覆膜支撑剂长期导流能力评价

压裂支撑剂的长期导流能力对油气井的压裂效果和压裂有效期具有重要影响。为了正确评价覆膜支撑剂作为压裂支撑剂的有效性，用裂缝导流仪首次在国内对覆膜支撑剂的长期导流能力进行了评价，并对实验后的样品进行了电镜观察。从实验结果分析中发现，覆膜陶粒支撑剂的长期导流能力早期随时间变化急剧降低，7 ｄ后变化趋缓，其值明显低于短期导流能力，而且长期导流能力比短期导流能力实验后的覆膜陶粒支撑剂涂层破坏明显；单涂层砂比双涂层砂长期导流能力效果好。     

苏里格气田细分粒径支撑剂导流能力评价及试验

苏里格气田主力气层必须要进行压裂才能获得有效的井口产能,而获得较高的压裂裂缝导流能力则是其关键所在,然而国内外现用的支撑剂导流能力评价标准中支撑剂的粒径划分范围较大,只有针对不同类型气层采用合理粒径支撑剂进行压裂改造,才能有助于提高改造效果,进一步提高单井产量。为此,以苏里格气田现用的多家陶粒支撑剂性能评价为基础,通过新的支撑剂粒径划分和筛选,对符合苏里格气田压裂用支撑剂进行室内实验,开展了不同组合方式下的裂缝导流能力评价,优化适合该区域不同储层条件的支撑剂及粒径,并开展现场试验,取得了较好效果,为提高储层改造针对性、改善压裂改造效果提供了新的方法。     

压裂支撑剂长期导流能力试验

压裂支撑剂长期导流能力的大小决定了压裂效果的好坏,准确获得支撑剂长期导流能力试验数据对于预测压裂效果具有重要作用。对油田常用压裂支撑剂进行了长期导流能力试验,获得了压裂支撑剂在长期状态下的导流能力变化规律,并提出采用降低油层闭合压力、使用破碎率较低的支撑剂、尽量减少支撑剂的细微颗粒、提高支撑剂粒度的均匀程度、加大铺砂浓度等措施来提高支撑剂的长期导流能力,可为提高压裂优化设计水平和预测及改善压裂效果提供帮助。     

蒸汽热采条件下支撑剂性能评价试验研究

在蒸汽热采条件下,支撑剂处于比较苛刻的应力、温度、化学环境中,支撑裂缝的导流能力除了与通常酸性环境中的闭合压力、支撑剂破碎率等因素有关外,还与蒸汽冷凝水和回采液碱蚀、高温所造成的物理化学变化有关.通过静、动态试验,研究和分析了在蒸汽热采条件下影响支撑剂性能的各种因素,同时给出了蒸汽热采稠油井水力压裂、压裂防砂支撑剂优选的基本原则.     

一种树脂覆膜砂支撑剂的研究及现场应用

讨论了制备用作压裂支撑刺的树脂覆膜砂使用的树脂和固化剂的选择、包胶设备及工艺。选用软化点〉80℃、富含酸基并中和成盐、在水中易乳化的改性双酚A环氧树脂和中温固化的潜伏型固化刺，制备了树脂覆膜石英砂。该覆膜砂的导流能力在闭合压力〉15MPa时明显高于原始石英砂。〉40MPa时与52MPa陶粒相当或略好；该覆膜砂的52MPa和70MPa破碎率远小于石英砂，仅为3．01％和7．00％，浊度、圆度、球度、酸溶度均好于石英砂。井深3750m、油层温度130℃、原始压力系数高达1．8的某油井，1987年用普通陶粒压裂后投产，返吐砂量0．544m^3；1988年用普通陶粒压裂酸化后，砂面高于人工井底45．35m；2003年压裂中使用该覆膜砂38m^3，压裂后未返吐砂。产油量增加，有效期已超过6个月。图2表2参5。     

