深层致密砂岩气藏中高温压裂液开发及应用

通过综合考虑深层致密砂岩气藏特征和压裂工艺的要求,优化形成2套耐高温、低伤害、低摩阻压裂液体系。(1)低伤害聚合物压裂液体系,基液配方为0.50%～0.55%稠化剂SSF-C+0.10%交联剂SSF-CB+1%KCl,170s~(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度为50～65mPa.s;120℃下1h后的破胶液黏度2.67mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为10.25%。(2)羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系,基液配方为0.40%CMHPG(羧甲基羟丙基胍胶)+0.35%高温增效剂(硫代硫酸盐)+0.3%助排剂(氟碳表面活性剂)+0.02%消泡剂(有机硅)+0.1%杀菌剂(甲醛)+0.3%粘土稳定剂(低分子阳离子季铵盐)+pH调节剂(碳酸钠、氢氧化钠),经实验测定,压裂液基液黏度66mPa·s,pH值9.5～10.8,交联时间1～5min;压裂液在170s~(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度大于100mPa·s;130℃下1h后的破胶液黏度3.55mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为28.29%。现场应用表明:该压裂液体系对储层的适应性好,摩阻低,降阻率为65%～75%。     

硼交联羟丙基瓜尔胶压裂液回收再用可行性研究

探讨了羟丙基瓜尔胶/硼冻胶压裂液回收再用的可行性。分析了该压裂液冻胶在无通用破胶剂情况下的非降解性破胶机理,控制因素为pH值和温度,破胶液黏度最低可达基液水平。基于一种有机硼交联HPG冻胶压裂液的实验数据及文献资料,讨论了升温,使用缓释酸及稀释3种非降解性破胶方法。①根据压裂过程中裂缝附近温度场分布设计压裂液,携砂液耐温性只需达到裂缝内的较低温度,地层温度恢复后其黏度将大幅降低;使用产气生热剂可提高裂缝温度。②加入设定量未指明组成的缓释酸使实验压裂液120℃黏度降至<40 mPa.s,补加NaOH后黏度维持>200 mPa.s近3小时。③压裂液与地层水等量混合后破胶,黏度~20 mPa.s,复合清水压裂工艺即基于此原理。不同泵注阶段示踪剂产出曲线表明,影响压裂液返排的因素不只是黏度,某些未破胶压裂液的返排率反而很高;如使用方法适当,缓释酸破胶的返排率可以达到通用氧化型破胶剂破胶的相同水平。国外实践表明,重复使用低分子量瓜尔胶压裂液可提高压裂效果。图7参9。     

金秋区块气田水回注增注措施

研制了一套适合川渝地区使用的酶破胶羟丙基胍胶压裂液体系,该酶破胶剂对压裂液稠化剂具有很好的专一破胶性能,与压裂液各种添加剂有良好的配伍性能。与常规破胶剂相比,酶破胶剂破胶更彻底,破胶液黏度小,残渣含量少,对支撑裂缝导流能力伤害小。在合川001-25井组3口井的现场应用表明,该酶破胶压裂液体系能够完全满足现场加砂压裂施工要求,返排液残渣含量明显低于常规破胶剂体系,且使用酶破胶剂的2口井压后增产效果较使用常规破胶剂的更好。     

可回收聚合物压裂液体系及其性能研究

为建立压裂返排液的重复利用技术,以聚合物(部分水解聚丙烯酰胺)、助排剂(氟碳表面活性剂)、黏土稳定剂(小分子阳离子聚合物)和有机金属交联剂为原料制得一种可由压裂液返排液配制的可回收压裂液体系,比较了用清水和破胶液(模拟现场返排液)配制的压裂液的各项性能。结果表明,部分水解聚丙烯酰胺在水中溶解迅速,可以满足现场连续混配施工;用清水配制的压裂液耐温(105℃)耐剪切性和剪切恢复性较好,常温下的黏度损失率为57%;压裂液弹性良好;同条件下与清水相比压裂液摩阻降低率大于40%;压裂液在95℃下可彻底破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s,残渣含量为11.7 mg/L,对岩心基质渗透率的损害率为10.94%。在破胶液中添加0.12%稳定剂即可作为配液水重复利用,破胶液配制压裂液的各项性能与清水配制压裂液的相当,可以满足现场压裂施工的需求。     

生物破胶酶研究及应用

针对压裂过程中压裂液常规化学破胶剂存在化学污染、破胶度有限等缺陷,根据生物酶破胶原理,利用国内独特的极端微生物资源,筛选出产半乳甘露聚糖酶的嗜碱菌和产半乳甘露聚糖酶的嗜热菌,开发出具有破胶性能的生物酶制品。介绍了筛选获得的嗜热菌DC-AW 6产生酶的特性,生物破胶酶的作用温度、使用浓度、岩心伤害、与压裂液添加剂的配伍性等,并在鄂尔多斯盆地延长油田2口井现场应用压裂液生物破胶酶获得成功。试验表明,生物破胶酶最佳作用温度40~80℃,压裂液酶法破胶后岩心伤害率为15%~25%,破胶残渣7%~8%,现场应用中压裂液的返排率达72%~75%,返排黏度为1.8~2.8 mPa·s。生物酶破胶彻底,使压裂液对地层的伤害降低到最小,在压裂工艺中具有较广泛的应用前景。     

高温酶破胶剂在奈曼油田压裂液体系中的应用

奈曼油田交联冻胶压裂液体系存在破胶不彻底、残渣量大、地层伤害严重等问题.因此,对高温生物酶破胶剂在奈曼油田压裂液体系中的应用可行性、适用性,以及破胶效果进行了室内评价.结果表明,在100～120℃下,添加酶保护剂后,生物酶单独作用或生物酶与少量APS复配作用,奈曼压裂液体系均可在2h内彻底破胶,破胶液黏度小于5 rnPa·s,残渣量降至380mg/L.矿场试验表明,复配使用高温生物酶和APS复破胶的2口井压裂液返排率均达50％以上,与同期采用APS作为破胶剂的4口井相比高出10％～15％,施工产能效果良好,压裂施工后产量增加27％～36％.     

