硅氧烷类增稠剂对二氧化碳压裂液的性能影响

针对液态纯CO₂的低黏度及低黏度下压裂效果差的现状,基于开环聚合反应和硅氢加成反应制备可显著增稠液态CO₂的硅氧烷聚合物。测量不同温度和压力下含增稠剂的CO₂压裂液的黏度;分析硅氧烷做增稠剂的增稠机理;并基于扩展有限元(XFEM)对含增稠剂的CO₂压裂液进行压裂模拟。结果表明,当增稠剂浓度为5 wt%时,含增稠剂的CO₂压裂液黏度可达1.65 mPa·s(20℃)。压裂液黏度随温度的升高而降低,随压力和增稠剂含量升高而升高。基于XFEM的液态CO₂增稠效果压裂模拟分析显示,增稠后的CO₂压裂液可使裂缝半缝长增至38 m,相较于纯CO₂压裂液具有更好的压裂效果。增稠测试和压裂效果模拟为CO₂干法压裂用增稠剂的设计提供参考。     

一种高效 CO2干法压裂液体系的开发与应用

CO_2干法压裂液工作效率是改善CO_2压裂流体的携砂性和造缝性的关键,本文以提高纯CO_2流体黏度和降低纯CO_2流体储层滤失系数为目标,采用乳化增黏降滤的技术路线,自主开发出了一种有机硅型CO_2压裂增稠剂(15%表面活性剂SFA+85%氯代环烷烃与正辛醇的混合溶剂(体积比1∶1)),建立了CO_2干法压裂液体系(2%数3%增稠剂+97%数98%液态CO_2),并研究了该体系的溶解分散性、黏度、滤失量及对岩心的伤害情况。研究结果表明,该体系的黏度比纯CO_2的提高500数1000倍,储层条件下对岩心综合滤失系数比纯CO_2的降低了87.8%,对储层岩心无伤害。新型CO_2干法压裂液体系在鄂尔多斯盆地成功开展5口井的现场试验,施工参数和液体效率明显提升,并在国内首次实现了最高砂比25%,最大单层加砂量30 m3的施工规模。图4表5参12     

100%液态CO2增稠压裂液流变性能

针对液态CO₂干法压裂增稠性能要求,研制了适用于液态CO₂物理化学性能的一种表面活性剂增稠剂。通过高压管路流变实验,在线模拟了液态CO₂增稠过程。实验结果表明,表面活性剂能够在液态CO₂形成棒状或蠕虫状胶束而增加体系粘度,增黏倍数在86~218之间,且混合体系呈现出剪切稀释特性;压力的增大或者稠化剂体积分数的增大对液态CO₂增稠压裂液黏度的影响较小,对流变参数的影响均较小,而液态混合体系的有效黏度随着温度的升高而减小,呈指数规律递减的趋势;液态混合体系的流动指数随温度的升高而增大,稠度系数随温度的升高而减小。      

液态CO2干法加砂压裂增稠剂技术现状及展望

CO_2干法加砂压裂是低压、低渗透、强水敏等非常规储层高效开发的有效措施之一。系统分析了目前国内外液态CO_2干法加砂压裂技术中增稠剂现状,对现有增稠剂分子结构进行分析归类,指出了增稠剂存在的主要技术问题和开发的难点。通过对目前国内液态CO_2干法压裂技术现状和现场试验情况梳理发现:国内液态CO_2增稠剂技术滞后于现场应用,压裂液携砂效率低,影响了压裂施工效果;分析国内外液态CO_2增稠剂研究存在的问题,借鉴现有研究成果,依据CO_2分子结构特征和理化特性,构建能使液态CO_2高效增黏的新型增稠剂分子结构,合成高质量的液态CO_2增稠剂,是实现液态CO_2干法加砂压裂的技术关键。在现有技术条件下,建议将液态CO_2干法压裂技术与常规无水压裂技术结合,既发挥了液态CO_2干法压裂技术优势,又实现了高砂比对压裂施工技术要求,满足非常规储层压裂开发需要。     

页岩储层CO2泡沫压裂液摩阻特性研究

CO_2泡沫压裂液在管流等过程中的压力降计算关系到整个压裂施工过程的可靠性。模拟现场施工条件,通过室内管流实验研究了高温高压条件下CO_2泡沫压裂液的摩阻特性,分析了压力、温度、泡沫质量和流速对CO_2泡沫压裂液摩阻特性的影响规律。建立了CO_2泡沫压裂液未发泡和发泡状态下的摩阻系数数学计算模型,预测了CO_2泡沫压裂液在不同泵注排量下的管柱摩阻。结果表明,CO_2泡沫压裂液摩擦阻力系数随温度升高、剪切速率和压力的增加而减小,随泡沫质量的增加而增大,当泡沫质量分数大于75%时,摩阻系数降低。压力对摩擦阻力系数的影响较小。通过摩阻系数数学计算模型,计算得到CO_2泡沫压裂液在层流条件下具有较好的增黏效果,紊流条件下的降阻效果较好。相同排量下31/2″油管对应的摩阻小于27/8″油管的摩阻,CO_2泡沫压裂的管柱应选择31/2″油管。认识和评价CO_2泡沫压裂液摩阻特性对现场压裂施工设计具有重要意义。     

