一种化学生热增能助羟丙基胍胶压裂体系的室内研究

将Na NO2-NH4Cl化学生热体系引入到常规胍胶压裂液体系中,提出一种新型可控型化学生热增能助压裂液体系。通过数字式温度计测量对该化学生热体系生热峰值及达到生热峰值的时间,分别考查了生热剂浓度、催化剂种类及浓度、环境温度的影响。采用冷冻断裂蚀刻透射电子显微镜(FF-TEM)和光学显微镜对交联冻胶压裂液及其破胶后的微观结构进行观察,系统研究了影响压裂液交联和破胶的因素,测定了不同条件下冻胶的流变性能。基于该化学生热助压裂技术的室内研究,证实了Na NO2-NH4Cl可控型化学生热增能助压裂体系用于改善低温低压油层破胶效果的可行性。     

油田压裂用羟丙基胍胶的合成及性能评价

主要介绍了油田用羟丙基胍胶实验室制备方法。考察了胍胶含量对压裂液中水不溶物含量的影响,交联剂对胍胶压裂液粘度的影响,羟丙基胍胶压裂液耐温耐盐性。结果表明,羟丙基胍胶压裂液中水不溶物含量小于原粉胍胶压裂液水不溶物含量的1／2;交联剂的加入有利于提高羟丙基胍胶压裂液粘度;羟丙基胍胶压裂液耐温性不很理想;耐盐性明显好于原粉胍胶压裂液。     

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。     

液体胍胶制备方法及其耐高温体系性能

针对干粉羟丙基胍胶在配液过程中出现的问题,制备以白油、表面润湿剂（甲醇与水）和乳化剂（烷基酚聚氧乙烯醚）为主的液体胍胶增稠剂（LGC）,具有配制简单、分散速度快、溶胀时间短的特点。室温下,在自来水和人工海水中加入1.0%液体胍胶和0.15%甲醛,低速搅拌30 min后的黏度分别为110.11和112.40 mPa·s,与有效物含量相同的干粉羟丙基胍胶基液黏度相近。液体胍胶配制基液受水源pH值和矿化度的影响较小,用海水或矿化水配制可达到淡水配制效果,降低海上施工成本。液体胍胶和干粉胍胶配制的压裂液（羟丙基胍胶含量0.4%）在95oC破胶4 h后,破胶液黏度分别为3.542和2.243 mPa·s,破胶残渣分别为476和432 mg/L,差别较小。1.0%液体胍胶（有效物含量40%）压裂液在120oC下的初始滤失量为1.907′10^-4 m³/m²、滤失系数为0.997′10^-4 m/min^?、平均滤失量为0.366′10^-4 m³/(m³·min）。0.6%干粉羟丙基胍胶经过24 h溶胀后加入自制交联剂CYS-1及其他助剂,在160 oC、170 s^-1下剪切120 min后的黏度约180 mPa·s;CYS-1交联剂与液体胍胶在30 min内完成配制,在160oC、170 s^-1剪切120 min后的黏度约190 mPa·s;在170oC、1000 s^-1高速剪切3 min后,再在170 s^-1下剪切90 min的黏度大于122 mPa·s,实现快速配制、溶胀充分、耐高温耐剪切要求。     

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。     

有机硼交联胍胶压裂液体系在低渗浅层储藏加砂压裂施工中的应用

对埋藏浅、储层温度低的油气藏进行压裂改造,需要解决压裂液低温破胶、快速返排和伤害问题。本文介绍了一种有机硼交联胍胶压裂液体系,描述了该体系的破胶、返排和低伤害性能,介绍了该压裂液体系在川西白马一松华地区成功进行的4井次低渗浅层气井现场试验,取得了良好的应用效果。     

低浓度胍胶压裂液体系的研究与应用

针对常规胍胶压裂液体系增稠剂浓度偏高,造成压裂成本较高、压裂液残渣含量高和对储层伤害较大的问题,用硼砂、多元醇和醚类助溶剂等合成了较高分子量的多核硼交联剂DY-1,研究了胍胶加量对压裂液黏度的影响,考察了压裂液的各项性能,并在新疆油田进行了现场应用。结果表明,胍胶加量在低于0.165%、高于0.135%时能与DY-1形成聚合物交联体。低浓度胍胶压裂液耐温耐剪切性较好,胍胶加量为0.18%~0.4%时,压裂液在30~140℃、170 s~(-1)下剪切60 min的黏度均大于100 mPa·s;30~100℃下压裂液的流动行为指数n(0.3~0.7)和稠度系数k(1.3~1.8)总体变化较为平缓,压裂液性能稳定;压裂液静态悬砂性能较好,在30~80℃下通过增加压裂液pH值可使陶粒的沉降速率降至0.05 cm/min;压裂液能有效控制滤失,造缝性能良好;在30~100℃下胍胶压裂液在3~4 h均能彻底破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s,破胶液残渣含量低至76 mg/L。现场施工成功率100%,压裂液成本降低15.2%,增油效果明显,满足新疆油田储层改造的要求。     

