生物酶破胶剂在气井压裂中的研究与应用

针对重庆合川区块气井压裂中常规氧化破胶剂如过硫酸铵(APS)存在的化学污染、破胶不彻底、返胶等问题,对生物酶破胶剂对该体系的破胶效果及适用性进行了研究.结果表明,生物酶破胶剂与该压裂液体系存在一定的配伍禁忌,但是通过添加0.06％酶保护剂,用30mg/L生物酶+20mg/LAPS或50 mg/L或90mg/L生物酶作破胶剂,体系均可彻底破胶,无返胶现象;使用1号瓜胶作稠化剂时残渣含量小于240 mg/L,分子量较小(在1000～4000Da之间),完全满足施工要求.现场以生物酶与APS复配方式破胶的2口井压裂液返排率达63％以上,施工产能效果良好,压裂施工后测试产气分别为1.51×104 m3/d和3.19×104 m3/d.     

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％.     

鄂尔多斯盆地临兴神府区块致密砂岩气低温压裂液优化与应用

针对鄂尔多斯临兴神府区块低温储层开展压裂液优化研究,通过大量岩心实验和测井数据认识区块储层特性,开展破胶剂体系优化实验,利用低温催化剂实现低温下快速破胶,从而实现快速返排,减少压裂液与地层的接触时间。同时,利用30~80 ℃高活性生物酶破胶剂,高效降低破胶液残渣含量,实现残胶的彻底清理,从而保证裂缝的导流能力。各种破胶剂加量的设计考虑压裂液注入对地层温度的影响,进行阶梯化设计,实现较短时间破胶。针对储层物性特征对稠化剂、黏土稳定剂和助排剂等进行优化,得到一套经济有效的压裂液体系。该体系在本区块30多口生产井约100层应用,统计现场测试基液黏度为18~27 mPa · s,交联时间35~55 s。压裂施工结束关井1 h后,开井放喷,返排液黏度均低于5 mPa · s,已完全破胶。初期产量和累计产量均明显好于采用压裂液体系未经过针对性设计的单一氧化性破胶剂,且多口井实现高产,证明优化后的压裂液体系在该区块具有非常好的适用性。     

低浓度瓜胶压裂液体系评价及在大牛地气田的应用

水力压裂是大牛地气田低孔低渗储层开发的有效手段,压裂液是压裂工艺技术的重要组成部分,而目前0.45%HPG压裂液残渣含量较高(300~700 mg/L),对储层基质和人工裂缝伤害大。通过室内实验评价,优选有机硼交联剂HB-JLJ、高效助排剂HB-ZPJ以及生物酶破胶剂HB-PJJ,并结合常规黏土稳定剂、杀菌剂和起泡剂等添加剂,形成一套适合90℃储层温度条件的低浓度瓜胶压裂液体系。该压裂液体系具有良好的交联、携砂和流变性能,破胶液残渣含量为173~202 mg/L,表面张力为22.2~22.6 m N/m,较现用0.45%HPG压裂液对岩心伤害率降低19.96%。0.30%HPG压裂液体系在D井现场应用各项性能良好,增产效果显著。     

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。     

用于压裂液的生物酶破胶剂性能评价

生物酶破胶剂具有破胶彻底、残渣量少、对地层的伤害小等优点。介绍了适用于高、中高、低温条件的3种生物酶破胶剂,通过室内实验,对生物酶的配伍性、生物酶浓度、瓜胶浓度、pH值、温度等条件对酶活性及破胶效果的影响进行了评价。结果表明,该3种生物酶与压裂液添加剂的配伍性好;酶浓度在5～20mg/L、瓜胶浓度在0.2%～1.0%范围内时具有很好的破胶效果;生物酶破胶剂在pH值为5～10、温度为20～120℃范围内,3h可将压裂液黏度降低到5mPa·s以下,达到行业标准;与化学破胶剂相比,生物酶破胶剂用于压裂液,不仅破胶可控,而且破胶后破胶液黏度低、破胶聚合物分子量小、残渣含量少,环境保护性能好。     

