瓜胶压裂液体系示踪剂的筛选

在油气田开发过程中,多数油气井压裂通常是采取分段压裂,各层段一起合排,此过程目前常用总的返排量来判断整体压裂液的返排效果,而无法了解各个层段压裂液的返排情况。为了评价各层段压裂液的返排效果,可在各层段压裂过程中加入一定浓度的不同示踪剂,在返排时对压裂液返排液进行连续取样,检测返排液中各种示踪剂的浓度,从而判断各层段的返排效果,计算压裂液在地层中的残留量。而在压裂中所用示踪剂需要与压裂液配伍,对油田常用的几种示踪剂进行了实验评价。实验研究结果表明,小分子醇类和无机阴离子(SCN-和Br-)不适合作为瓜胶压裂液示踪剂,2种微量物质TA和TB与瓜胶压裂液配伍,不会对压裂液成胶和破胶产生影响,并且由于其在地层环境中有较低的吸附量,不会对定量测量造成影响,可初步选为压裂液示踪剂。     

松辽盆地北部中浅层压裂返排液示踪监测技术

准确监测压裂液返排率和压裂改造后地层的产液状况,是得到压裂后油井实际产能的关键技术.研究了地层水和压裂液组分差异,优选出地层水微量物质溴离子和碘离子,将2种离子作为定性判别地层水存在的指标;探讨了在压裂液中定量加入硫氰酸钠示踪剂,用硫氰酸钠作为定量区分压裂液与地层水的指标;根据示踪监测结果,计算了压裂液返排量和返排率.在松辽盆地北部中浅层3口探井应用该技术,获得了比常规试油试采更为准确的压裂液返排率和压裂改造后地层产液的油水比,解决了压裂返排液地层水与压裂液定性、定量判别难题.     

微量物质示踪剂对页岩油水平井压后排液诊断技术

为分析页岩油水平井、直井压裂施工后各层段返排产液情况,评价压裂效果,合成了20种微量物质示踪剂系列产品。施工时在每一段入井压裂液中加入一种示踪剂,通过检测不同时段返排液中各种示踪剂的种类及含量,判定各层是否出液及出液顺序;通过分析计算得出各层返排液量及产液剖面,形成页岩油压裂返排示踪诊断技术。该系列产品经室内实验评价,检出限均在80 mg/m~3以内,可同时检测,灵敏度高,互无干扰,且与压裂液配伍性好。现场用于页岩油水平井吉岩油X井20段压裂,压后累计测试119 d,获取各层段产液顺序、启动时间及产液量,落实了该井的产液剖面。该技术可为同区块后续压裂工艺参数的精确优化提供技术支撑。     

大牛地气田压裂水平井压裂液返排率研究

准确预测压裂液返排率是压裂后排液阶段评价储层压裂效果的重要内容。依据离子浓度分析法,提出了实际压裂液返排率计算模型,并对大牛地气田压裂水平井实际压裂液返排率进行了计算分析。结果表明,实际压裂液返排率随返排时间的增加而趋于稳定,此时质量浓度不再变化,可结束试气工作,从而达到缩短试气周期、降低施工成本的目标;当质量浓度稳定时结束压裂液返排,压后返排率与实际压裂液返排率之间呈线性关系,可根据该关系预测实际压裂液返排率,进而快速评价水平井压裂效果。     

用于多段压裂的微量物质示踪剂与压裂液的配伍性研究

在多段压裂过程中,对不同层段加入一定浓度的不同种类示踪剂,通过连续检测返排液中示踪剂的浓度评价压裂液返排效率。通过室内实验,考察了微量物质对压裂基液黏度、耐温性能和抗剪切性能的影响,微量物质在压裂液中的吸附量。实验发现,微量物质示踪剂对压裂液的基液黏度、耐温性能和抗剪切性能均没有影响,微量物质示踪剂与压裂液配伍性良好,在压裂液中的吸附量大部分小于5%,微量物质示踪剂与压裂液配伍性良好,适合作为压裂液示踪剂使用。     

Bossier砂层中优化压裂液返排

适当的流体和支撑剂充填是成功压裂增产措施的关键.即使采用了有效的压裂充填,油井动态产能经常受到不完全破胶和压裂液不彻底返排的影响.目前使用一系列环保技术--与压裂液相配伍的化学示踪剂来逐段确定压裂液返排率.应用这项技术,可以单独地分段清洗压裂液,并通过压裂液的优化选择提高返排率.     

