耐高温胍胶压裂液及其对储层的伤害机理研究进展

随着油气资源的勘探开发不断向深层超深层储层发展,常规胍胶压裂液不能满足高温超高温储层压裂施工需求。国内外学者致力于从胍胶耐温改性与新型耐高温交联剂合成两个方向提升胍胶压裂液的耐温性能,同时研究了胍胶压裂液对储层的伤害机理,取得了较大进展。本文回顾了近年来国内外耐高温胍胶压裂液的发展动态,阐述了关于耐高温改性胍胶和耐高温交联剂合成的研究现状,从胍胶压裂液对储层的伤害类型和伤害机理角度进行了总结,重点分析了胍胶压裂液对高温储层伤害机理的研究进展。最后指出,应该继续通过化学改性进一步提高胍胶自身的耐温性能,同时加强对破胶剂和纳米交联剂的研究,并提出高效低伤害的纳米交联压裂液是耐高温胍胶压裂液未来可能的发展方向。     

低温低伤害瓜胶压裂液破胶技术研究

研究了不同还原剂、活化剂、表面活性剂对瓜胶压裂液破胶的影响。实验表明,稠化剂加量与破胶时间呈正相关,低温交联剂配制的压裂液添加0.2%的稠化剂满足施工要求。还原剂、活化剂和部分非离子表面活性剂均能提高压裂液破胶性能,促进APS低温分解,优化筛选出破胶效果较好的复合破胶剂包括过APS/RA,APS/Fe(II)/SAC、APS/Fe(II)/EDTA,上述复合破胶剂均能在30℃下使压裂液2 h内破胶,残渣含量低于150 mg/L。具有使用浓度低、破胶返排速度快、低残渣的优点,适应低温压裂施工的需求。     

低温低伤害瓜胶压裂液破胶技术研究

研究了不同还原剂、活化剂、表面活性剂对瓜胶压裂液破胶的影响。实验表明,稠化剂加量与破胶时间呈正相关,低温交联剂配制的压裂液添加0.2%的稠化剂满足施工要求。还原剂、活化剂和部分非离子表面活性剂均能提高压裂液破胶性能,促进APS低温分解,优化筛选出破胶效果较好的复合破胶剂包括过APS/RA,APS/Fe(II)/SAC、APS/Fe(II)/EDTA,上述复合破胶剂均能在30℃下使压裂液2 h内破胶,残渣含量低于150 mg/L。具有使用浓度低、破胶返排速度快、低残渣的优点,适应低温压裂施工的需求。     

低渗储层改造低伤害压裂液体系研究

为了有效控制和降低压裂液对储层的伤害,提高压裂液体系的增油效果,降低压裂成本,在玛湖凹陷风城组低孔、低渗及非均质储层的压裂改造中,针对胍胶类压裂液残渣含量较多,容易对储层造成伤害,同时胍胶压裂液在碱性条件下交联,高矿化度对压裂液性能影响较大等原因,开展了低伤害压裂液体系改性黄原胶的研究。通过现场研究结果表明,改性黄原胶可以克服碱性环境、高矿化度以及硼离子的影响,破胶后残渣含量为90 mg/L,比HPG的残渣含量少56.5%,有效的减少了破胶液残渣对地层的伤害。在玛湖凹陷斜坡区进行了13井次的储层改造,10口井次获得工业油流,获油率55.6%,取得了较好的改造效果。     

胍胶压裂液高效破胶降解剂体系研究

胍胶压裂液是低渗透油藏水力压裂应用最广泛的压裂液体系,针对其破胶不彻底,残渣、残胶易造成压后储层伤害的问题,通过耐温耐剪切性、破胶液黏度、破胶液残渣含量测试实验,从10种破胶剂、9种降解剂中筛选、优化了胍胶压裂液复合破胶降解剂.并利用凝胶渗透色谱仪和激光粒度仪对胍胶压裂液破胶液中聚合物分子量和残渣粒径进行了测试.结果表...     

胍胶压裂液高效破胶降解剂体系研究

胍胶压裂液是低渗透油藏水力压裂应用最广泛的压裂液体系,针对其破胶不彻底,残渣、残胶易造成压后储层伤害的问题,通过耐温耐剪切性、破胶液黏度、破胶液残渣含量测试实验,从10种破胶剂、9种降解剂中筛选、优化了胍胶压裂液复合破胶降解剂。并利用凝胶渗透色谱仪和激光粒度仪对胍胶压裂液破胶液中聚合物分子量和残渣粒径进行了测试。结果表明,0.06%(质量浓度)破胶剂P4(过硫酸铵∶亚硫酸钠=9∶1,质量比)+0.009%降解剂M2(BAT-2)为最佳复合破胶降解剂体系,其对应胍胶压裂液耐温耐剪切性测试稳定黏度、破胶液黏度、破胶液中残渣含量分别为103 mPa·s, 1.5 mPa·s和202 mg/L。相对于现用过硫酸铵破胶剂,优化的破胶降解剂体系可降低破胶液中聚合物平均分子量16.0%;减小破胶液中残渣粒径中值21.5%。     

