大牛地气田水平井同步破胶技术研究

针对大牛地气田水平井分段压裂段数多、作业时间长、压裂液滞留地层时间长对地层伤害大等问题,开展胶囊破胶剂及过硫酸铵破胶机理研究,分析破胶剂加量比例与加入方式对水平井储层改造效果的影响。根据储层特征及压裂施工情况,对不同温度场下各段破胶剂比例进行优化,优化结果基本达到同步破胶的目的,返排率较前期明显提高。     

大牛地气田水平井同步破胶技术研究（42）

针对大牛地气田水平井分段压裂段数多、作业时间长、压裂液滞留地层时间长对地层伤害大等问题,开展胶囊破胶剂及过硫酸铵破胶机理研究,分析破胶剂加量比例与加入方式对水平井储层改造效果的影响.根据储层特征及压裂施工情况,对不同温度场下各段破胶剂比例进行优化,优化结果基本达到同步破胶的目的,返排率较前期明显提高.     

基于浓缩理论的大型压裂破胶优化技术及应用

针对储层孔、渗条件很差的致密砂岩油气藏,常规的破胶剂加量技术已经不能满足大型压裂对破胶的更高要求,在考虑了压裂液在地层中由于滤失而产生浓缩效应的基础上,提出了一种新的压裂液破胶优化技术。通过压裂施工裂缝温度场模拟,不同温度条件下的破胶实验以及考虑液体滤失浓缩后的破胶实验,认为大型压裂施工现场破胶剂加量应该在常规加量基础上进行一定程度的增加,才能保证大型压裂的破胶效果,实现快速排液,降低伤害。该破胶优化技术在CX491井155．6m^3大规模压裂施工成功应用,开井17h液体返排率达到了74．9％,且返排液破胶彻底,天然气测试产量从射孔后的0．2×10^4m^3／d（敞井）增加到14×10^4m^3／d（井口压力22MPa）,目前该技术正在川西地区大型压裂施工中逐步推广。     

HPAM/Cr3+冻胶压裂液的低温破胶体系

HPAM／Cr^3 冻胶压裂液是一种报道较少的压裂液体系，该压裂液具有增粘能力强、携砂性好、摩阻低、冻胶水化破胶后残渣少等优点。但在低温条件下，聚丙烯酰胺可控制性降解比较困难，限制了在油田上的应用。考察了破胶剂的低温破胶性能；研究了影响该压裂液的低温破胶性能的影响因素；提出了用于低温地层的破胶体系配方。该体系可在低温(30℃)下破胶。     

低温低伤害页岩气压裂用胶液性能研究与现场应用

基于常压低温页岩气储层压裂液破胶难、不易返排等问题开展了低温低伤害压裂液配方体系研究及性能评价工作,形成了适用于常压低温页岩气储层的LOMO胶液压裂液技术。在实验室,该胶液具有较好的耐温耐剪切性、减阻性和低温破胶性:在60℃,170s-1条件下剪切1h,粘度在60mPa·s左右;室内减阻率大于50%;在20℃条件下可以实现彻底破胶,破胶后分子量小于10 000。将该压裂液技术应用于EY1HF井,表现出总体性能稳定、减阻性能好、携砂性能好等特点,达到设计效果。     

一种低温破胶激活剂APS-1研究与应用

随着页岩油气勘探开发不断深入,出现越来越多的低温井。目前常用的破胶剂为过硫酸盐、过氧化氢等过氧化物,在50℃以上才能产生自由基使压裂液破胶,因此需要研究一种与过氧化物配套的激活剂,使过氧化物在低于50℃能够产生自由基使压裂液破胶。根据破胶剂的破胶机理,在室内研究一种低温破胶激活剂APS-1,配合过硫酸铵使用可在20℃条件下使聚合物压裂液及瓜胶压裂液破胶。此破胶激活剂作用于压裂液破胶初始2h粘度变化小,满足施工基本要求。其适用范围广,效果好,满足油田压裂施工要求。     

一种清洁压裂液的室内性能评价

选出一种由长链烷基季铵盐与烷基磺酸盐复配的黏弹性表面活性剂作为清洁压裂液的稠化剂,并以此表面活性剂为主剂;向其中添加黏土稳定剂等其它添加剂,并通过单因素分析和正交实验方法,优选出新型清洁压裂液体系的配方;对其抗温性能、耐剪切性能、悬砂性能、破胶性能及黏弹性进行了室内分析。结果表明,该清洁压裂液体系具有良好的抗温稳定性,耐剪切能力强,悬砂性能好,破胶完全,破胶后残渣量较少,并且配制简单。     