川西水平井纤维加砂压裂工艺研究与应用

常规水平井加砂压裂工艺存在支撑剂回流现象严重、铺置效果不理想等问题。针对川西气田水平井压裂后压裂液返排效率低、支撑剂回流现象严重等问题,研制出可降解纤维及与之配套的纤维降解剂,形成了可降解纤维材料体系,以提高压裂液返排效率,改善裂缝导流能力,并防止支撑剂回流,改善支撑剂铺置效果,进而提高压裂改造效果。通过在川西气田水平井采用可降解纤维材料体系实施纤维加砂压裂工艺,有效提高了压裂后压裂液返排效率,减少了支撑剂回流量,改善了压裂效果,为水平井防支撑剂回流提供了借鉴经验。     

涪陵页岩气水平井高效压裂技术及应用

针对涪陵页岩气田国家级页岩气示范区水平井储层特点，结合套管固井完井方式，为实现有效改造体积最大化，改造体积内裂缝复杂程度最大化，通过缝网压裂工艺、低成本高效材料体系、返排液重复利用等技术研究，形成了一套适合于涪陵页岩气水平井高效压裂技术。其中缝网压裂工艺实现了形成复杂裂缝网络的压裂目标，高效低成本减阻水压裂液体系，满足连续混配施工要求，成本较国外减阻水体系降低20%以上，现场测试减阻率高达74.5%，返排液重复利用技术实现返排液零排放。截至2017年12月，集成技术累计现场应用330井次，压裂5 300段，工艺成功率97%，平均无阻流量38.5×104 m3/d，增产增气效果显著。     

压裂返排过程中地层水与压裂液的判别方法研究

该方法是将一定量的硫氰酸铵示踪剂随压裂液压入储层，定期检测返排液中ＳＣＮ＾－的浓度变化，然后根据累计ＳＣＮ＾－返排量和返排液的体积综合判断出返排状况，现场试验表明：ＳＣＮ＾－示踪剂性质稳定，在地层水中背景值低，检测方便，判别方法简单，不仅能及时判断出返排液中地层水（或压裂液）所占比例，而且还能掌握前置液，携砂液的返排程度，了解储层压裂后综合因素对压裂液返排的阻塞作用，是较好的判别指标；压裂液中Ｂ＾     

新型可回收压裂液在神木气田的探讨应用

神木气田压裂规模逐步增大,压裂液需求量、返排液量也增加,为降低成本,缓解环境压力,实施了新型可回收压裂液试验,累计试验35口井,效果比较明显。本文简要介绍了神木气田压裂液体系现状,并做了可回收新型压裂液性能评价、现场实施效果分析,为新型可回收压裂液在神木气田进一步推广应用提供了依据和参考。     

基于早期返排历史数据的水平井分段压裂效果评价方法

压裂液早期返排历史数据可用于评价水平井分段压裂效果,而有效裂缝孔隙体积是反映压裂效果的重要参数,但目前基于压裂液返排历史数据的有效裂缝孔隙体积计算方法存在准确性不高的问题。为此,基于北美最新的基于返排历史数据计算初始有效裂缝孔隙体积的研究成果,应用产量不稳定试井中的流动物质平衡方法,结合传统的产量递减方法,提出了一种利用返排历史数据定量求取有效裂缝孔隙体积的方法,并以国内某口分段压裂的致密油水平井为例,详细介绍了该方法的计算分析过程,计算发现,仅有21%的注入压裂液对裂缝导流能力有贡献。研究结果表明,该方法能有效提高有效裂缝孔隙体积计算结果的准确性,可以对水平井分段压裂效果进行正确评价。      

页岩气水平井分段压裂排采规律研究

目前页岩气水平井压裂后排采主要依靠现场经验,规律性不强。为此,通过挖掘气藏数值模型的功能,并结合井筒流动模型,初步研究了页岩气水平井分段压裂排采规律。基于正交设计原理,考虑了页岩基质参数、裂缝参数及生产参数等13个影响因素。结果表明,影响压后返排率的因素按影响程度排序依次为破胶液黏度、压力系数、井底流压、段数、单段注入量、裂缝半长、日排液量、返排时机、导流能力、束缚水饱和度、裂缝形态、裂缝支撑剖面和吸附气含量。为了取得最好的压裂后排采效果,上述不可控参数可作为选井、选段的重要依据,而可控参数可用来对压裂施工参数进行优化调整。该成果已在涪陵焦石坝区块的页岩气水平井压裂中成功应用,压裂后排采效果显著,多口应用井压裂后获得10×104 m3/d以上的产量,且稳产前景良好。      