新型CO2压裂用增稠剂的增稠性能及机理

为了改善CO₂压裂液的黏度,需要加入适合该体系的增稠剂,笔者以八甲基环四硅氧烷与四甲基四乙烯基环四硅氧烷为原料,六甲基二硅氧烷为封端剂,五甲基二硅氧烷为支链添加剂,四甲基氢氧化铵与氯铂酸为催化剂合成了一种支链聚硅氧烷CO₂增稠剂,并对该增稠剂的结构进行红外光谱（FT-IR）分析。此外,对加入支链聚硅氧烷增稠剂的CO₂压裂液的性能进行了研究。结果表明,在20℃、7%的加量下,加入相同分子量的聚二甲基硅氧烷CO₂压裂液的黏度为1.66mPa×s,而加入硅氧烷增稠剂CO₂压裂液的黏度为6.67 mPa×s,硅氧烷增稠剂增稠效果明显;CO₂压裂液的黏度随着增稠剂浓度的增加而显著改善,增稠剂的浓度在1%~3%时,随压力从8 MPa升高到14 MPa,含支链聚硅氧烷增稠剂的CO₂压裂液黏度升高明显。然而,压裂液的黏度随温度的增大明显降低。新型支链聚硅氧烷增稠剂比聚二甲基硅氧烷的增稠效果明显优异,与国外产品的增黏效果相差较小。同时提出了聚硅氧烷对CO₂压裂液的增稠机理。      

压裂用超临界CO_2增稠剂制备及增稠性能评价

CO_2在压裂过程中黏度较小,导致携砂能力较弱,压裂效果不明显。为改善CO_2的黏度,增强压裂效果,基于相似相溶理论和分子作用力理论,制备了具有一定分子质量可显著增稠的硅氧烷聚合物,并以甲苯作为助溶剂,使用毛细管压差计,对不同压力和温度下不同质量浓度的增稠剂进行增稠性能测试,分析测试效果。结果表明:分子中加入恒定比例的疏CO_2基团,其溶解性能不变,但增稠效果显著增大;相同质量浓度的增稠剂,相同压力下随温度的升高,其增稠效果显著降低,相同温度下随压力的升高,其增稠效果升高不明显;文中测试最大黏度为1.2 m Pa·s(增稠30倍)。另外,较小的分子质量有利于聚合物在CO_2中的溶解和增稠,硅氧烷类增稠剂在压裂过程中可以避免地下水和地表水的污染。合成的聚合物能够明显提高液态CO_2的黏度,测试结果表明,硅氧烷作为CO_2增稠剂时的合成规则及其使用条件,可以为压裂用超临界CO_2增稠剂的设计提供参考。     

微通道内不同黏度CO_2驱替模拟油的研究

合成了五种增稠剂,通过浊点压力测试和相对黏度测试评估了增稠剂在高压CO_2中的溶解性能和增稠性能,筛选出性能最佳的增稠剂-CO_2溶液作为驱替相在微通道内驱替模拟油,并通过调控增稠剂-CO_2溶液的黏度研究了CO_2黏度对驱替效果的影响。实验结果表明,当苯乙烯含量为28.5%(x)时,增稠剂的增稠性能最佳,增稠剂-CO_2溶液黏度相对纯CO_2黏度提高了233倍;使用增稠剂后CO_2驱替模拟油的采收率显著高于纯CO_2驱替;且随着增稠剂浓度的增加,增稠剂-CO_2溶液的表观黏度增大,模拟油的采收率增大,使用5%(w)增稠剂增稠后的CO_2驱替采收率可达80%左右。     

水平井CO2吞吐增油机理及影响因素

为了探究底水稠油油藏水平井注CO_2吞吐机理及影响因素,针对M油田G104-5油藏,开展了注CO_2膨胀实验并建立了单井注CO_2吞吐数值模拟模型,研究了G104-5油藏稠油注CO_2膨胀后的相态变化和注气工艺参数、油藏参数对水平井注CO_2吞吐的影响,并在此基础上进行了G104-5油藏7口水平井的注CO_2吞吐效果试验。结果表明,注入35 mol%CO_2后,M油田G104-5油藏稠油的黏度降低了45%,体积膨胀系数为1.13,饱和压力升高了200%,原油中C_9~C_(22)的摩尔分数下降了14.4 mol%。薄层底水油藏注CO_2吞吐增油时,效果最好的直井(射开1~3层)措施后平均含水率降至87%,累计增油313.17 t,水平井措施后平均含水率降至75%,累计增油679.91 t,水平井增油控水效果较好;在所有的影响参数中,注气量、油层厚度、含油饱和度、孔隙度是影响水平井注CO_2吞吐效果的主控因素,注入速度、焖井时间、采液速度、地层压力和渗透率对水平井CO_2吞吐效果的影响不大。M油田G104-5油藏7口吞吐井中G104-5P101井孔隙度最大(45%),注气量最大(412 t),累计增油量最多(1412.27 t)。     

基于CO2特性的无水加砂压裂技术研究与应用

吉林油田致密油资源潜力大,储层物性差,常规水力压裂改造技术易造成储层污染、能量补充不及时,油井产量递减快。CO₂无水压裂技术具有增加地层能量、降低储层伤害、原油混相等技术优势。基于液态CO₂压裂液体系的黏度、携砂性及滤失特征方面的研究,开展了CO₂无水压裂技术加砂试验。通过优选增稠剂Ⅱ型压裂液提高CO₂的黏度,采用段塞与连续加砂相结合的加砂方式、优化前置液比例,完善加砂工艺,提高加砂规模,压裂液体系黏度增加15～45倍,效果明显好于增稠剂Ⅰ型。CO₂无水加砂压裂技术实施的10口井压后日产油是常规重复压裂的2倍以上,折算单井节约水资源1 512 m³。 