海上压裂液体系综合评价方法研究与应用

压裂液体系的选择是否合理对压裂作业的成功与否至关重要，人为经验选择无法保证选择结果的合理性和客观性，易对压裂作业效果产生负面影响。综合考虑压裂液摩阻性能、携砂性能和储层保护性能，提出了以基液表观黏度、交联时间、滤失系数等9大评价指标为基础的综合评价体系，利用层次分析法得到各个因素对压裂液选择的影响权重，以此为基础利用模糊物元的方法形成了压裂液体系定量评估方法。利用该方法成功指导了渤海X1等7井次压裂液体系的选择，助力X1井产量达到配产的1.5～1.8倍，证明了该选择方法的合理性和可靠性，有望在渤海及其他油田推广应用。     

川西浅气层压裂液体系的研究与应用

针对川西浅气层温度低的特点,选择性能优良的低温活化剂与过硫酸盐的组合,使压裂液在低温下4－6h彻底破胶返排,从而解决了过硫酸盐在温度低于54℃下不能快速彻底破胶返排和普通蛋白酶受pH值,温度,水质影响较大而导致性能不稳定的难题,并根据地层和施工要求开发出了由稠化剂,交联剂,低温活化剂,助排剂,粘土稳定剂,破胶剂组成,适用于20－50℃井温的压裂液体系,介绍分析该压裂液体系的具体组成,活化剂对破胶时间的影响,压裂液的主要性能参数在新场气田和白马地区现场应用结果。     

低浓度聚合物压裂液体系研究与应用效果评价

聚合物压裂液冻胶体系在压裂施工过程中会在裂缝中和裂缝壁留下残渣造成储层伤害,降低聚合物浓度可以减轻这种伤害,但又会遇到冻胶体系黏弹性降低支撑剂沉降的问题,因此,研究优选满足携砂要求的低浓度聚合物压裂液体系具有实际意义.用实验方法研究了低浓度聚合物压裂液的增稠剂、交联剂及破胶剂.并评价了压裂液体系的抗温抗剪切性能、流变性能、携砂性能、破胶性能、低伤害性能、防膨性能和滤失性能.实验结果表明,低浓度聚合物压裂液的浓度为常规聚合物压裂液浓度一半时即可满足压裂时的携砂要求,抗温抗剪切性能优于清洁压裂液和常规聚合物压裂液,并且破胶后的残渣量明显减少,降低了对储层的伤害程度,是一种较为环保的低伤害压裂液.     

吐哈油田低渗透油藏压裂液体系适应性评价

油井压裂改造技术作为油田增产的主体技术已日趋成熟,对压裂效果影响起至关重要作用的压裂液体系研究一直是各油田关注的重点内容之一。吐哈油田针对油田储层及油藏类型开展了压裂液体系的适应性评价研究,尤其是水基压裂液应用了胶囊破胶技术、延迟胶联技术、低温破胶技术及低残渣稠化剂,满足了吐哈低渗深井油藏在不同油藏温度及压裂施工条件下对压裂液性能的要求,为保证压裂效果奠定了基础。     

新型低温压裂液体系的实验研究及应用

通过低温破胶影响因素室内实验，研究开发出了一种新型低温压裂液体系，研究结果表明，当温度低于52℃时，APS破胶剂只有在一种低温破胶助剂的作用下才可以发挥破胶作用，且破胶速度随APS浓度的增加而增加。该压裂液体系的破胶速度随溶胶液PH值增加而减小，随环境温度的上升而逐渐增加，压裂液体系的破胶速度受体温破胶助剂用量的影响较大，压裂液中其它添加剂对压裂液体系的破胶速度影响不大，通过现场60余井次的成功压裂，以及施工所取得的良好增产效果，证明新型低温压裂液体系非常适合浅井复产和增产的压裂工艺改造。     

底水油藏含水上升机理探讨

传统底水油藏底水锥进导致油井见水的理论与油田开发实际存在较大差距。本文结合相对渗透率,分析了底水油藏含水上升的机理,并提出相应对策。     

无残渣压裂液的研制与应用

聚合物压裂液残留物对压裂裂缝支撑带和地层渗透率造成难以恢复的伤害,严重影响了压裂改造效果。研制开发出了无残渣压裂液,该体系无聚合物,是一种粘弹性表面活性剂压裂液,由羧酸衍生物(NRF01a)组成。在盐水中,表面活性剂形成可变形的棒状或球状胶束,使溶液具有粘弹性,该液体遇水或碳氢化合物自动破胶,无残留物。通过评价该压裂液的流变性、破胶性能、伤害率和防膨性能得知,无残渣压裂液对裂缝支撑带的伤害率为6.9%,对储层基质的伤害率平均为19.4%;适用于110℃以下油气藏的压裂改造。现场试验表明,无残渣压裂液压裂后8d开始返排,返排率高达94.1%,返排液粘度为1.5mPa·s,表面张力为26.5mN/m,说明采用无残渣压裂液压裂,能更有效地启动油藏,并取得显著的增产效果。无残渣压裂液不污染环境,现场配制工艺简便。     