川西致密气藏裸眼水平井分段压裂技术

川西中浅层气藏致密、低孔、低丰度,裸眼水平井分段压裂是开发该类气藏的有效技术之一,但存在压裂参数难确定、压裂管柱下入难度大、水平段钻井液替出困难、压裂液返排效率低等问题。为此,在分析气藏特点和借鉴多级压裂经验的基础上,提出将裸眼水平段分成8~10段进行压裂,砂比优化为17%~21%;在注入前置液阶段采用支撑剂段塞处理近井效应,降低初期施工压力及形成多裂缝的概率;设计了可完全替出水平段钻井液的压裂管柱;制定循环钻井液、旋转管柱和给管柱加压的措施,保证压裂管柱下至设计位置;采用液氮伴注和大小油嘴交替更换的助排和返排技术,提高压裂液返排的速度和效率。XP105-1H井的裸眼水平段分成8段,采用以上技术和措施成功分段压裂;压后自然返排,返排率达95%;压后天然气产量6.441 2×104 m3/d,是相同层位水平井的2倍,天然气无阻流量达到23.168×104 m3/d。XP105-1H井裸眼水平段分段压裂的成功,可为类似致密气藏裸眼水平井分段压裂提供有益参考。      

页岩气井返排规律实验与微观力学机制分析

针对页岩气井压裂液返排规律认识不清，影响实际页岩气生产井工作制度优化的问题，采用岩心流动实验和气、水与储层岩石的微观作用力分析等方法，研究了压裂液返排规律和机制。研究结果表明，储层矿物成分差异是影响压裂液返排速度、返排率的主要因素，黏土矿物含量高的储层返排速度慢、返排率低，而返排压差大小只影响初始返排速度；通过分析压裂液在储层有机孔和无机孔的微观分子作用力，给出不同孔径对应的返排压差，进而可依据总孔隙分布折算不同类型储层合理返排压差；最后建立了基于单孔模型的累积返排量的计算方法。研究成果对分析压裂液返排规律和确定合理生产制度具有实际意义。     

关井时机对页岩气井返排率和产能的影响

页岩气井压后返排率普遍较低,大量的压裂液永久赋存于储层中,对页岩气井的生产有可能造成不利影响。为此,以实际生产数据为基础,分析了页岩气井早期生产返排特征,并根据典型数据建立相应的数值模型,研究了不同时机关井持续时间、生产制度对页岩气井返排率和产能的影响。结果表明:①在返排前关井期间,极窄的相渗曲线共渗区急剧降低压裂液在储层中的渗吸运移速度,关井100 d后移动距离小于3 m,随着关井持续时间增加,压裂液返排率呈指数降低,开井的初始产气量先减小后增大,对长期产气量的影响则恰好相反,因此,并不能简单得出关井时间越长,越有利于生产的结论 ;②而在生产返排后关井期间,随着关井持续时间增加,返排率减小,开井的初始产气量增大,长期产气量则会减小,但相比之下,返排后关井效应弱于返排前;③对于生产制度而言,生产压差增大会掩盖应力敏感导致的渗透率降低效应,最终表现为累计产气量、累计产水量都增加,同时,高生产压差人工缝底部积液,而低压差含水饱和度则几乎为0。该研究成果为认识压裂液的滤失机理及其在储层中的赋存方式、确定页岩气多段压裂水平井的最佳关井时间与生产制度,提供了技术支撑。     

渤海油田油井酸化返排液固悬物含量分析

针对渤海油田油井酸化返排液简易处理后回注造成的回注井堵塞问题，分析了渤海油田现场三口油井酸化返排液的固悬物含量，并通过改变酸碱环境，进一步分析了酸碱环境对酸化返排液中固悬物含量的影响。实验表明，不同单井、单井不同返排周期返排液中固悬物含量差异明显，酸碱环境对固悬物含量影响很大，加碱中和后的酸化返排液中会产生大量的Fe（OH）₃沉淀。室内填砂管动态驱替实验表明，去浮油后的pH值为1~2的酸化返排液，不会对填砂管造成明显堵塞。现场施工过程中，酸化返排液应避免加碱中和，同时使用盐酸体系降低返排液pH值，可有效减少返排液中固悬物含量，降低回注井近井堵塞风险。      