低伤害压裂液在苏里格气田的应用

苏77区块位于苏里格气田东部,属于典型的低孔、低渗、低压气藏,常规压裂液存在残渣含量高、不易返排、对储层伤害大等不利因素.研制了一种新型低伤害羧甲基瓜胶压裂液,该压裂液稠化剂用量小,比常规瓜胶压裂液的用量减少1/3～1/2;该羧甲基瓜胶水不溶物含量低,比常规瓜胶平均降低90％;压裂液残渣含量低,在105℃下残渣含量小于150 mg/L,仅为常规瓜胶压裂液的30％左右;压裂液弹性优于黏性,携砂性能好,破胶彻底.该压裂液在苏77-17-9H井进行了试验应用,压裂效果显著,其适用于类似苏里格气田的低渗气藏.     

高温无机硼交联剂延时性能研究与应用

针对目前有机硼交联剂破胶剂用量大、破胶后残渣含量高、不利于压裂液破胶返排及传统无机硼压裂液体系耐温差等现状,从提高无机硼交联剂耐温性能方面着手,开发出高温无机硼JLW-HT 1交联剂,并采用该交联剂配置成压裂液体系,用于低渗透气藏的储层改造。实验室评价及现场应用表明,该压裂液体系破胶后残渣含量少,有利于压裂液的破胶返排,对储层伤害小,而且具有很好的高温流变性,可满足鄂尔多斯盆地低温环境下高温深井的不同规模压裂施工。     

高温生物酶破胶剂在克拉玛依油田压裂液中的应用

研究了用生物酶破胶剂来解决克拉玛依油田压裂液体系破胶不彻底、对地层伤害大这一难题的可行性。结果表明,调整生物酶用量至250 mg/L 和添加酶保护剂250 mg/L,并与0.01%过硫酸铵复配,2.5 h 可以彻底破胶,破胶液黏度为3.3 mPa·s,残渣量280 mg/L,且无返胶现象。质谱分析破胶液分子量集中在2 147~6 366 Da,主要为13~39 低聚糖分子,表明生物酶破胶剂将瓜尔胶彻底降解成小分子的多糖化合物,解决了破胶不彻底并返胶的难题。     

CTAB国产清洁压裂液压裂效果评价

CTAB型清洁压裂液残渣含量低、添加剂少、易返排,不需要交联剂和破胶剂,降低了残渣对支撑裂缝及裂缝附近地层的伤害,从而使中浅层压裂后能够大幅度提高产能。通过介绍清洁压裂液的增粘、破胶机理及其特征和对三口井的现场试验分析,阐明了CTAB国产清洁压裂液对提高低渗透层压后产能的意义。     

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。     

留西低渗透砂岩油藏压裂技术

留西砂岩油藏具有储层渗透性差、层数多、厚薄不均,且层间矛盾突出等特点。油藏投入开发后,由于注水井吸水困难,导致储层供液能力差,大部分油井处于低产低效开发。采取全井笼统压裂增产措施,不能达到选层、分层改造的目的。针对上述问题,研制出低伤害压裂液和配套工艺,在实施油井多层压裂改造时,通过优选压裂层位,采取不同的压裂工艺组合,取得了较好的增产效果。     

苏里格气田降低压裂伤害工艺技术研究

压裂改造是致密砂岩气藏开发评价和增储上产必不可少的技术措施;同时压裂过程中压裂液对低孔、低渗储层往往造成伤害,苏里格气田储层的孔隙度、渗透率相对较低,应更加注重降低压裂过程中引起的伤害。因此,首先对压裂过程中引起低孔、低渗储层伤害的机理进行深入分析,然后分析相应的工艺技术措施。     