自悬浮支撑剂的性能评价与现场应用

为解决常规压裂液存在的压裂施工配液流程复杂、冻胶残渣对地层伤害大的问题,以陶粒砂、速溶液体改造剂和高分子聚合物为原料制备了自悬浮支撑剂,对其综合性能进行了室内试验评价,并研究形成了自悬浮支撑剂施工工艺。通过室内评价试验可知,自悬浮支撑剂悬浮形成时间短,具有良好的悬浮稳定性能、耐温耐剪切性能、破胶性能和低伤害特性。自悬浮支撑剂在5口井的清水压裂中进行了现场应用,简化了压裂施工流程,施工成功率100%。其中,X-1井压裂施工顺利,压裂后的日产油量是采用常规压裂液的邻井X-2井的2倍多,增产效果显著。室内试验与现场应用结果表明,自悬浮支撑剂能够达到简化施工流程、降低对储层的伤害和提高油气产量的目的,具有良好的推广应用前景。      

新型高温多层覆膜砂支撑剂的研制及湿热法性能评价

稠油油藏多轮次吞吐井采用常规覆膜砂建立的挡砂屏障挡砂效果差,无法满足蒸汽吞吐井一次防砂、多轮注汽的要求。针对常规覆膜砂在覆膜工艺、覆膜材料等方面的不足,设计研制了由预固化层、可固化层和惰性层构成的高温多层覆膜支撑剂。同时,根据蒸汽吞吐井的井底高温、湿度环境建立了湿热法评价系统,对高温多层覆膜支撑剂进行了高温蒸汽老化实验,并与常规高温覆膜砂进行了对比。实验结果表明,经过四轮高温蒸汽后,高温多层覆膜支撑剂和常规高温覆膜砂的抗压强度分别为7.1、3.6 MPa,渗透率分别为87、29μm^2,前者的抗压强度较高,导流能力良好。将高温多层覆膜支撑剂用于现场试验,施工后4口井平均日产液25.8 t,平均日产油11.4 t,累计产油6475.9 t,防砂、增油效果良好,满足稠油油藏一次防砂多轮次注汽的要求,应用前景良好。     

支撑剂裂缝长期导流能力测量仪的研制

国外的长期导流测量仪器价格昂贵,且售后服务不方便,为此研制了CDLY-2006智能化长期导流能力测量仪。该仪器是按照现代仪器模块化、集成化和网络化思想而设计研制的,其自动压力加载系统采用液压泵快速加载与微量泵自动平衡控制技术,数据采集控制系统采用模块加网络解决方案,自动化程度高,性能稳定可靠。试验及应用情况表明,该仪器能在0～100MPa的闭合压力下,按要求匀速加载到各个设定压力,24～300h精确保载,压力波动范围≤0.5MPa,相同条件下平行样品检测误差≤5%,符合试验检测标准要求。     

支撑剂评价及应用分析

支撑剂的作用在于充填压裂产生的人工裂缝，在地层形成具有高导流能力的油气渗流通道，支撑剂的性能和在不同地层条件对支搏裂缝的渗透率的影响差异较大．了解支搏剂的类型、性能评价和各种因素对支撑裂缝导流能力的影响，是正确选择和使用支撑剂的基础．本文从支撑剂的性质和裂缝中的分布，分析支撑剂类型、铺置浓度和地层应力对裂缝渗透率，以及压裂效果的影响．     

新型超低密度支撑剂实验评价与可行性研究

针对深层页岩气勘探开发的客观需要和压裂支持剂的研究现状和发展趋势,提出以聚合物为基体,复合无机粒子制备超低密高强度的新思路,对新型超低密度支撑剂的支撑剂性能、导流能力、静态沉降、支撑剂缝内流动等进行室内实验评价,在此基础上与现有陶粒支撑剂进行对比分析,并利用压裂软件开展现场应用模拟研究.结果表明,新型超低密度支撑剂密度...     

膨胀型自悬浮支撑剂的制备及性能评价

为了提高支撑剂在清水中的悬浮性能、改善支撑剂在裂缝中的分布、简化压裂施工工艺、提高压裂措施产量,通过在支撑剂表面进行硅烷偶联改性引入双键,再通过接枝聚合反应将膨胀树脂接枝在支撑剂表面,制得膨胀型自悬浮支撑剂,研究了硅烷偶联剂种类及用量、单体比例、单体浓度对自悬浮支撑剂膨胀性能的影响。结果表明,在支撑剂、丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、N,N'-甲叉基双丙烯酰胺(MBA)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)质量比为600∶71∶40∶1∶8,硅烷偶联剂加量1%,引发剂加量1‰,单体(AA、AM、AMPS、MBA)质量分数20%,反应温度30℃的条件下制得的自悬浮支撑剂在清水中的膨胀倍数为1.5~5;支撑剂膨胀性能受阳离子浓度的影响,影响强弱顺序为Mg~(2+)Ca~(2+)K~+Na~+;压裂模拟结果表明,自悬浮支撑剂的运移铺置效果好于常规支撑剂,其支撑裂缝半长为119.2 m,比常规支撑剂提高24%。     