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。     

速溶胍胶压裂液的研究与应用

在普通胍胶中加入悬浮稳定剂、醇类助剂、表面活性剂类胶体组成了相对稳定的速溶胍胶,其含水率为3.42%,水不溶物含量为8.76%。考察了影响压裂液质量的主要因素及由速溶胍胶配制压裂液的性能。实验结果表明:基液的起黏速度随搅拌速度增大而加快,1000 r/min下搅拌5 min时,基液黏度达到最终黏度的90%;最佳配液水温在10℃左右;最佳配液pH值为6;KCl的加入减缓了胶液的起黏速度,但最终黏度随KCl加量增大而升高。与硼交联后的冻胶体系的黏弹性增加,且在较高振荡频率时,G’>G″,在频率为1 Hz时,储能模量G’和损耗模量G″分别为9.8 Pa和8.8 Pa,可满足携砂性能。该冻胶体系的滤失系数Cw=2.65×10-4m/min1/2,滤失速率Vo=0.44×10-4m/min,具有较小的滤失量;在110℃、0.10%破胶剂条件下,24 h后破胶液的黏度小于2 mPa.s;对岩心的平均伤害率为11.24%。与常规配液方式相比,单井可节约胍胶15%以上,具有广阔的应用前景。图6参1     

羟丙基胍胶压裂返排液的循环利用技术

随着油气储层压裂改造技术的广泛应用,压裂用水短缺和压裂返排液的有效处理已成为油气田亟待解决的问题。为了缓解新疆油田油田压裂用水与降低返排液处理成本,开展了羟丙基胍胶压裂返排液的循环利用技术研究。研究结果表明,电解氧化处理可实现返排液的快速降黏与杀菌,然后利用气浮、沉降等方式即可将返排液中的悬浮物有效去除。通过调节处理后返排液的pH至6.5左右,实现了羟丙基胍胶粉在返排液中的分散起黏,即快速配制羟丙基胍胶基液。通过引入0.05%数0.2%的缓交联剂葡萄糖酸钠,利用缓交联剂与残余交联剂之间的络合作用,有效解决由残余交联剂的引起的交联过快问题,返排液配制的压裂液交联时间可控制在10数120 s之间。通过添加稳定剂亚硫酸钠消除返排液中残余的破胶剂,有效提升了压裂液的耐温能力。利用该方法累计完成2.2万方返排液的处理,配制出的羟丙基胍胶冻胶压裂液应用于新疆油田75口井的压裂改造中,井底温度范围22数97℃,施工成功率100%。     

清洁压裂液的研究与应用进展

介绍了清洁压裂液的组成和增黏破胶机理,对国内外清洁压裂液的理论基础、体系组成、研究进展及应用情况进行了综述。通过总结室内研究和现场应用中出现的问题,提出了清洁压裂液的发展趋势,即在确保清洁压裂液性能的基础上,提高清洁压裂液的耐温能力,控制成本,降低滤失,改善破胶性能。     

羟丙基胍尔胶压裂液优化设计在沙南油田的研究与应用

针对沙南油田油藏,结合压裂工艺对压裂液的特殊要求,对羟丙基胍尔胶（Hr,g）压裂液进行优化设计,通过室内研究,优选出适合沙南油田60-70℃中温地层条件的新型HPG压裂液配方,前置液：0．42％HPG＋0．08％纯碱＋0．20％有机硼交联剂＋0．02％过硫酸铵破胶剂;携砂液：0．36％HPG＋0．08％纯碱＋0．14％有机硼交联剂＋0．014％过硫酸铵破胶剂。在沙南油田现场实施3口井,均取得成功,并获得良好的增产效果。     

压裂返排液处理技术研究与应用进展

分析了压裂返排液的主要成分,介绍了物理法、化学法、物理化学法、生物法等国内外压裂返排液主流处理技术的研究和应用进展。通过总结室内研究和现场应用中出现的问题,提出压裂返排液处理技术的重要发展趋势。     

