压裂液降滤失技术研究

油层水力压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要工艺措施。压裂施工的成功与否主要取决于所用的压裂液。而压裂液的滤失是影响压裂施工效果的重要因素之一。所以本文首先对压裂液滤失的危害进行了分析,综述了压裂液的滤失机理、影响因素。同时对降滤失技术进行了研究:目前常用的降滤失技术有提高压裂液粘度,添加压裂液降滤失剂和液氮降滤失技术等。最后对降滤失技术的发展进行了展望。     

压裂液降滤失技术研究

油层水力压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要工艺措施。压裂施工的成功与否主要取决于所用的压裂液。而压裂液的滤失是影响压裂施工效果的重要因素之一。所以本文首先对压裂液滤失的危害进行了分析,综述了压裂液的滤失机理、影响因素,同时对降滤失技术进行了研究,目前常用的降滤失技术能提高压裂液粘度,添加压裂液降滤失剂和液氮降滤失技术等。最后对降滤失技术的发展进行了展望。     

压裂液滤失控制技术

油层水力压裂是油气井增产和注水井增注中的重要工艺环节,压裂施工所用的压裂液对工艺的成败有着至关重要的影响。而压裂液的滤失是定压裂施工的效果的重要因素之一,本文就压裂液滤失的危害进行讨论,对压裂液的滤失原理和影响因素进行总结,对滤失技术进行研究。     

碳酸盐岩储层改造工艺优化及改造液研发

针对不同钻遇类型缝洞型碳酸盐岩储层制定相应的储层改造措施,能极大的提高储层改造效果。根据井眼钻遇天然缝洞的类型,制定了3种类型,优化了相匹配的酸化压裂工艺,并研发了5种压裂液和酸液体系。通过近年来实际酸化压裂效果表明,优化后的工艺及改造液适应性较高,起到了良好的效果。     

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。     

浅谈煤层气压裂中的滤失问题

煤层气是以煤为储层的一种非常规天然气,主要成份为甲烷(CH4),以吸附态吸附在煤的微孔隙壁表面。煤层气资源量巨大,全球埋深浅于2000m的煤层气资源约为260×1012m3。由于能源需求迫切,对煤层气的开采十分迫切,目前,水力压裂改造措施是国内外煤层气井增产的主要手段。煤层割理和天然裂缝系统发育,应力敏感性强,因此,煤层的压裂与常规油气藏压裂相比滤失量更大,滤失机理更为复杂,形成长缝更加困难。此外,压裂液大量进入煤层中的割理和天然裂缝系统,容易造成储层造成污染、砂堵等现象。因此,降低滤失不仅有利于提高压裂液效率,减少压裂液用量,使裂缝具有较高的导流能力,还可以减少压裂液在油气层的滞留,降低压裂液对油气层的损害。鉴于此,压裂液滤失对煤层气压裂的负面影响不容小视,降低压裂液滤失迫在眉睫。目前,控制煤层气压裂滤失的有效措施主要有:粉砂降滤;在煤层压裂中使用泡沫压裂液;采用合理的施工排量。     

致密砂岩水力压裂裂缝对压裂液滤失特征

为研究致密砂岩水力压裂作用下裂缝对压裂液的滤失特征,通过室内岩心物理实验构建了压裂模型,利用压裂过程全景展示方式,全方位分析压裂过程裂缝对压裂液的滤失特征。研究表明:实验早期4 min前,压裂液的滤失对岩心渗透率伤害较大,渗透率降低幅度在70%～80%之间,当压裂持续进行10min后,岩心渗透率伤害降低幅度较小。出现这一过程的原因为裂缝内压裂液滤饼的逐渐形成,滤饼形成过程岩心渗透率大幅降低,当实验进行30 min后,滤饼基本形成并趋于稳定后,对岩心渗透率的影响效果减弱。实验结果认为,裂缝内滤饼的出现对压裂液的滤失产生了一定的影响,造成了压裂液滤失系数出现两段式的下降过程。     