新型自悬浮支撑剂性能评价与现场应用

针对常规胍胶压裂液压裂时残渣对低渗油藏储层伤害大、配液流程复杂、作业强度大的问题,以覆膜石英砂为支撑剂核心、膨胀性树脂为悬浮性材料制备了自悬浮支撑剂,对其性能进行了评价,并开展了清水压裂试验。室内性能评价结果表明:自悬浮支撑剂的理化性能与陶粒、覆膜石英砂相当,导流能力与覆膜石英砂相当,可以在140 s内形成悬浮状态,在110℃下静置120 min不会分层;在540 s-1剪切速率下,剪切10 min后,稳定时间为27 min,而且破胶后胶液的黏度只有4 mPa·s。该自悬浮支撑剂在6口井的清水压裂中进行了应用,施工成功率100%,达到了国内常规冻胶压裂液加砂压裂的技术指标。研究结果表明,自悬浮支撑剂可以满足清水压裂施工的需求,能达到节省胍胶、简化配液流程、减轻储层伤害的目的,具有良好的经济效益和广阔的应用前景。      

二元复合型泡排剂COG的研制及现场试验

针对平桥南区块高温、高矿化度井所用泡排剂效果不佳的问题,研制了适用于该区块的泡排剂。优选椰油酰胺丙基甜菜碱（CAB）、十二烷基二甲基氧化铵（OB）和羟丙基胍胶（Guar）作为原料,复配制得了二元复合型泡排剂COG;采用正交试验方法,分析了CAB、OB和Guar质量比对COG起泡性能的影响,并确定了最佳加量。室内试验评价了泡排剂COG的发泡性能、稳泡性能及抗温抗盐性能,在温度95 ℃、矿化度10×104 mg/L条件下,其综合性能明显优于现场常用的2种泡排剂。在平桥南区块3口井进行了现场试验,试验结果表明,泡排剂COG具有较好的排水增产效果,用后单井产气量比应用原有泡排剂提高了10%以上。研究结果表明,二元复合型泡排剂COG适用于平桥南区块页岩气井的泡沫排水,具有较好的推广应用价值。      

基于疏水改性的超低密度控水支撑剂制备及其性能

针对常规陶粒支撑剂密度高且不具备控水性能的问题,先将超低密度有机支撑剂基体的表面进行高温氧化使其表面产生活性基团,然后通过全氟羧酸在活化支撑剂表面通过亲核加成反应合成超疏水层得到超低密度控水支撑剂,评价了该支撑剂的润湿性、阻水性能及油水相渗流性能,并进行了现场应用试验。研究表明,水在该支撑剂表面的接触角达到158.6°,阻水高度为25 cm,与改性前相比地层水渗流阻力增加40%,具有明显的选择性控水效果,且耐冲刷性能优异。超低密度控水支撑剂现场试验充填率达到了100%,且投产后含水率及含水上升速率远低于邻井,产油量显著好于邻井,显示了很好的应用前景。     