微弱伤害瓜胶清洁压裂液性能评价及应用

常规的瓜胶压裂液体系对油藏伤害的主要因素是残渣大、伤害率高以及由体系配伍性不好造成的伤害。采用低用量瓜胶多核交联剂、多功能阻垢剂、选择性高分子断裂催化剂三种技术集成了微弱伤害瓜胶清洁压裂液体系,对其耐温耐剪切性能、破胶性能、岩心伤害及配伍性进行了研究。结果表明,该体系耐温耐剪切性能良好,破胶残渣为72 mg/L,对岩心的伤害率<10%,破胶液与地层水配伍性良好,并在陕北地区进行了现场应用。     

微弱伤害瓜胶清洁压裂液性能评价及应用

常规的瓜胶压裂液体系对油藏伤害的主要因素是残渣大、伤害率高以及由体系配伍性不好造成的伤害。采用低用量瓜胶多核交联剂、多功能阻垢剂、选择性高分子断裂催化剂三种技术集成了微弱伤害瓜胶清洁压裂液体系,对其耐温耐剪切性能、破胶性能、岩心伤害及配伍性进行了研究。结果表明,该体系耐温耐剪切性能良好,破胶残渣为72 mg/L,对岩心的伤害率10%,破胶液与地层水配伍性良好,并在陕北地区进行了现场应用。     

无破胶剂聚合物压裂液的研究

在合成了由短链分子聚合和交联的新型无破胶剂压裂液的基础上,考察了增稠剂浓度、交联剂用量对压裂液性能的影响,评价了新型无破胶剂压裂液的综合性能。结果表明,当增稠剂浓度在2.0%以上,交联剂浓度增加,液体的粘度迅速增大;无破胶剂压裂液在170 s-1的剪切速率下120 min后仍具有较好的剪切稀释性;新型无破胶剂压裂液与常规的胍胶相比,同样具有滤失量低的特点,在90℃下,压裂液仍有较好的携砂能力;其还具有表面活性剂清洁压裂液无残渣、易返排的特点。此外,该压裂使用方便,还可再生重复使用。     

破胶-气浮-过滤组合工艺处理油田压裂液返排液

针对压裂液返排液CODCr浓度高、稳定性高、粘度高的特点,采用破胶-气浮-过滤组合工艺对压裂液返排液进行处理,考察其处理效果。先在电絮凝电压为20 V、反应时间为20 min,或者在微电解停留时间为40min、Fenton处理单元Fe~(2+)的质量分数为0.20%、H_2O_2投加量为0.8%的条件下进行破胶预处理,再在浮选剂投加量为1 000 mg/L、回流比为35%的条件下气浮处理8 min,最后经两级压力过滤处理,出水水质达到GB 8978—1996《污水综合排放标准》的要求。     

压裂液对储层伤害机理及室内评价分析

在压裂施工过程中,压裂液起着传递压力、形成地层裂缝、携带支撑剂进入裂缝的作用,压裂液或其添加剂由于与地层不配伍,或者在施工过程中都可能会造成对油气层的伤害。压裂液对产层的伤害程度决定了压裂施工效果的成败,因此最大程度的降低压裂液对储层的伤害在压裂作业过程中至关重要。     

生物酶破胶压裂液破胶速度控制方法研究

针对压裂液采用生物酶破胶时存在的破胶速度快的问题,以羟丙基瓜胶冻胶压裂液为研究对象,通过压裂液成胶及破胶特性测定实验,优化了生物酶的浓度,筛选了生物酶反应的金属离子抑制剂类型,并优化了抑制剂浓度。研究表明,生物酶的最佳浓度为0.01%,抑制生物酶破胶速度的最佳离子为锰离子,浓度为0.5%~1.0%,对应的破胶时间为4~8 h,可以选择不同的生物酶浓度和抑制剂浓度来满足现场施工对压裂液破胶速度的要求。     

清洁压裂液用破胶剂的研究

对于常规的清洁压裂液体系1.5%～2%VES+0.4%～0.5%NaSal,KCl的加入可降低压裂液的流变性;而原油几乎无破胶作用,淡水及盐水的破胶能力也十分有限;松油醇和油酸均具有一定的破胶作用,但加量均较大,且破胶不彻底;0.2%的正辛醇、0.1%的十二烷基硫酸钠、0.1%十二烷基苯磺酸钠均可迅速破胶,且破胶后粘度低于5 mPa.s。     