低浓度胍胶压裂液在泥盆系东河塘组的研究应用

巴麦井区东河塘组储层泥质含量高、储层物性差、克氏渗透率在0.06~0.82md(平均0.34md),孔隙度4.7%~10.6%(平均7.7%),属于特低孔特低渗-超低孔超低渗透储层。为有效控制和降低压裂液对储集层的伤害,提高压裂效果,降低压裂成本,研发了满足特低孔特低渗-超低孔超低渗透储层压裂需要的低伤害、耐高温的低浓度胍胶压裂液体系配方。通过室内实验研究,对低浓度胍胶压裂液体系配方的耐温耐剪切能力、流变性能、静态滤失、破胶性能及残渣含量进行了评价。室内实验评价表明,该体系能够大大降低胍胶的使用浓度,降低压裂液的残渣含量,降低压裂液对储集层的伤害,具有优良的破胶、返排、降滤失性能,是一种低成本、低伤害压裂液。     

高渗透储层压裂液滤失模型

对于高渗透储层而言,由于压裂液滤失速度较快,滤失量较大,难以形成严格意义上的滤饼区,这时压裂液的滤失主要是受裂缝与油藏之间压力差的作用,而传统的滤失模型将裂缝到油气藏的区域分为滤饼区、侵入区和油气藏区,考虑压裂液的滤失受到压裂液黏度、地层流体压缩性和压裂液造壁性等3个因素的共同作用,但不能描述压裂液向地层作动态渗流的情况,因此,就无法用于高渗透地层压裂液的滤失计算。本文根据压裂液的渗流原理,建立了高渗储层的压裂液滤失模型,并根据所建模型做了参数敏感性分析。     

Frac-H型清洁高温压裂液性能评价研究

根据鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造带低孔、低渗、低压特点,优化形成了低残渣、低伤害的高温井Frac-H型压裂液配方。为了评价Frac-H型压裂液的性能,本文通过测试压裂液的粘度、抗剪切、悬砂、破胶、防膨效果、残渣含量与静态滤失七项性能,可知其Frac-H型压裂液抗剪切能力强、悬砂性能好、残渣含量低、防膨性能好,可减小储层水敏性伤害、高温体系滤失系数低、破胶迅速,便于压后返排,降低液体对储层伤害。同时对压裂液进行了现场研究,通过X40、X1125-1、X1059-3三口井的压裂施工、压后效果评价,可得出压裂液适应于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造储层,压裂施工顺利,压裂成功率高。     

安塞油田管堵压裂技术试验研究

近几年,由于探索侧向低产油井的重复压裂改造技术的研究不断深入,从2000年开始,人们大量研究试验了暂堵压裂技术,现场应用增产效果明显.目前这一技术己经在安塞油田开始推广,成为老井改造的主要手段.本文针对安塞油田长6油层天然微裂缝发育、油层非均质严重、部分油井注水见效程度低、常规压裂效果差的状况,研究试验了暂堵压裂技术及配套的压裂液体系,现场应用增产效果明显,为长6油藏低产油井的重复改造提供了新的途径.     

暂堵剂应用于压裂施工中的实验研究

水溶性压裂暂堵剂用于压裂封堵老裂缝,造新缝,改善油流通道;该剂在1%的水溶液及压裂液破胶液中在50℃、80℃、120℃均可溶解,溶解速度随温度增加而加快;室温20℃下,在压裂液中可分散并稳定;与压裂液及添加剂配伍;暂堵剂粒径对暂堵效果有影响,不同粒径组合比单一粒径暂堵压力高。     

压裂液用绒囊暂堵剂实验研究

由于绒囊暂堵剂在钻完修井及煤层气勘探开发中的暂堵作用得到应用,本文针对绒囊暂堵剂在压裂暂堵方面进行研究;通过对绒毛剂、成膜剂、成核剂的筛选,选定0.3%的绒毛剂A、浓度超过0.1%成膜剂及0.3%成核剂6为优选的绒囊暂堵剂浓度及材料;并对绒囊暂堵剂与压裂液及压裂液添加剂配伍进行及破胶性评价,绒囊暂堵剂与压裂液及添加剂配伍并不影响压裂液冻胶的破胶性;通过细管摩阻实验发现绒囊暂堵剂比清水有更高的摩阻压差。     

