适用于致密气藏的可变黏压裂液体系性能评价及现场应用

目的 针对川渝地区致密气藏储层改造,主要采用体积压裂造长缝.高强度加砂对压裂液携砂与降阻性能提出更高的要求,需要研发一种疏水缔合聚合物作为降阻剂.方法 利用疏水缔合聚合物疏水基分子内缔合达到优异的增黏效果.同时,该降阻剂与金属交联剂可形成稳定的交联体系,进一步提高压裂液黏度,从而形成适合于致密气藏开发用变黏压裂液体系....     

可变黏多功能压裂液体系及应用

针对中深层页岩气井常规压裂液加砂泵压高、米加砂量低,裂缝性储层易砂堵,变黏工序复杂、时效性差等困难,采用靶向聚合手段研发了一种多功能降阻剂,通过改变降阻剂浓度,实现滑溜水、线性胶、交联液(加入交联剂)在线自由转换,对其性能实验评价。相同黏度下,可变黏多功能压裂液降阻率较常规滑溜水提高7%,携砂距离提高30%,损害率为常规的47.2%;其交联液在180℃下仍具有良好的携砂性能,深层页岩气井中应用,相同情况下,泵压较常规压裂液降低约10 MPa,最高米加砂量5.56 t,最高砂浓度260 kg/m~3,创下深层页岩气井加砂记录;推广应用65口井,平均单井测试日产气量为31.6×10~4m~3,可变粘多功能压裂液为经济高效开发中深层页岩气井提供了液体技术支撑。     

滑溜水–胶液一体化压裂液研究与应用

滑溜水黏度较低,不能满足造缝、携带大粒径支撑剂和高砂比施工要求,限制了非常规储层大型压裂效率的提高。为此,以丙烯酸、丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和单体A为原料,采用反相乳液聚合法合成了一种耐高温、速溶型聚合物降阻剂SFFRE-1。通过研发与降阻剂SFFRE-1配伍性好的高效助排剂和优选黏土稳定剂,形成了滑溜水–胶液一体化压裂液。该压裂液耐温160 ℃,通过调整降阻剂SFFRE-1的加量,其黏度在1～120 mPa·s可调,在压裂施工过程中能够实现滑溜水和胶液在线混配及即时切换的要求。该压裂液在四川盆地的页岩气井和胜利油田的致密油井进行了应用,压裂过程中压裂液表现出良好的降阻和携砂性能,降阻率最高达到86%,砂比最高达到43%。研究和现场应用表明,滑溜水–胶液一体化压裂液能够满足非常规储层大型压裂施工需求。      

一体化变黏抗盐降阻剂的研制及应用

目的结合致密气藏“多尺度高密度”开发工艺要求,运用“中低分子量 + 增强链刚性 + 超分子聚集 + 抗盐单体”的设计思路,采用可控自由基聚合的方法,将缺电性的疏水链的刚性骨架功能单体与强极性的磺酸型抗盐功能单体可控地引入到分子链中,并结合复合悬浮技术研制一体化变黏抗盐降阻剂。 方法对一体化变黏抗盐降阻剂进行综合性能评价,考察了降阻剂的溶解性能、增黏携砂性能、抗盐耐温性能以及降阻性能。 结果在清水中,一体化变黏抗盐降阻剂的加量为0.03%(w)时降阻率可达81%,在超过20 000 mg/L矿化度的盐水中,黏度保持率为91%,降阻率保持在75%以上;通过调整降阻剂加量可实现体系在3.4～60.0 mPa·s的黏度范围内实时可调可变;与同类型常规乳液型降阻剂相比,静态悬砂能力大幅度提高,并能够满足150 ℃以上的储层施工需求;利用一体化变黏滑溜水体系配合多尺度高密度缝压裂工艺,在川西致密气现场实施7井次,施工成功率100%,单井平均降阻率81%,加砂强度(3.86 t/m)是前期常规一体化滑溜水改造工艺的7.7倍,现场应用效果显著。 结论研制的一体化变黏抗盐降阻剂性能优异,能够满足现场对滑溜水压裂液降阻携砂、耐温抗盐的综合需求,现场试验表明具有良好的应用前景。      