“三低”油气藏压裂技术研究与应用

新疆克拉玛依油田近年来开发的突出特点是低渗低压油气藏开发，特别突出的是开发几十的老区“三低”油藏开采难度日益增加，即低孔、低渗、低能是制约油井产量的主要因素，众所周知，油气井在生产过程中能量消耗、井底附近因受各种污染导致渗透率进一步下降，使得油气层被蒙上了一层面纱，要挖掘和开发好这类油气藏，并取得较好的经济效益，根本的出路在于对该类油气藏井行有效的改造，从而更好的认识油藏和实现较高的单井产量。要达到此目的，最有效的方面就是采用水力压裂技术改造油气层。本文重点就近年来针对开发时间较长的老油田中层问矛盾突出，层内敏感度增加，能量低返排困难的问题，研究筛选出较为适合“三低”油气藏特征的压裂新工艺，即低温防膨压裂液体系，活性压裂液体系，低聚物压裂液体系，快速返排压裂液体系，投球分压工艺等，目前已全面推广应用，并取得了较好的效果。     

高温压裂液体系研发及在海上气田的应用

国内常规压裂液体系仅适用于150℃以下地层,而海上气田高温深井的地层温度高达160℃。文中通过室内实验优选了温度稳定剂、高温延迟交联剂和破胶剂的加量,研制出耐温160℃的高温压裂液体系,延迟交联时间可控制在2}5min,破胶时间少于3h。该体系在海上气田BY2井158℃储层压裂施工中得到成功应用,压后45h内压裂液返排率85.5%,日产气9.6x1 04 m3,达到了改造储层和增产的目的。该技术对海上高温储层压裂具有一定的指导意义     

低渗透油藏压裂液研究与应用

研究了胍胶压裂液的残渣、滤饼以及破胶不彻底对压裂后效果的影响。为了进一步提高压裂效果,从减少压裂液残渣、滤饼和改变压裂液破胶状况出发研制开发了无滤饼、无残渣的VES表面活性剂压裂液和残渣含量仅为胍胶压裂液1／10的PC-4聚合物压裂液。通过近400余井次的现场应用,证明了这两种压裂液与地层有良好的适应性,取得了显著的压裂增油效果。     

无聚合物压裂液大批生产

应用斯伦贝谢公司生产的无伤害无聚Clear-PACHD压裂液体系可以大大改善高温高压下的砾石充填或压裂充填作业。这种水基砾石携带体系由黏弹性表面活性剂（VES）和盐水组成，混合后密度可以达到1．68g／cm^3，可起到控制高井底压力的作用。在井底温度为167℃下性能稳定，对于循环或挤注均适用。尤其是当用于填充井段较长的高温高压水平井时与更替通路技术相结合，该压裂液是非常有效的井控剂。     

大牛地气田连续油管分层压裂液体系优化分析

大牛地气田气藏是一个典型的低压、低孔、低渗、低含气饱和度的致密性气藏,只有通过压裂改造才能产气。针对常规压裂液体系在连续油管连续多层施工时长期浸泡地层、施工周期长、对地层产生严重伤害的问题,开展了低伤害压裂液体系的优化配制分析,初步推荐出以3.0%D3F-AS05＋0.3%EDTA＋6%KCl＋0.6%KOH为主体配方的低伤害压裂液体系,并对该配方的压裂液流变性及抗剪切性能、破胶性能及与地层水的配伍性、稳定性及杂质影响进行了评价,对常规压裂液和低伤害压裂液对不同气层的伤害进行了对比,结果表明低伤害压裂液更适合大牛地气田连续油管连续多层压裂施工的需要。     