微泡沫酸性清洁压裂液的制备及性能

合成一种非离子表面活性剂脂肪酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺(SCF-18)作为增稠剂,以NaHCO3为起泡剂,在酸性条件下交联,制得一种微泡沫酸性清洁压裂液。对该体系的性能进行了室内评价,结果表明,质量分数分别为3%SCF-18+0.5%缓蚀剂ATMP+3.6%NH4Cl+1%冰乙酸+0.5%NaHCO3,90℃、170 s-1剪切60min,压裂液的黏度为75 mPa.s,具有较好的耐温耐剪切性;在温度低于70℃时,储能模量远大于耗能模量,黏弹性良好;90℃体系的砂降速度为0.766 1 mm/s,具有很强的携砂能力;加入质量分数5%的原油,40 min即可破胶,破胶液黏度为2.84 mPa.s。通过化学反应形成的CO2微泡沫可以有效地降低压裂液的滤失量,同时可以提高返排率,降低对底层的伤害,改善压裂效果。     

文明寨—卫城油田砂岩裂缝性油藏压裂技术及配套工艺

针对砂岩裂缝性油藏小层多,隔层薄及裂缝发育引起高滤失的特点,在常规压裂工艺的基础上,压裂施工着重从如何压开多层,降低滤失,增加裂缝有效长度来考虑,采取卡封分层压裂,限流压裂,暂堵压裂等技术及配套工艺确保压裂施工正常运行,提高压裂效果。     

新型复合压裂稠化剂性能评价

以DPAM作为相渗改善剂,通过配制DPAM基压裂液体系、DPAM/HPG复合压裂液体系、DPAM/LWP复合压裂液体系,并进行配方优选,研制一种既可起到压裂液稠化剂的作用,又可改变储层的相渗特性,或者部分堵水,以达到控制水油比的新型压裂液稠化剂体系。结果表明,DPAM/HPG和DPAM/LWP复合体系,具有选择性改变相渗的特性,热稳定性和盐稳定性良好,随含水饱和度增加,水相渗透率大幅降低,油相渗透率改变较小,控水增油效果明显,对于油气井的高效开采具有重要的实践意义。     

低浓度低伤害胍胶压裂液室内实验评价

压裂工艺是低渗油藏的开发的必要手段,压裂液在压裂工艺中起着非常重要的作用,为进一步提高压裂效果,新型的压裂液也被不断的研发出来,对压裂液性能的分析评价,是实践应用的前提。介绍了低浓度胍胶压裂液,并通过室内实验分析该压裂的性能,研究表明:该压裂液耐温耐剪切能力强,高温下仍能保持120 mPa·s以上的黏度;悬砂能力强;破胶效果优于普通胍胶压裂液;具有较低的表面张力和界面张力。适用于低渗储层压裂工艺,能起到更加良好的压裂效果。     

适合安塞油田杏河区块的暂堵剂优选

针对安塞油田杏河区块非均质储层进行低渗透油田暂堵酸化增产工艺研究,通过室内试验研究,进行酸化暂堵剂性能评价,筛选出适合安塞油田的酸化暂堵剂和酸液体系,完善暂堵酸化工艺体系,进行规模化应用,这对高效开发安塞油田具有重要的理论意义和实践意义。     

多氢酸解堵增注技术研究应用

油田解堵增注主要用酸液体系解除地层堵塞。常规酸液体系存在作用距离近、有效时间短、产生沉淀二次污染地层等问题,不能满足油田开发生产需要。多氢酸性能研究和解堵效果室内评价结果显示,该酸液体系具有缓速、深穿透、粘土溶蚀率低、水湿性、抑制沉淀等优点,可达到地层深部解堵的目的。现场应用结果表明,多氢酸解堵增注效果好,有效期长,是砂岩油藏基质酸化解堵较为理想的酸液体系。     

保护储层修井液实验研究及应用

延长油田属于低渗透油田,修井过程中工作液侵入是造成油田储层伤害的主要因素之一.为了降低外来工作液对储层的伤害,缩短修井产量恢复时间,研制了有利于保护储层的修井液.通过微波法对黄原胶XG改性得到的XG-GM作为增粘剂.对该增粘剂性能进行评价,并对降滤失剂、粘土防膨剂、表面活性剂、缓蚀剂等进行优选并组合复配.确定的修井液：清水＋0.4％XG ＋2％RS ＋0.3％AY ＋0.3％MOA-E ＋0.2％S-HSJ ＋JZ-2.实验表明,该修井液具有良好的增粘流变性,API滤失量控制在10.5 mL,岩屑回收率为95.3％,低界面张力.动态伤害模拟实验表明,该修井液体系对岩心的恢复率为84.6％～92.4％.在延长油田应用结果表明,该修井液体系能有效地保护油气层,提高单井产量,应用前景良好.