低密度支撑剂在Appalachian低渗砂岩气田的应用

就压裂液携带支撑剂能力问题而言,绝大部分注意力和经费开支一直集中于压裂液的性能方面.低黏压裂液在有些情况下是具有成本效益的,但由于其携带支撑剂能力较差,要获得较长、更为有效的支撑缝长较困难.影响携带支撑剂能力的因素有好几个,而其中最易忽略的一个因素就是支撑剂密度.根据Stoke定律计算,尺寸大小同样为20/40目条件下,密度为1.25g/cm3的支撑剂在液体中的最终沉降速度比白渥太华砂低4倍.计算机模拟和应用实例都说明:低密度支撑剂产层覆盖性好;使用低密度支撑剂进行水力压裂产生的支撑裂缝长.美国东北部Appalachian盆地低渗砂岩气田为了解决成本投入与增加生产之间的矛盾、实现低成本开发,自2003年以来在压裂作业中应用了低密度(1.25g/cm3)支撑剂(主要使用淡水和低密度稠化水压裂液体系),应用地层包括Upper Devonian(上泥盆纪)砂岩、Devonian页岩和Silurian Medina(志留纪麦迪纳统)砂岩,应用区域包括纽约州、宾夕法尼亚州、俄亥俄州、佛吉尼亚州,处理井次超过300(其中2003年7月至2004年7月期间超过40井次).4个州的现场应用实例说明了低密度支撑剂压裂的短期和长期生产回报,证实了这种新技术的应用可行性;其中一个使用低密度支撑剂和砂的泡沫压裂实例经示踪剂测井说明,砂沉降到了产层以下,而低密度支撑剂则充填在产层中.     

支撑剂回流控制技术研究与应用

针对中原油田油气井压裂后支撑剂回流的问题,分析出了影响支撑剂回流的主要因素有液体黏度、排液速度、毛细管力和水锁效应、顶替量、裂缝闭合程度、作业程序等。针对支撑剂回流的原因,研究并采用了分段破胶技术、压裂后处理技术、裂缝强制闭合、高表面活性剂技术、尾追树脂包衣支撑剂、排液程序优化等工艺技术,以阻止支撑剂回流的发生。应用支撑剂回流控制技术分别在油田所属天然气产销厂、采油一厂、采油四厂现场试验及推广应用12井次。其压裂井段为2917．8～3516．0m,共87个小层,厚度170．6m。施工累计用液为3017．6m^3;加砂373．3m^3,平均砂比为26．9％;施工破裂压力为40．9-79．8MPa,排量为3．6-6．0m^3／min,施工工艺成功率为100％。压前日均产油为7．6t,压后日均产油为22．9t,平均增油为15．3t,已累计增产原油为6063t。压前日均产天然气为5．9×10^4m^3;压后日均产天然气为17×10^4m^3,平均日增天然气为11 ．1×10^4m^3,已累计增产天然气为4143×10^4m^3。     

用随钻地层测试器(DFT)优化Otter油田的开发策略

北海Otter油田的开发规划要求三个水平生产层和两个注水层。对于这个复杂的裂缝油藏来说,生产层和注水层的位置对优化开发方案和储量计算是非常关键的。第一口井在2002年10月开始投产。油藏模型假设为裂缝传导,并预测当第三口井(210/15a-6)投产时会出现一个小的但可测量的递减。当210/15a-6井在2003年1月钻入油层时,重要的是要确定油层压力是否下降,如油藏模型拟合的那样。要尽可能快地得到地层压力信息,因为这是对前面三口井的钻井方案的反馈,根据反馈决定是否还需要调整注水层。由于这口井以近乎水平的方式穿过油藏,所以电缆地层测试器必须配置在钻柱上作业。介绍了一种新的采集地层压力数据的技术,随钻地层测试器(DFT)。     

Preparation and Safety of Well-Dispersed RDX Particles Coated with Cured HTPB

HTPB/IPDI (hydroxyl terminated polybutadiene & Isophorone diisocyanate) and TNT (2,4,6-trinitrotoluene) were successively coated on RDX (hexogen) particles by solvent evaporation and aqueous slurry melting, respectively. When HTPB coated on RDX particles cured completely, TNT was removed by solvent dissolution and the well-dispersed RDX particles coated with cured HTPB were obtained successfully. SEM (scanning electron microscopy), TEM (transmission electron microscopy), XPS (X-ray photoelectron spectrometry), and laser granularity measurement were employed to characterize the coated samples, and the mechanical sensitivity and thermal stability were measured and analyzed. Results show that TNT on the outer layer effectively hinders the adhesion among the particles resulting from the curing of inner layer (i.e., HTPB and IPDI). The final coating particles disperse well and their mechanical sensitivity decreases significantly. When the covering amount of HTPB is 2 wt.%, drop height (H₅₀) of RDX increases from 37.2 to 66.5 cm and explosion probability (P) decreases from 92 to 16%. Compared with that of uncoated samples, the activation energy and self-ignition temperature of coated samples do not vary.