纤维压裂液及其在吉林油田的应用

针对油气生产过程中容易出砂和压后测试快速排液时出现的支撑剂回流等问题,采用纤维稳定支撑剂技术配制出了性能优良的纤维压裂液,对该压裂的性能进行了系统评价,并介绍了纤维压裂液在吉林油田的应用情况。通过考察纤维加量(0.1%～0.4%)对压裂液黏度及交联时间的影响,得到了纤维压裂液配方:0.3%瓜尔胶+0.04%SD2-2有机硼交联剂+0.035%过硫酸铵+0.2%T-3纤维+其他添加剂,该纤维压裂液pH值9～10,稳定性良好,并具有良好的延迟交联性能和耐剪切性能,适合于60～65℃的中低温地层。当闭合压力小于20 MPa时,加入纤维的支撑剂导流能力不受影响;常温、170 1/s下连续剪切90 min后黏度保留率为52.86%;破胶水化液的表面张力为23.8 mN/m并且黏度小于5 mPa.s。该项技术在吉林扶余油田东+5-33、东34-201、松原采气厂老4-24井共3口井进行现场施工中取得了良好应用效果。     

高能气体压裂技术在陇东油区的应用实践

边底水油藏是长庆油田陇东油区内一个重要的油藏类型(开发区块有12个,动用地质储量2597×104t,占全厂含油面积的17.3%),存在着油层物性好、压力系数偏低,油层易受到伤害的特点,尤其是其储层地质条件的局限性,给其开发过程中增产措施的选择带来一定困难。近几年通过在具代表性的华池油田、元城油田的开发实践中的不断研究、试验、探索,逐渐形成了一套较为成熟的工艺技术。     

长庆油田页岩油水平井体积压裂技术发展与应用

水平井体积压裂技术是实现页岩油气高效开发的关键。文章回顾近10年长庆油田页岩油水平井体积压裂技术发展历程,系统总结了体积压裂改造模式、关键工具、低成本材料3方面取得的主要新进展。创新形成了“立体式、长水平段、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水、多尺度支撑”体积压裂开发技术模式。提出了“压增渗”一体化设计,由单一压裂向造缝、增能、驱油三位一体升级,压裂过程中兼顾增加地层能量和加快油水渗吸置换,实现单井缝控储量最大化一次动用。配套自主研发细分切割可溶金属球座和动态暂堵转向新材料,多功能变黏滑溜水和不同粒径组合石英砂可提高多尺度裂缝渗吸置换效率与缝网长期导流能力。该技术在长庆油田规模应用450余口页岩油水平井,初期产量由9.6t/d提高到18t/d,年累计产油量由2380t提高到4931t,单井EUR由1.8×10⁴t提高到2.6×10⁴t,2019年产油量突破100×10⁴t,2020年建成庆城页岩油百万吨示范区。研究成果可为页岩油水平井体积压裂技术进步提供科学依据。     

长庆油田压裂工艺技术的现状及发展方向

压裂工艺技术是长庆低渗透油层试油、气配套技术的重要组成部分,也是提高单井产量和增加可采储量的关键技术,在长庆低渗、特低渗油、气田开发中具有特殊的地位.经过多年研究及现场试验与改进推广,形成了针对不同储层和油藏条件的一整套完备的增产措施技术模式,为实现低渗透油田高效勘探、经济有效开发提供了重要技术手段.通过对长庆油田压裂工艺的总结,探讨了油田压裂技术发展方向.     

浅论油田压裂技术和压裂液的优化选择

目的：针对不同储层性质，选用压裂技术系列中的不同压裂方式，使压裂效果达到最佳。方法：对压裂技术系列中的数种压裂工艺和与之配伍的压裂液的特性、技术关键点及对压裂层的预处理技术分别作了论述和对比。结果：压裂技术是低渗油层改造的重要措施，选准适合油层特点的压裂技术是压裂作业成功的先决条件。结论：低渗透、薄油层是压裂作业的主要对象，压裂前后对压裂井的地应力测井、裂缝监测技术及综合测井资料分析是至关重要的，对即将投入开发的低渗油田，整体压裂改造开发效果会更好，压裂井油层防污染保护和套管保护是压裂作业成功与否的关键点。     

GRJ改型压裂液在双河地区的应用

结合陕北双河油区低孔隙、低渗透性地层特征，经过优化压裂液配方，筛选出了适合双河油区的ＧＲＴ压裂液，并对其进行了评价。研究表明，ＧＲＪ改型压裂液是一种新型低伤害压裂液，适合于在地层温度为３０￣１４０℃的地层进行压裂改造。它具有滤失量小，残渣低，增稠能力强等特点。在应用过程中，针对本地区地层条件，对压裂施工工艺技术进行了优化，并在双河地区压裂施工６０余口井，口口获得工业油流，具有明显的经济效益和社会效     

耐高温压裂液研究进展

高温低渗油气田的压裂开发对我国油气资源的可持续发展具有重要意义。开发在240℃储层保持良好流变性和携砂能力的压裂液体系已列入"十三五"国家重大科技专项研究内容。本文综述了近年来耐温170℃以上的压裂液体系,分别分析了植物胶压裂液、聚合物压裂液、复配压裂液及耐温交联剂的特点,并对耐温240℃压裂液的开发提出建议。