西峰油田压裂液腐败原因分析及对策

西峰油田在夏季普遍存在压裂液腐败的问题，严重影响了井下作业的施工进度，造成了液体的浪费和施工质量不能保证。通过对压裂用水进行水质分析得出，压裂液腐败变质主要原因是压裂液配液用水中含有大量的细菌，在此基础上开发出了委铵盐双阳离子-醛类复合型无泡沫压裂液杀菌剂CJSJ-2，并对CJSJ-2杀菌剂进行了室内评价。结果表明，CJSJ-2于30℃下放置72h，黏度损失率小于5%，具有较好的杀菌效果；无泡沫杀菌剂CJSJ-2现场配制简单，不影响液体质量，并且有利于增强CF-5D助排剂产生泡沫的携液量，利于提高压裂液返排率，有效地防止了由细菌引起瓜胶的降解，从而减少了压裂液的损失。     

220℃超高温聚合物压裂液性能研究

针对高温压裂液存在初始黏度高、破胶时间长及对储层伤害大的难题,对研发的聚合物高温压裂液开展性能研究,形成的体系在220℃下,具有良好流变性能,同时分析加入破胶剂对压裂液黏度的影响,优化破胶剂的加量,实现彻底破胶,降低残渣含量,减少了对储层的伤害。     

纤维对压裂液携砂能力的影响

稠化剂浓度的降低会导致压裂液的携砂性能变差,进而影响压裂改造效果。而基液中加入纤维可以在降低压裂液中稠化剂浓度的前提下,保证甚至提高压裂液的携砂能力。静态携砂实验结果表明,随着纤维加量和纤维长度的增加,支撑剂的沉降速度降低。加入质量分数大于0.2%、长度大于8 mm的XW-3纤维即可有效改善压裂液的携砂能力,并且纤维对压裂液的耐温耐剪切性能没有影响。在变剪切实验中,随着纤维加量从0增至2.0%,黏度增值由335.9降为107.4 mPa.s。加入纤维后,剪切速率的降低对压裂液黏度升高的影响变小。含有纤维的压裂液中,支撑剂的沉降遵循Kynch定律。在长庆油田关X井的现场应用证实了纤维改善压裂液携砂能力的可行性。     

鄂尔多斯盆地西峰油田压裂液对储层伤害的微观机理研究

为了搞清压裂液引起低渗储层伤害的主要因素,优化压裂液体系,以最有效手段减小或消除这些伤害,采用真实砂岩模型进行了压裂液伤害机理的实验,并对照储层地质特征、流体性质和储层敏感性分析,对压裂液伤害储层的微观机理进行了分析研究。结果表明,压裂液引起的水锁伤害率为46.6%,储层压力系数低和压裂液引起残渣对储层伤害率为25.7%,对裂缝伤害率为60%。通过筛选合适的表面活性剂,改变岩石润湿性,来降低压裂液的水锁伤害;开发和研究低残渣压裂液体系,来降低压裂液残渣伤害,提高储层向裂缝渗流能力。这为开发适用于低渗油田的新型低伤害压裂液体系及相关技术提供了理论支持。     

压裂液伤害的计算机断层扫描技术

使用CT(计算机断层扫描)技术可以在不破坏岩心的前提下进行无损检测,有利于对压裂液储层伤害的位置和程度进行效果对比、定量分析和直观观察。采用微米-纳米级CT扫描系统对压裂液伤害前后的岩心进行了微观分析,结果表明:致密储层岩心的物理性质差是引起储层伤害的根本原因,压裂液与储层的相互作用是伤害的引发因素。CT技术定性、定量、可视化的分析能力可以更直观地反映上述伤害产生的位置和程度,可以有效印证其他分析手段得到的数据,为压裂液伤害的研究提供试验手段和理论依据。     