缝内破胶压裂液的研究及应用

在水基聚合物压裂液加砂压裂施工过程中,往往需要添加破胶剂来满足压裂液的顺利破胶返排。目前使用较多的破胶技术是过硫酸盐、胶囊破胶剂结合的楔形追加破胶技术,但仍然存在压裂液的残胶伤害。为此,开展了新型破胶技术的室内研究,成功地研究出能使压裂液彻底破胶的破胶剂组合技术——缝内破胶技术。采用缝内破胶技术的压裂液（缝内破胶压裂液）和常规压裂液比较,缝内破胶压裂液破胶残液最大分子量是常规压裂液的1／8～1／6,岩芯渗透率伤害率降低了30％～40％。在四川GA区块的B井区进行了5井次缝内破胶压裂液和5井次常规破胶压裂液现场应用试验。试验结果表明,缝内破胶压裂液平均返排率比常规高10％左右,平均单井增加天然气测试产量是常规压裂液的1～2倍。     

红台低压气藏用压裂液生物酶破胶剂的性能与现场试验

为解决红台区块低压、低孔、低渗砂岩气藏压裂改造施工中压裂液破胶返排困难、残渣含量高对地层的伤害问题,对酶博士生物酶的破胶机理与酶活性的影响因素进行了探讨,并开展了生物酶破胶剂技术研究。研究结果表明:生物酶对红台区块泡沫增能压裂液具有适应性、配伍性好的特点,生物酶破胶剂可以在pH 6~10、40~90℃条件下使用,在pH=7、温度为80℃时活性最高;在泡沫增能压裂液体系中加入20 mg/L的生物酶破胶剂,压裂液快速破胶返排,破胶液黏度低于3 mPa.s,残渣含量254 mg/L,与未加生物酶相比降低幅度达63%,从而可提高压裂后地层的渗透率与导流能力。该技术应用于红台区块低压气藏,增产效果显著,取得了较好的经济效益。图5表4参6     

浅层水平井超低温压裂液体系研究与应用

在大庆外围埋藏浅、储层温度低的朝98区块葡萄花储层水平井的压裂改造中,如何实现压裂液在30℃储层中压后破胶并快速返排,是确保施工成功和提高压后效果的关键。室内研制了由0.6%稠化剂SG、1%岩石稳定剂CYDF、0.3%高效助排剂JX-YL、0.2%三元破胶剂、3%硼砂交联剂组成的超低温压裂液体系。在30℃、170s-1下,压裂液冻胶剪切5 min后的黏度基本稳定,约为140 mPa.s,抗剪切性较好。该压裂液破胶快速、彻底,30℃破胶4 h后的黏度为3.5 mPa.s。JX-YL减小了压裂液的滤失,降低了储层伤害。加入JX-YL后,压裂液滤失量比未加JX-YL的减少17.2%。压裂液具有配制方便、破胶性能良好的特点。在8口超浅层水平井开展现场压裂试验,应用效果良好,满足低温井(浅井)油层水平井压裂改造的需要。图3表4参8     

CJ2-3型可回收低分子量瓜尔胶压裂液的开发

低分子量瓜尔胶CJ2-3分子链上引入了亲水基团,水溶性好,水溶液30℃[η]值0.842 L/g,按3组K,α求得分子量3.86×105~5.93×105。CJ2-3压裂液以硼酸盐作交联剂,交联剂用量大于常规瓜尔胶类压裂液。0.35%压裂液基液在pH=8.5时黏度仅12 mPa.s,形成的压裂液在热剪切测试中(170 s-1)黏度几乎立即产生,温度达到设定值后黏度保持不变,且60℃、70℃黏度相差不大(在100 mPa.s上下),即该压裂液流变曲线变化平稳,温度敏感性小,易控制,携砂能力强,压裂施工设计难度较小。加入破胶剂(过硫酸铵)可使该压裂液破胶,破胶液黏度符合返排要求。室内模拟破胶实验结果表明,压裂施工完成后,CJ2-3压裂液与低pH值的支撑裂缝表面接触时pH值下降,pH≤8.0时破胶,破胶液黏度接近基液,其中的CJ2-3不发生降解。CJ2-3压裂液滤失控制性能好,滤失量小,滤饼可在地层中自行破胶,易清除。长庆油田的3口油井用CJ2-3压裂液压裂,未加破胶剂的1口井,压裂液返排率达92.9%,返排压裂液在30℃放置7天,黏度下降30.8%。返排压裂液中补加各种添加剂得到的回收压裂液,流变性和其他性能与原始压裂液一致。图5表8参4。