不同储层类型压裂液动态滤失对比分析

不同储层类型在压裂施工中存在明显的差异,主要是压裂液的滤失。将储层类型分为基质模型、裂缝模型、双重介质模型,分别建立不同储层类型的压裂液动态滤失计算的数学模型。考虑压裂液粘度的变化,得到随时间变化的滤失参数,对比分析了不同储层类型压裂液动态滤失速度的差异。认为基质模型与裂缝模型的动态滤失速度变化趋势一致;双重介质模型滤失速度最快,且比基质模型滤失速度大出几个数量级。     

压裂液胶囊破胶剂的研究进展

胶囊破胶剂在压裂施工中有很好的应用前景。针对这一现状,叙述并评价了压裂液用胶囊破胶剂的几种制备方法;对胶囊破胶剂的主要延迟释放机理进行了介绍和评价;报告了胶囊破胶剂的应用状况;提出了胶囊破胶剂现存的制备成本高、有效成分较低及同种胶囊破胶剂一般仅依靠单机理释放等问题,并指出了解决方法和发展趋势。     

改进型储层钻开液PRD自破胶性能研究

本文通过对现有PRD体系增黏剂进行优选,提升体系自破胶能力,缩短建井周期,进一步为油公司降低桶油综合成本奠定基础。     

低浓度胍胶压裂液体系的室内研究

采用水溶性好、残渣少的超级胍胶GHPG作低浓度胍胶压裂液的稠化剂,选用自制的有机硼交联剂SQ,低浓度胍胶压裂液体系配方为0.20%GHPG+0.08%有机硼交联剂SQ+0.1%Na2CO3+0.15%助排剂+0.05%破乳剂+0.1%杀菌剂+0.025%破胶剂+1.0%粘土稳定剂。体系在60℃下连续剪切120 min后,黏度仍保持在240 mPa·s以上,单粒石英砂静态悬砂速度<0.25 cm/min,30%砂比的静态悬砂速度<0.51 cm/min,压裂液2 h内彻底破胶,破胶液表面张力29.4 mN/m,静态滤失系数为5.27×10-4m/min1/2,岩心伤害率17.51%。其稠化剂的质量分数仅为0.2%,有效降低对地层伤害及原材料成本,其有机硼交联剂SQ具有一定的自动破胶特性,80℃时36 h彻底破胶,40℃时48 h彻底破胶,与常规破胶剂配合使用,可缩短破胶时间,实现2 h彻底破胶。     

破胶剂性能影响因素的研究

压裂液作业过程中,有些低温、浅储层地区采用常规压裂液常出现破胶难、返排不彻底的现象,导致压裂液在地层中的滞留时间过长,造成对地层的二次伤害。为了解决这一问题,研制了一种新型低温破胶助剂A,考察其对水基压裂液破胶性能的影响,得到有利于水基压裂液体系的低温破胶体系。实验表明,在30℃,pH=9,破胶助剂A的浓度为50μg/g时,水基压裂液破胶比较彻底。该破胶剂体系成本低廉,破胶彻底,返排率高,值得推广。     

HPG压裂液新型复合破胶剂WSY-1

破胶剂的种类和性质对破胶后的残渣情况产生重要影响.针对40℃HPG压裂液破胶后的残渣问题,应用激光粒度仪、岩心流动仪、表面张力仪评价残渣情况,寻找合适的破胶剂配方.通过筛选评价,最终确定的这种新型复合破胶剂WSY-1组成是:破胶酶pjem-1、残渣分解酶fjem-2、分散表面活性剂fsst-1,配比是:pjem-1∶fjem-2∶fsst-1=2∶1∶7.WSY-1的特点是破胶液残渣含量低,岩心渗透率伤害小,表面张力低.实验结果表明:当WSY-1加量为100 mg/L时,破胶后的压裂液残渣含量降到221 mg/L,对地层渗透率伤害降到16.23％,破胶液的表面张力降到了21 mN/m,粒径中值降到38.47μm,且破胶液的分散程度高.     

新型疏水缔合聚合物压裂液破胶性能研究

性能良好的压裂液不仅要求具有良好的流变性能和悬砂性能等,还必须具有良好的破胶水化性能,以提高压裂液的返排率,减少对储层的伤害。该研究以过硫酸铵(APS)作为破胶剂,探讨了疏水缔合聚合物压裂液(SRFG)破胶液粘度随破胶温度、破胶时间和破胶剂浓度的变化规律;研究了破胶液的表面张力随破胶温度和破胶剂浓度的变化规律;最后比较了三种不同聚合物压裂液的破胶性能。结果表明:单一使用过硫酸铵,保持其浓度0.05%和破胶时间0.5~2h不变,SRFG压裂液最低破胶温度为60℃;随着过硫酸铵浓度和破胶温度增加,破胶变得更加彻底,更有利于降低破胶液表面张力;SRFG压裂液与市售A和B聚合物压裂液的破胶性能相当,SRFG压裂液返排效果优于A、B聚合物压裂液。