新型超分子压裂液的流变性能研究及应用

由于常规清洁压裂液中表面活性剂加量大、成本高且耐温性能差,难以大范围推广应用。根据超分子化学原理,利用疏水聚合物与新型表面活性剂研发了一种新型超分子结构的清洁压裂液,该压裂液中粘弹性表面活性剂用量少、成本低、耐温性能提高。对新型超分子压裂液配方进行优化,确定新型超分子压裂液由质量分数为0.2%的疏水聚合物PX-A和0.5%粘弹性表面活性剂J201构成。对超分子形成机理进行分析发现,表面活性剂与聚合物疏水基团形成混合胶束,随着胶束的增多,胶束结构更加密集,强度增加,相互之间发生缠结、架桥等形成密集三维网状结构,宏观上表现为溶液粘度快速上升。新型超分子压裂液的性能评价结果表明,其耐温、耐剪切性能良好,可以耐130℃高温,储能模量整体高于耗能模量,粘弹性好,携砂性能良好,摩阻低,无残渣,伤害小,且组成简单,配液方便。矿场试验结果表明,采用新型超分子压裂液压裂施工后,苏东38-64C4井测试产气量为10×104m3/d,是采用胍胶压裂液邻井产量的2倍,可节约成本25%,并在长庆油区应用4口井,效果均较好。     

水平井体积改造多裂缝扩展形态算法——不同布缝模式的研究

为了探索不同布缝模式的水平井体积改造多裂缝扩展形态,基于位移不连续边界元法,建立了三维非平面裂缝应力干扰计算模型,并根据亚临界裂缝扩展模型和最大周向应力准则,提出了多裂缝扩展形态算法。根据该算法,编程求解了不同布缝模式的裂缝扩展形态,研究发现:(1)多簇压裂模式外侧裂缝为主扩展裂缝,内侧裂缝扩展变短且发生非平面扩展,有利于产生复杂裂缝,单簇压裂有利于单簇缝长的有效延伸;(2)应力干扰只作用于发生交叠的裂缝,并不作用于对称分布的未交叠裂缝;(3)在交错布缝模式下,后续压裂缝与邻近裂缝发生交叠时会向邻近裂缝靠近,偏转角度为5°~6°;交错布缝同步压裂时,井间裂缝以9°~10°的偏转角相互靠近,不利于远井的储层改造,而交错布缝拉链式压裂可提高裂缝延伸长度,增大远井改造体积;(4)多井间隔布缝模式增大了施工缝间距,可减小裂缝偏转幅度,而采用先压裂一段中间井,后在邻井围绕该段压裂的布缝顺序,能够增大裂缝复杂度,提高改造体积。     

减阻剂在页岩气压裂中的研究及应用

滑溜水压裂液具有低黏度以及降摩阻等优点,可深入地层,构造更加复杂的缝网结构,是非常规油气藏降本增效的重要技术手段.减阻剂作为滑溜水中的主要组成部分,主要用于降低压裂液与管壁间的摩擦阻力,提高作业效率.介绍了生物基多糖、表面活性剂以及聚丙烯酰胺这3种类型减阻剂的主要减阻机理及其各自减阻效率,详述了其各自的研究进展与应用现...     

煤层气储层改造中生物酶破胶技术的研究与应用

针对目前国内煤层气井温度较低,使用交联冻胶压裂液因难于破胶或破胶不彻底等对储层造成较大伤害的问题,介绍了生物酶破胶剂FYPJ-1的低温破胶特性及其在煤层气井中的应用情况。该破胶剂具有在低温（小于50℃）下活性高、破胶快、残渣含量低、粒径小、不影响压裂液流变性及与其它添加剂配伍性良好等优点,是非常适合煤层气井压裂用的破胶剂,现场应用取得了较好的效果。     

硼交联氮气泡沫压裂液两相流流变特性实验研究

利用高参数泡沫压裂液实验回路研究了模拟实际压裂条件下N2硼交联泡沫压裂液的流变特性,得到了模拟实际压裂条件下N2泡沫压裂液流变参数的计算关联式,从而为低渗低压油气藏N2泡沫压裂技术的有效实施提供了实验依据。研究表明：在实际施工条件下,N2泡沫压裂液具有剪切稀化性质,可用幂律模型来描述;其有效粘度随温度的增高而减小;随压力、泡沫质量的增大而增大;相对而言,温度和泡沫质量对流变参数的影响比压力的影响要明显,在实验范围内,温度和泡沫质量对流变参数的影响均呈指数规律变化。