致密砂岩变黏滑溜水体系的研制与应用

目的为了满足致密砂岩气藏储层改造需求以及解决作业现场压裂返排液处理难题,开发了一种自缔合乳液变黏滑溜水(VSW)体系,该体系仅含一种多效添加剂。 方法通过含量控制实现滑溜水与携砂液的在线转变,评价了压裂液的降阻性能、耐温抗剪切性能、携砂性能、破胶液性能及岩心基质伤害,并在苏里格气田开展了水平井现场试验。 结果配方为1.0%(w)VSW的高黏滑溜水在清水和标准盐水中的黏度分别为93 mPa·s和64 mPa·s;清水配制的1.0%(w)VSW高黏滑溜水,在90 ℃、170 s-1下剪切1 h后,黏度为78 mPa·s;携砂性能良好,0.425～0.850 mm陶粒支撑剂的沉降速度为0.84 mm/s。配方为0.1%(w)~0.3%(w)VSW的低黏滑溜水降阻率可超过75%。高黏滑溜水破胶液黏度为1.74 mPa·s,对岩心基质的损害率低于10%;现场压裂施工最高加砂质量浓度达700 kg/m³,平均无阻流量达104.69×10⁴ m³/d,返排液回收利用率达97.5%。 结论该体系具有良好的增黏性及抗盐性、降阻性能优良、耐温抗剪切性能良好、返排利用率高,增产效果显著。      

纳米变黏滑溜水黏弹携砂机理与渗吸性能

纳米变黏滑溜水作为一种具有良好携砂性能和渗吸置换作用的新型压裂液体系,已成功应用于长庆油田页岩油体积压裂施工,现场试验结果表明其具有良好的携砂性能以及增产效果,40 %砂比条件下加砂过程压力平稳,压裂施工完成后单井日产油量可达11.31 t,但其携砂机理与渗吸性能尚不明确。因此对现场使用浓度的纳米变黏滑溜水与常规EM30S可交联滑溜水体系进行室内实验研究,通过动态携砂运移、透射电镜（TEM）、流变性能评价以及储层温压条件下的带压渗吸等实验方法,揭示了纳米变黏滑溜水的携砂机理并评价了其渗吸性能。实验结果表明,滑溜水弹性模量与黏性模量的交点值反映了滑溜水溶液的携砂性能,交点值越小,其弹性携砂性能越强;相同黏度下的纳米变黏滑溜水CNI体系黏弹模量交点值仅为0.0741 Hz,远低于现场用滑溜水EM30S的0.181 Hz,致使其静态和动态弹性携砂性能远高于EM30S;电镜结果表明纳米乳液与变黏滑溜水存在强化缔合结构是滑溜水的弹性携砂性能增强的主要原因。此外,带压渗吸实验结果显示,纳米变黏滑溜水具有良好的渗吸置换性能,能够置换出页岩纳米孔隙中的原油,整体采收率可达36 %;其中,不同孔隙类型的采收率排序依次为:介孔>微孔>宏孔。      

页岩气用复合增效压裂液的研究与应用

由于滑溜水携砂能力差,裂缝支撑剂填充率低,导流能力有限,难以获得最优产能,采用公司现有滑溜水和线性胶进行优化复配形成复合增效压裂液,该压裂液具有滑溜水低摩阻和线性胶高黏弹的双重优点,能够同时满足"大改造体积"和"高填充率"的需求。复合压裂液的黏度2～22 m Pa·s,可控黏度范围宽,适用储层多;液体摩阻较低,降阻率为63%～73%;携砂能力明显优于滑溜水,平均残渣量低于20 mg/L,伤害低于线性胶;可通过实时调整配方来强化某些性能以满足各种施工需求和应对复杂情况。复合压裂液在现场应用中均表现出"低液量"和"高砂比"的优越性,是一种应用方便,节约环保,性价比高的页岩气用压裂液。     

页岩气井用乳液型超分子压裂液制备与应用

为满足页岩气高效化、清洁化生产的需求,采用反相乳液聚合制备乳液状疏水缔合聚合物ASNP,与自制增效剂SD-Z复配形成页岩用乳液型超分子压裂液SMF-1。该体系满足现配现用需求,无需额外添加剂,仅改变加量就能实现滑溜水、线性胶、胶液的自由切换。SMF-1滑溜水体系具有优异的降阻效果,0.08%加量下对清水和返排液的降阻率在70%左右,抗盐能力高达10000 mg/L。SMF-1胶液体系具有良好的耐温抗剪切性能,0.6%的SMF-1胶液在110℃、170 s-1下剪切120 min,黏度始终保持在120 mPa·s以上。SMF-1压裂液属于低黏高弹流体,具有良好的携砂性能,其破胶液黏度低于1.5 mPa·s,残渣含量仅为12.8 mg/L,对岩心伤害率低至11.8%。现场应用切换方便,性能稳定,加砂强度高于同井邻段和邻井同段。      