HPAM/有机锆交联体系压裂液的研究

制备了一种HPAM/有机锆交联体系酸性压裂液,分别讨论了HPAM和有机锆交联剂浓度对压裂液成胶性能的影响.结果表明,在25℃下,有机锆交联剂浓度为500mg·L-1,HPAM浓度为500mg·L-1,破胶剂过硫酸铵浓度为16g·L-1.耐矿化度为7 000 mg·L-1,耐温耐剪切测试表明,该压裂液体系在剪切速率170s-1条件下,连续剪切120min,耐温为95℃黏度在300mPa·s以上,表明该压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能.压裂液综合性能评价表明:压裂液体系悬砂性能好,破胶速度快、彻底,破胶液残渣含量低,对岩心伤害小.     

一种新型清洁压裂液的室内合成研究

研究清洁压裂液的粘弹性,合成季铵盐阳离子双子表面活性剂VES-G.通过测定不同温度和不同水杨酸钠加量下的压裂液体系粘度,得到不同温度下的压裂液配方.研究表明,该压裂液体系在110℃、170s-1剪切速率下,其表观粘度在100mPa·s以上,其抗剪切能力良好,破胶能力强,破胶后无残渣,对地层伤害小.     

有机硼交联HPG压裂液超低温破胶剂室内研究

对埋藏浅,油层温度低的油藏进行压裂改造,需解决压裂液低温破胶水化的问题。采用活化剂来提高过硫酸铵（ＡＰＳ）,酶,胶囊破胶剂的低温破胶能力。通过对有机硼交联的羟丙基瓜胶（ＨＰＧ）压裂液低温下破胶后粘度损失率的测定,筛选出用于５０℃下的ＡＰＳ／活化剂破胶系统及胶囊破胶剂。结果表明：在ＡＰＳ／活化剂破胶系统的作用下,采用有机硼作交联剂的ＨＰＧ压裂液在较低温度条件下能彻底破胶水化。     

粘弹性表面活性剂压裂液新技术进展

将粘弹性表面活性剂压裂液研究进展分为四个部分:粘弹性表面活性剂压裂液成胶破胶机理研究与认识、粘弹性表面活性剂研制与优选、粘弹性表面活性剂压裂液性能评价与研究、改性疏水(缔合)聚合物与粘弹性表面活性剂复合压裂液.通常粘弹性表面活性剂压裂液不含聚合物,只有几种添加剂,在含盐介质中自动成胶而不需要交联剂,遇地层产出油气和水会自动破胶而不需要破胶剂;该体系配液方便,操作性强,可有效控制缝高,施工摩阻小,在低渗透储层中滤失量小,储层伤害小,压后油气增产效果显著,特别适合渗透率小于5×10-3μm2的油气层压裂,在高渗透层中渗透率又比胍胶压裂液大而有利于采用端部脱砂压裂工艺.加强改性疏水(缔合)聚合物制备与应用研究以降低粘弹性表面活性剂压裂液成本是粘弹性表面活性剂压裂液研究的重要方向.     

安棚低渗裂缝性储层高温压裂液研究与应用

分析了安棚低孔、低渗裂缝性储层对压裂液的基本要求,确定了评价压裂液性能的实验温度,优化了稠化剂、胶联剂、破胶剂、助排剂等添加剂,形成了适宜于安棚油田的压裂液体系,该压裂液具有良好的耐温、耐剪切和延迟交联特性,携砂能力强、破胶彻底、伤害低,能够满足90～140℃温度地层压裂施工的需要.提出了变浓度压裂液优化设计技术,现场实施49井次,成功率91.3%,有效解决了高温裂缝性储层压裂易砂堵的难题.     

三种压裂液体系在现场施工应用中的比较

从配方、机理、加砂量、产量四方面对羟丙基胍胶压裂液体系、羧甲基胍胶压裂液体系、清洁压裂液体系进行数据分析,确定了其摩阻梯度、伤害产层的大小顺序。     

羟丙基胍胶压裂液重复利用的可行性探讨

在明确分析硼交联羟丙基胍胶压裂液的交联与破胶机理的基础上,室内实验通过pH值控制胍胶压裂液体系在无通用破胶剂情况下的非降解性破胶,结合现场实际影响因素,验证重复利用的可行性.经过室内实验和理论分析,从低不溶物、滤饼清洗作用、减少沉淀等方面分析非降解性破胶的低储层伤害优势,分析pH值控制胍胶压裂液体系重复利用的可行性.     

