剂ＧＪ－１组成的交
联体系交联速度快,伤害率较低。控制低温酶和ＡＰＳ加量可以将破胶时间调节在２～８ｈ内且可控,破胶后残渣只
有３３ｍｇ／Ｌ,有效减小对煤层裂缝导流能力的损害。现场应用表明,这种超低浓度羟丙基瓜胶压裂液体系的加砂量
达到了设计要求,压后返排液破胶良好。     

超低浓度胍胶压裂液在姬塬油田的应用

针对目前常规胍胶压裂液体系存在残渣含量高、储层和支撑裂缝伤害大、压裂液返排率低及成本高等问题,根据胍胶交联所需的临界重叠浓度,进行新型超低浓度压裂液体系研究。室内实验和现场应用结果表明,新型超低浓度胍胶压裂液体系耐温达 95℃,破胶液残渣为 172mg/L,岩心伤害率为 15%～22%,返排率为 43.9%～99.80%,增产效果显著,具有良好的经济效益和社会效益,值得推广应用。     

羧甲基羟丙基胍胶酸性压裂液体系的制备及性能

为了改善羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)酸性压裂液性能,满足高温深井储层压裂改造需求,合成了一种有机交联剂,形成了组成为0.3%数0.6%CMHPG+0.6%数1.0%有机交联剂ZJ-1+0.6%交联调节剂TG-1+0.2%黏土稳定剂NW-1+0.3%高效增效剂G-ZP+0.05%APS的酸性压裂液体系,考察了该压裂液体系的耐温耐剪切性能、黏弹性、滤失性能、破胶性能和岩心基质损害率。研究结果表明,CMHPG加量为0.6%、交联剂ZJ-1加量为0.75%的压裂液体系在130℃、170 s~(-1)连续剪切90 min,冻胶的黏度大于200 mPa·s,150℃、170 s~(-1)连续剪切90 min,冻胶黏度大于100 mPa·s,表现出良好的耐温耐剪切性;CMHPG加量为0.3%的酸性压裂液冻胶的G'/G"值大于4,结构黏度强,携砂性能好;在90℃、破胶剂加量0.05%的情况下可实现1.5 h内破胶,破胶液黏度小于3 mPa·s,破胶液残渣含量为157 mg/L,对钠膨润土的防膨率为93%,表面张力23.9 mN/m,与煤油间的界面张力为0.85 mN/m;压裂液滤失量低,滤液对储层岩心基质渗透率伤害率约16%,对储层的伤害较小。该CMHPG酸性压裂液体系在某盆地页岩油探井进行了现场应用,取得了良好的应用效果。图3表7参10     

羧甲基羟丙基胍胶压裂液的研究与应用

苏北盆地致密砂岩段、有机质泥页岩段含油丰富,具有较大的开发潜力。该类油藏敏感性强,渗透率低,普通的胍胶体系容易对地层造成强水敏、强水锁伤害。针对此类储层特点,开展了羧甲基羟丙基胍胶压裂液配方研究,形成了适应不同温度的交联体系,具有水不溶物低,用量少,残渣低,易破胶;耐高温、高剪切,粘弹性好;返排率高,粘土抑制性能强等优点。经现场应用,可满足江苏油田非常规储层的压裂需要。     

胍胶清洁压裂液在延长气田的应用

延长气田属于典型低渗透储层,具有"低孔、低渗、低压"等特点,常规的胍胶压裂液体系胍胶用量大,残渣大,对裂缝导流能力的损害率高,对储层造成一定的伤害。针对延长气田储层特点,研发了一种胍胶清洁压裂液,该压裂液体系胍胶浓度低,相比常规胍胶压裂液,用量减少了30%,耐温耐剪切性能良好,残渣含量仅为145 mg/L,是一种低残渣、低伤害的压裂液。该压裂液在延长气田进行了现场实验,应用效果良好,具有很好的推广前景。     

川渝气田天然气水合物防治技术研究与应用进展

针对川渝气田冬季生产过程中的水合物堵塞问题,中国石油西南油气田公司在天然气水合物防治及管理技术方面开展了大量研究工作,取得了重要研究成果和较好的冰堵防治效果。结合近年来川渝地区含硫气田冬季生产水合物堵塞现状,分析总结了发生水合物堵塞的主要原因,介绍了川渝气田在天然气水合物形成预测、天然气水合物动力学抑制剂产品开发与现场应用、水合物堵塞防治措施、天然气水合物防治和管理技术方面的研究与应用进展,提出了发展方向。     

粘弹性表面活性剂压裂液研究应用进展与展望

粘弹性表面活性剂压裂液与传统水基聚合物压裂液相比具有低伤害、低摩阻、易于彻底破胶等优点,在近年来成为压裂液领域的研究重点。介绍了粘弹性表面活性剂压裂液的粘弹性机理和破胶机理,并综述了粘弹性表面活性剂压裂液在国内外的研究应用现状。针对粘弹性表面活性剂压裂液目前存在的耐温性较差、成本偏高、在渗透率大于200~300mD的地层的滤失量偏大和在气藏不能自动破胶的问题,分析了问题产生的原因,并讨论了解决方案。     

裂缝性气藏压裂液滤失模型的研究及应用

裂缝性气藏压裂与普通均质储集层压裂最主要的差别在于流体滤夫。建立了计算裂缝性气藏压裂液滤失的数学模型，采用正交变换法给出了模型的精确解，对比分析影响裂缝性气藏压裂液滤失系数的因素。在大量模拟计算的基础上．提出描述裂缝性气藏压裂液滤失速率的新关系式．求得的滤失速率比用经典的压裂液滤失计算模型求得的滤失速率大。图3表1参10     