青海油田低浓度胍胶压裂液的性能研究与现场应用简

开发了稠化剂浓度为0．18％-0．20％的低浓度胍胶压裂液体系,使稠化剂浓度比常规胍胶压裂中的稠化剂浓度低40％-50％,单方液成本降低30％-38％。通过对该低浓度胍胶压裂液的性能评价,确定了该体系具有良好的耐温耐剪切性能和滤失性能,破胶快速彻底。岩心损害率为22．53％,压裂液残渣含量仅为226．3mg／L,为常规胍胶压裂液的一半,大大降低了压裂液残渣对裂缝导流能力的损害。2012年,低浓度胍胶压裂液体系在青海油田应用总井数87井次,累计降低成本403．7万元,其中在昆北区块应用55井次,增产倍数为该区块2011年压裂井的1．08倍,降本增产效果明显。图3表6参5     

清洁压裂液的研究与应用

介绍了以粘弹性表面活性剂为主剂的清洁型水基压裂液特点,清洁型水基压裂液包括季铵盐类阳离子表面活性剂体系、甜菜碱型阳离子表面活性剂体系、非离子表面活性剂体系、阴离子和非离子及两性表面活性剂复合体系、疏水缔合物体系。简要介绍了各体系的主要配方、使用的主剂和辅助添加剂及各体系优缺点。清洁型水基压裂液在国内外油田现场应用均取得良好的施工效果,其用量约是聚合物压裂液用量的50%。     

油藏储渗特性对阿尔奇饱和度指数的影响

根据达西定律和阿尔奇公式的物理意义,由毛管电动力学和双水模型理论出发,建立了阿尔奇饱和度指数与储层渗透率、孔隙度、饱和度的相关性理论,利用油不相对渗透率实验曲线,研究了含水和度,润湿性,饱几顺序等地饱和度指数ｎ和ｂ的影响。研究结果表明：双电层ε电位可以影响饱和度指数ｎ和系数ｂ;对强油湿岩石,饱和度指数ｎ随含水饱和度增大而减小;对强水湿岩石,饱和度指数ｎ随含水饱和度增大而增大,温度升高,可使指数ｎ减     

对流花11-1油田润湿性的新认识

流花11-1油田储层岩心的润湿性,经作业者测定结果是亲油的。本文以该油田原油的极性组分在纵向上的变化为依据,用相对渗透率曲线鉴定润湿性的方法,最后判断流花11-1油田的润湿性是非均质的,即上油层段亲水,下油层段亲油。同时讨论了流花11-1油田4号井油基泥浆取心液对该井岩心的污染,使原亲水的上油层段岩心变成亲油的假象。     

用相对渗透率曲线研究薄层底水油藏产水规律

从岩心相渗数据出发，经归一化处理得到油藏的平均相对渗透率曲线。针对具体油藏，结合平均相对渗透率曲线回归出Kro/Kre与Swd关系式的具体形式，并进一步推导了油藏的理论水驱特征曲线方程。实际应用中，对于薄层底水油藏（无水采油量接近为0），进一步推导了油藏水油比对数与地质储量采出程度之间的线性方程式，与薄层底水油藏实际产水情况十分吻合，因此可用于预测该类油藏的产水规律。     

水平井平发底水油藏的机理研究

利用水平井可以有效地开发底水油藏,已成共识。利用ＳＳＩ公司开发的ＷｏｒｋＢｅｎｃｈ黑油模型油世故数值模拟器研究了分别利用水平井井网和直井井网开发底水油藏,进行了效果对比,证明了水平井优于直井,同时研究了不同敏感性参数对底水油藏累积产油量和累积产水量等开发指标的影响。如地层水平渗透率与垂向渗透率、水平井的水平段避水高蝇的初配产等。提出了指导水平井开发废水平油藏的建议。     

底水油藏控水压裂技术研究与应用

本文从底水油藏储层地质特点出发．通过借鉴国内外底水油藏成功改造经验和分析底水油藏改造要求和难点．在长庆油田底水油藏“三低一小”储层改造模式的基础上．有针对性的提出运用缝高控制剂在人工裂缝内形成人工阻挡层．阻挡裂缝向水层延伸的速度．降低在压裂过程中压开水层的机率，并形成适用底水油藏改造的控水压裂技术模式。文章指出．现场试验证明．控水压裂工艺的应用可有效控制压后含水．提高单井产量．达到控水增油的技术目的。[编者按]     

低成本低浓度表面活性剂对润湿性和相对渗透率的影响

将油水界面张力降低几个数量级可以减少表面活性荆驱的成本.本文对使用低成本表面活性剂改变润湿性从而提高原油采收率的潜力进行了研究.表面活性剂改变润湿性的程度可以通过测量接触角和油水相对渗透率来表征.利用表面活性剂改变润湿性的机理,使油层岩心/流体组合产生中间润湿或者混合润湿,最终能大幅度提高原油采收率.