用于水基聚合物压裂液的包膜破胶剂

通常过硫酸盐被用作胍胶或纤维素衍生物增粘水基压裂液的破胶剂。在聚合物几乎不产生热降解的温度下,最大限度地减少支撑剂充填层渗透率的损害,这类破胶剂是必不可少的。但令人遗憾的是,即使在中温下(140～200F),溶解的过硫酸盐反应也太快,以至于不能使用足以使浓高分子聚合物彻底降解的浓度。 本文所阐述的新工艺用于生产一种“延迟”破胶剂,这种破胶剂采用防水包裹材料包膜过硫酸铵(APS)制成。包裹层能阻止破胶剂与液体接触,因而在压裂液中能加入高浓度破胶剂,而不致于过早失去压裂液的性质,如粘度,滤失控制性质。本文将讨论包膜破胶剂设计的关键因素(如包膜层阻隔性质、释放机理、活性物质的化学性质等)。比较了几种包膜破胶剂对压裂液流变性质的影响,结果只有一种材料产生的包膜层适合于防止液体过早降解。采用这种产品做流变性和导流能力损害研究发现,在160F温度下的硼酸盐交联液中,2 16m/1000gal的包膜破胶剂能使保留渗透率从15％提高49％,而1小时内引起的粘度损失仅20％。室内试验表明,通过改善支撑剂充填层的排液状况,包膜破胶剂能增加油井产量。     

超分子压裂液的研究及现场应用

超分子压裂液体系属于可逆交联的多元结构型聚合物,有别于胍胶和其他合成聚合物,此结构可随剪切速率、盐度和温度等条件变化而可逆变化。通过对该压裂液体系的耐剪切性能、流变特征、携砂,破胶等室内的评价分析,现场应用表明:该新型压裂液体系与常规压裂液相比具有组分少、施工配液简单、携砂优良、破胶彻底,对地层的伤害低,易于返排等优点,在改造低渗透油气藏及非常规油气藏中具有明显优势。     

生物酶对低温低分子胍胶压裂体系破胶的作用

针对致密砂岩储层的地质状况和低温地层破胶难的问题,优选出低伤害、高效返排特性的压裂液体系,进行低温胍胶压裂液室内实验,分别研究了在温度40℃和45℃时,破胶剂中加入酶时压裂液性能方面的变化。结果表明,温度升高以及酶的加入都会加快破胶速度,初步实现了对低温地层致密砂岩储层压裂技术的突破,对于合理开发此类储层具有重要的指导意义。     

低腐蚀自生热压裂液体系的室内研究

针对陕北油气井压裂破胶不彻底的问题,着重研究了适合低温浅层油气井压裂液破胶的自生热体系,通过研制腐蚀性小的激活剂,筛选出了腐蚀性低的自生热压裂液体系.实验结果表明:将激活剂Ⅰ和激活剂Ⅱ进行复配,加入自生热增压体系中,体系的腐蚀性大幅下降,腐蚀速率仅为0.048 5g.(m2.h)-1;同时该压裂液体系的破胶速率明显加快,在60min后,压裂液的粘度降低至7mPa.s     

高温清洁压裂液在塔河油田的应用

清洁压裂液适用于低渗透储层的压裂,但是耐温性能差.针对塔河油田碎屑岩储层渗透率低、温度高的特点,优选高温清洁压裂液主剂,优化高温清洁压裂液配方,开发一种新的高温清洁压裂液体系,通过实验进行性能评价.结果表明:该压裂液体系耐温达到130℃,优选配方为D2F-AS11(4.0%)+KCl(3.0%)+EDTA(0.2%)+KOH(0.6%),抗剪切性能好,携砂能力强,与地层水混合后即能破胶,对储层的伤害非常低,现场应用增油效果明显.     

压裂气井防支撑剂回流技术研究

压裂气井支撑剂回流造成的危害极大.从优化压裂施工顶替液量、压裂液的破胶性、压后排液工艺措施以及树脂涂层支撑剂和纤维支撑剂的防回流技术等方面分析了各种防回流技术的原理及其工艺特征.对纤维支撑剂进行了室内混合性评价,分析了压裂液破胶性能和闭合压力对支撑剂稳定性的影响,为压裂防止支撑剂回流技术提供依据.