超低浓度胍胶压裂液体系在大牛地致密气田的现场试验

大牛地气田具有低压致密、储层物性差、易水锁伤害及敏感性等特征,不经过储层改造措施无法获得高产能。在常规0.45%(w)胍胶压裂液体系的基础上,通过对交联剂、助排剂和破胶剂进行优化调整,研发出一种超低浓度胍胶压裂液体系。结果表明,使用强交联剂SITAR-11,可将羟丙基胍胶的质量分数由常规的0.45%降低至0.30%,交联后的冻胶在90℃、170s~(-1)下剪切120min后,黏度大于140mPa·s,在38%的高砂比时,仍具有优良的携砂能力。使用生化复配型高效助排剂ZITHE-34,破胶液表面张力降至22.4mN/m,界面张力降至0.9mN/m。使用压裂破胶酶FANFA-06和APS耦合式破胶技术,残渣量由常规体系破胶后的300mg/L降至180mg/L,降低了对地层的伤害。在大牛地气田山1和盒1储层进行了2口水平井的压裂施工,压裂过程中加砂比和施工压力均满足设计要求,压后返排率为28.2%和30.1%,无阻流量为7.7×10~4 m~3/d和10.8×10~4 m~3/d,增产效果显著。     

压裂返排液不落地回收处理技术在苏里格气田的应用

随着苏里格气田水平井改造、体积压裂工艺、混合水压裂方式、工厂化作业等实现推广应用,返排液量剧增,尤其是新环保法实施后,不允许挖建防渗排污坑,环保形势异常严峻。急需研发返排液不落地回收处理技术,实现其重复再利用。针对返排液中含有大量天然气、压裂砂、悬浮物,压力高、分离处理难度大等难题,优化形成了压裂返排液在线连续处理技术,主要包括管线节流控制模块、高压除气模块、低压除气除砂模块、精细化过滤模块和浓残液蒸发模块,经过10μm精细过滤,得到纯净的压裂返排液。进一步化学处理后,添加稠化剂等重新配液用于下次压裂施工,重复利用率达到90%以上,少量浓残液采用蒸发处理。现场先导性试验23井次,回收液体44 649m~3,取得了显著的社会、经济效益,为国内压裂返排液环保处理技术的创新发展提供了借鉴。     

苏里格气田天然气输差的产生原因

随着天然气的大量开采,天然气市场供需双方对计量准确度要求越来越高,输气系统的输差问题就越发突出起来。目前国内天然气市场以供方计量为准,由于诸多因素的影响供需双方交接差较大,不能反映实际,常引起计量纠纷。本文针对气田投产初期输差较大的问题,从仪表安装、组分变化、程序参数设置及使用条件变化等几个方面分析了输差问题产生的原因,并提出了问题的解决方法及建议。     

苏里格气田自然间喷气井采气技术

针对苏里格气田自然间喷气井套压、产气量、产水量呈周期性变化及间歇产液的生产特征,研究了该类气井井筒积液与自然放喷过程,建立了气井参数预测数学模型及生产动态数值模拟,剖析了气井生产规律;进行了泡沫排水和连续油管排水现场试验对比,优选出该类气井连续油管排水方式,该研究对该类气井的生产动态分析具有指导意义,为延长气井的自喷时间提供了借鉴。     

苏里格气田东区低伤害压裂技术研究与应用

针对苏里格气田东区的现实特征,紧紧围绕该区块低渗透气藏的储层特点,系统深入的研究了储层地质特征,建立了一套多层低渗气藏改造前动静态、宏观微观资料相结合的储层评估方法,初步形成多层低渗气藏压裂优化设计技术。客观分析了压裂改造的瓶颈技术问题,适时的完善了低渗气藏低伤害压裂液体系,该体系具有破胶彻底,对裂缝及储层的伤害低等优势,适合苏东易伤害储层。现场实施了50余口井,从施工情况来看,认为该技术的工艺设计应考虑羧甲基体系的特点,充分发挥该体系的低伤害优势,同时,现场质量精细控制是羧甲基体系顺利实施的有效保障。施工返排和压后试气效果表明,目前,羧甲基压裂液体系在苏里格气田东区试验效果较好,建议继续加大试验推广。     

天然气压缩机气举工艺在苏里格气田的应用

针对苏里格气田部分气井井底积液严重导致无法正常生产的现状,研发了排量达6×10~4m~3/d的车载式天然气压缩机,设计了全封闭式的增压气举工艺流程。现场应用表明:该设备操作方便、安全环保、施工费用低;有效实现了7口水淹井复产,为低压低产气井提高采收率探索了一条新途径。     

苏里格气田下二叠统储层改造难点及对策

苏里格气田储层具有“低孔、低渗、低压”的特点,水力压裂改造成为开发该气田的主要手段。由于储层物性变化大、多薄层等原因,单井压裂改造裂缝参数在井网中效应的优化难度很大,施工参数很难考虑地应力剖面的纵向控制效果。因此,针对压裂改造中的突出难点,提出了相应的解决对策：建立单井与井网匹配优化模型,充分利用数值模拟、裂缝参数优化、应力剖面分析技术和裂缝闭合优化等技术。应用上述配套技术,使得压裂改造的裂缝参数与储层的匹配更加紧密;根据应力特征优化的参数更有针对性,有利于获得合理裂缝剖面;利用所提出的小型压裂技术进一步增强了对储层的认识和对压裂工艺的提升。为苏里格气田的储层改造和压裂效果的评估提供了技术支持。