滑溜水压裂液用降阻剂的研究与应用进展*

滑溜水作为非常规油气开采应用最多的水基压裂液之一,其主要特点是能够降低摩擦阻力,而降阻剂作为核心助剂决定了滑溜水的性能和应用。本文结合国内外相关文献,分析了降阻剂的作用机理,介绍了天然聚合物型、表面活性剂型以及聚丙烯酰胺型降阻剂的研究及应用进展,认为速溶粉式聚合物降阻剂和W/W分散聚合物降阻剂具有较大应用潜力,能够实现高效携砂且耐盐的降阻剂是未来研究的重点。图2参46     

大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术

针对页岩油水平井采用常规滑溜水压裂时存在用液量大、砂比低、增产效果不理想等问题,通过优选聚合物降阻剂,优化黏土稳定剂、破乳助排剂和过硫酸盐类破胶剂的加量,形成了调节聚合物降阻剂加量即可调控滑溜水压裂液黏度的变黏滑溜水压裂液体系。通过支撑剂导流能力模拟试验,优选了70/140目石英砂和40/70目陶粒的支撑剂组合,经先导性试验,形成了大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术。该技术在G页2H井进行了现场试验,有效提高了施工效率和单位液体的携砂量,减少了压裂液用量,形成了较好的缝网体系,提高了储层改造程度,取得了良好的压裂增产效果。现场试验表明,该技术能够满足页岩油水平井滑溜水连续加砂压裂要求,可以为页岩油高效开发提供技术支撑。      

四川盆地页岩气水平井分段压裂技术系列国产化研究及应用

随着四川盆地页岩气勘探开发的持续深入,实施水平井分段压裂改造已成为页岩气这种非常规气藏有效开发的必要手段。针对四川长宁—威远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,通过开展自主攻关与现场试验,在页岩气水平井压裂改造方面逐步形成了一套完整的技术系列,包括:新型复合桥塞分段工具、高效降阻滑溜水体系、优化分段设计技术、体积压裂工艺、连续油管钻磨技术、连续混配、连续供砂、连续作业技术、返排液重复利用技术等,从而实现了页岩气水平井储层改造的最优化体积和效果。应用结果表明:自主研发的页岩气水平井复合桥塞优化分段、滑溜水体积压裂工艺及工程配套技术,能够有效提高工程时效和增加井口产能,为页岩气水平井规模效益开发提供了技术保障,为下一步四川盆地页岩气工厂化压裂的实施提供了技术支撑。     

一种功能型滑溜水体系开发及应用

为实现1套压裂工作液体系兼具滑溜水与携砂液双重功能及回用高硬度返排液的目的,开发出1套功能型滑溜水体系。该体系由液态功能型降阻剂及调节剂构成,低浓度的功能型降阻剂水溶液可作为滑溜水使用,15 s内即可快速增稠,滑溜水降阻率高达74%;加入调节剂后体系黏度迅速增加,实现高砂比携砂,返排液回用时不受硬度影响,返排液回配携砂比可达24%。在陇东气开深井现场试验1口井,施工全程回用26 118 mg/L的高矿化度返排液配滑溜水及携砂液,入地总液量654 m3,施工成功。      

滑溜水在裂缝性碳酸盐岩体积酸压中的研究与应用

滑溜水是页岩气、致密油非常规油气藏体积改造中应用最广泛的压裂液体系,旨在利用低黏滑溜水强的穿透性能激活天然裂缝提高裂缝复杂程度。基于深层裂缝性碳酸盐岩储层基质物性差、非均质性强,裂缝是主要储集空间和渗流通道的储层特征,提高改造体积是实现高产稳产的核心,需采用低黏流体大排量注入来提高天然裂缝激活几率,提出滑溜水、冻胶和转向酸复合的体积酸压技术。评价了新型聚合物类滑溜水性能,利用室内实验（大物模、酸液滤失）和数值模拟相结合的方法研究了滑溜水在体积酸压中的作用机理,研究表明:新型聚合物类滑溜水具有较好的减阻性能,能够降低施工管柱摩阻,实现大排量施工,助力改造效果提升;滑溜水大排量注入形成复杂裂缝,低黏酸液注入形成酸蚀蚓孔提高裂缝连通性,滑溜水与低黏酸交替注入,实现微细裂缝"水力+酸蚀"缝网构建。上述研究成果现场应用显著,AT3x井压后获日产油35 m3、日产气50.3×104 m3高产油气流,为国内超高温深层复杂储层高效改造提供新的技术指导。      