大情字井区裂缝性油藏的压裂优化设计

大情字井区是一个具有亿吨级储量规模的大型油田，地质情况比较复杂，裂缝比较发育，压裂施工成功率较低，加砂量小，起不到有效认识储层产能的作用。根据大情字井区裂缝性油藏的特点，阐述了裂缝性油藏的压裂设计思路、压裂优化设计和压裂施工的难度，提出裂缝性油藏和非裂缝性油藏压裂设计的不同之处。根据大情字井区体育场层的地质条件，采用降滤失措施和压裂优化设计，提高了裂缝性油藏的施工规模，有效地认识了储层的产能。给出了大情字井区裂缝性油藏压裂的实例。     

强水敏低温油藏压裂技术应用研究

在强水敏低温油藏中存在储层水敏伤害和压裂液破胶不彻底等诸多技术难题,一直限制着水力压裂技术在该类储层中的有效应用。从前期压裂施工对储层的伤害评价出发,分析了制约压裂增产效果的各种因素,包括储层敏感性、压裂液伤害等;通过室内实验,优选出了一套适用于该类储层的低伤害压裂液体系,并通过数值模拟,建议了注水井组和非注水井组的压裂裂缝长度和导流能力,对于强水敏低温油藏的有效开发具有一定的指导意义。     

二连盆地白垩系低渗储层压裂改造技术

二连断陷盆地下白垩统,储层物性差,常表现为中低孔低渗储层特性,常规试油一般为低产或干层.近几年来,针对断陷盆地洼槽区陡坡、缓坡沉积砂体地质特点和以往压裂低效的技术难点,开展了压裂配套技术联合攻关,逐步完善形成了针对性强的"软、硬"低渗地层压裂配套技术.实施压裂50余井次,压裂成功率100%,有效率90%,平均日增油20 t以上,获得了明显的经济效益.     

生物酶驱油技术在低渗油田的研究及应用

优选的生物酶注入地下油层后,经过一定时间就地繁殖会产生酸、气等一系列代谢产物,能改变地层和油藏原油的物化性质,从而提高原油采收率。针对火烧山、北三台油田等低渗油田高碱、高盐、高矿化度的特点,开展的油藏适应性实验表明,生物酶能够在较苛刻的条件下正常代谢生长。通过生物酶岩心驱油对比实验发现,生物酶能有效提高油田采收率,在现场的油井、水井上分别进行的生物酶驱油试验,取得了较好的增油效果。     

苏里格气田加砂压裂优化技术

苏里格气田以其巨大的储量以及“低渗、低压、低丰度、低产”四低的特征举世瞩目,?过4年来的探索与实践,已?形成了规模性的开发模式,水力压裂则是气井投产必须的重要措施。用裂缝延伸净压力拟合的方法获取裂缝参数,在产能拟合的基础上进行单井产能分析和预测,以地层岩石力学参数为基础并在考虑井口安全条件的基础上发展了独特的分层压裂工艺,利用低伤害发泡型N2增能压裂液解决了气井返排困难的问题,降低了储层伤害。该技术在苏里格气田苏5、桃7区块中的应用已超过300口井,平均无阻流量18.37×104 m3/d,无阻流量大于100×104 m3/d的井13口,单井最高无阻流量131.62×104 m3/d,气田增产效果显著。     

煤层气井用压裂液研究及应用

根据煤岩储层的特点,介绍了煤层压裂液添加剂的优选和压裂液的常规分析方法,并推荐了两种压裂液,即活性水压裂液和冻胶压裂液,现场应用表明,活性水压裂液对煤层污染较小,适合较低温度（小于30℃）及压裂工艺所要求裂缝较短的情况,冻胶压皮具有一定的耐剪切性,较好的流变性,滤失性及破胶性等,这两种压裂液加砂量均达到了设计要求,满足了工艺需要,施工成功率达100％,压裂后提高了产气量和产液量。     

苏14井区Ⅲ类储层分层压裂工艺适应性研究

随着苏里格气田的经济有效开发。针对多薄层、低孔、低渗的Ⅲ类储层研究也显得尤为重要,文章在对苏14井区三类储层的层间分布特征及分层压裂增产潜力的基础上,剖析了苏14井区Ⅲ类储层气藏分层压裂的适应性。