长庆陇东地区油井压裂返排液配钻井液研究与应用

针对长庆陇东地区压裂返排液总量大、资源化利用率低的技术难题,以“减量化、资源化”为核心,通过对陇东油井区域4种典型压裂返排液样品的基本性能、离子成分、生化指标、发泡性能等分析研究,确定出返排液配制钻井液的主要影响因素。针对研究得出的影响因素开展了返排液预处理除砂设备、杀菌剂、抑泡剂及离子去除剂的优选评价等,同时结合长庆油气田现场生产实际确定出返排液预处理工艺技术流程,并在水资源短缺的长庆陇东致密油大井组水平井华H20-*平台完成2口井压裂返排液预处理及配制钻井液技术研究先导性试验。现场应用结果表明,预处理后返排液配制的钻井液同生产用水配制的钻井液性能基本接近,密度为1.25~1.30 g/cm3,表观黏度损失率可控制在15.0%以内,试验井段井壁稳定、钻井液滤失量、发泡性能可控,能够很好地满足现场钻井液使用要求。该研究及应用为压裂返排液配钻井液技术的推广及提高水资源综合利率奠定基础。      

大牛地气田长水平段水平井分段压裂优化设计技术

针对大牛地气田长水平段水平井压裂段数多、缝间干扰严重、压裂液滞留地层时间长且滤失量大、对地层伤害大、排液周期长等问题,采用油藏数值模拟、裂缝模拟及室内试验等技术手段,优化了裂缝参数、布缝方式、分段压裂工艺与施工参数,研究了压裂液同步破胶方法,形成了长水平段水平井分段压裂优化设计技术。该技术在大牛地气田进行了广泛的现场应用,盒1层21口水平段长度超过1 000 m的气井压裂结果表明:裂缝间距优化合理,后期生产没有出现明显的缝间干扰现象;施工参数与地层匹配性好,工艺成功率100%;压裂液同步破胶取得明显成效,基本达到同步破胶的目的;降低了地层滤失,提高了排液效果,压裂后自喷排液率达到50.0%以上;压裂措施有效率100%,平均产气量4.5×104 m3/d,产量增幅明显。现场应用分析表明,长水平段水平井分段压裂优化设计技术可大大提高大牛地气田特低渗透致密砂岩气藏的开发效果。      

基于压裂返排数据的有效破裂体积计算方法

压裂裂缝破裂体积是评价压裂效果的一个重要参数,常用的微地震裂缝监测无法区分有效和无效破裂的微地震点,解析模型对复杂裂缝不适用,且这些方法评估的破裂体积与压裂产能相关性低。为此,利用压裂返排初期的动态数据,建立了有效破裂体积的计算模型,通过对压裂井返排初期的动态数据变换,找出拟稳定流动阶段并拟合出线性关系,确定返排阶段的物质平衡时间段,结合压裂裂缝的综合压缩系数,确定有效的破裂体积。利用该模型计算了10口直井与水平的有效破裂体积,计算结果表明,有效破裂体积越大,压裂产能越高,两者相关性在0.9以上,所建立的方法可以准确地评价有效破裂体积并进行压裂产能预测。     

CO2泡沫压裂液在裂缝中的两相流动研究

CO2泡沫压裂液具有油层伤害低、滤失量小、返排能力强等特点，不仅能在高渗透地层压裂中应用，在低渗透油气田的开发中也起到了关键性的作用。通过矩形裂缝实验系统研究了不同流体特性、不同流速、不同泡沫干度条件下CO2泡沫压裂液的两相流阻力特性，提出了两相流阻力的泡沫干度修正系数。在低粘度下，CO2泡沫压裂液在矩形裂缝中的两相流动阻力随流速和泡沫干度的增大而增大；在高粘度和高泡沫干度下，两相流阻力特性曲线相当于低流速区阻力特性曲线沿流速坐标轴向高流速区的平移，表明在该条件下的CO2泡沫压裂液在裂缝中能更好地满足高摩阻悬砂、低摩阻返排的压裂工艺要求，为泡沫压裂液性能的评估以及合理选择钻呆压裂参数提供依据。