川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术

针对川南深层页岩气水平井压裂技术不成熟、关键参数不合理和压裂后单井产量低的问题,在综合分析已压裂井压裂效果的基础上,结合川南深层页岩储层地质工程特点,以提高缝网复杂程度、增大裂缝改造体积、维持裂缝长期导流能力为核心,采用室内试验与数值模拟相结合的方式,优化了压裂工艺和关键参数,形成了以“密切割分段+短簇距布缝、大孔径等孔径射孔、大排量低黏滑溜水加砂、高强度小粒径组合支撑剂、大规模高强度改造”为主的深层页岩气水平井体积压裂关键技术。Z3井应用该技术后,获得了21.3×104 m3/d的产气量,较同区块未用该技术的井提高1倍以上;川南地区多口深层页岩气水平井应用该技术后获得高产,说明该技术有较好的适应性,可推广应用。川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术为3 500～4 500 m页岩气资源的有效动用奠定了基础。      

清洁滑溜水压裂液在长宁H26平台的应用

目前使用的滑溜水压裂液存在着与返排水不适应以及对储层伤害大等缺点。根据四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩特点及施工需要,研发出一种适合长宁区块的清洁滑溜水压裂液体系,进行了室内性能评价和现场应用。室内实验表明,该压裂液主剂JHFR-2的减阻性能好,使用现场返排液配制滑溜水时减阻率可达70%,溶解时间在30 s以内,最优加量为0.07%~0.10%;对岩心渗透率恢复率为91.9%;压裂液无毒,易返排。在长宁H26-4井的应用表明,清洁滑溜水压裂液的降阻性能好,能达到连续在线混配施工的要求,完全满足长时间大液量大砂量的页岩气井地层压裂。该压裂液配制工艺简单,可降低施工成本,有较好的应用前景。      

川东南页岩气井压裂降压技术

为实现川东南超深页岩储层有效改造,并最大限度地降低压裂施工压力,提出了优选射孔参数、进行压前酸液预处理、设计降阻率高的滑溜水体系及采用前置粉砂段塞技术等技术对策。通过分析和计算,采用φ89 mm射孔枪配合 SDP40HMX28-8 射孔弹,60°相位和18孔/m的孔密进行射孔。利用川东南超深页岩储层的岩心进行了溶蚀试验,根据试验结果结合地层特点确定了15.0%HCl+1.5%HF+2.0%高温缓蚀剂+1.5%铁离子稳定剂的酸液配方。根据地层特征,通过室内试验优选了配方为0.2%高效减阻剂SRFR-1+0.3%复合防膨剂+0.1%复合增效剂＋0.02%消泡剂的滑溜水,其性能稳定,易返排,黏度约9~12 mPa·s,降阻率大于75%,对地层的伤害率小于10%。现场应用表明:采用优化后的射孔参数进行射孔,可以满足降低孔眼摩阻的要求;应用优选的酸液进行压前预处理,施工压力降低10~15 MPa;采用前置粉砂段塞技术,可以有效降低裂缝弯曲摩阻,达到降低施工压力的目的。这表明,采用提出的技术对策可以降低川东南超深页岩气井压裂施工压力。      

一种基于返排水的新型滑溜水压裂液体系

页岩油气开发普遍采用大型体积压裂,返排液量大,处理技术难度大且成本高。为了实现返排水的循环利用,对减阻剂、助排剂、页岩抑制剂进行了研发或优选,形成了一种新型滑溜水压裂液体系:0.1%JHFR减阻剂+0.2%JHJZ助排剂+0.25%JHNW页岩抑制剂。室内研究表明:该体系绿色环保、20 s速溶、减阻达70%、高抗盐、与返排水配伍性良好。该体系在长宁H7平台的3口水平井成功应用,可满足现场连续混配的压裂要求,有利于节约水资源。