低伤害压裂液性能研究及在鄂尔多斯盆地致密砂岩气水平井压裂中的应用

某水平井位于鄂尔多斯盆地某致密砂岩气区块,该井太2段以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主,平均孔隙度为8.65%,平均渗透率为0.651 m D,储层压力系数0.9~1.0,温度55℃。该类储层存在压裂液破胶难度大、压后返排困难、压裂液对地层伤害大等问题。针对该类储层特征,优选了低伤害胍胶压裂液配方,室内研究表明,该压裂液体系各项性能良好:在170 s-1,55℃,剪切2 h,黏度大于50 m Pa·s;55℃下破胶1 h,破胶液黏度在5 m Pa·s以下;表面张力19.66 m N/m;防膨率92.64%;岩心基质渗透率损害率为13.34%。该井使用连续混配装置进行配液施工,现场施工情况表明,压裂液性能良好,施工压力稳定。压后1 h快速放喷返排,返排效果良好,压后增产效果显著。     

筛管内射孔压裂一体化工艺研究与应用

针对过筛管压裂工艺的射孔和压裂需要两趟管柱,且TCP射孔方式的施工成本较高以及压裂过程砂比高的问题,研究了筛管内射孔压裂一体化管柱工艺,该工艺将射孔和压裂集成一趟管柱,用水力喷砂射孔代替TCP射孔,采用射孔后开启投球滑套的方式,保证射孔枪在压裂中不被堵塞,并成功应用1口井,大幅降低施工周期,节省施工成本。     

苏里格深部煤系致密气储层绒囊流体控水压裂

苏里格深部煤系致密气储层厚度较小,压裂过程中易沟通水层致使气井产水,因此在压裂深部煤系致密气藏同时需要实施控水。利用封堵性绒囊流体进行控水压裂,既可以提高产量又可以减少出水。对室内配制的绒囊流体开展评价实验,将绒囊流体分别与前置液、地层水等体积混合测试其配伍性,然后利用岩心驱替装置测试气、水突破绒囊封堵岩心基质和造缝岩心柱塞的突破压力,表征绒囊的增气堵水性能。发现绒囊流体与前置液和地层水分别混合后无沉淀生成,绒囊流体封堵含裂缝岩心的气、水的突破压力梯度分别为0.02 MPa/cm、0.04 MPa/cm,绒囊流体封堵基质岩心的气、水的突破压力梯度分别为0.03 MPa/cm和0.2 MPa/cm,皆满足现场施工要求。在苏里格气田A、B两井实施控水压裂,两井在注入前置液造缝后分别泵入50 m3绒囊流体进行堵水,控水压裂后对比同层邻井161 d内平均日产量分别提高了13.71%和6.99%,邻井C、D两井分别泡排3次、63次,而A和B两井投产后无积液产生。研究认为利用绒囊流体在深部煤系致密气层进行控水压裂可以实现增气减水。     

理顺水价形成机制确保河套灌区的可持续发展

分析了河套灌区现行水价机制及面临的形势，提出了水价改革的必要性，并列举了有关地区水价改革的实施情况，为水价改革提供指导。     

对灌区量水技术的初步探讨

根据实践经验，对流速仪测流和闸门量水中提高量水精度的方法进行了探讨。     

临兴区块致密砂岩气水平井连续油管分段压裂工艺

针对临兴区块裸眼水平井分段压裂过程中存在的裂缝起裂位置不确定、管柱携液能力差等问题,提出了套管固井连续油管分段压裂技术,优化了工具参数、水力喷砂射孔参数、压裂施工参数及配套工艺参数.通过水力喷枪、封隔器、接箍定位器等井下工具的组合应用来实现喷砂射孔、封隔分层、连续油管精确定位与环空大排量注入,只需一趟管柱作业即可完成多层射孔、压裂等作业,压裂级数不受限制.     

百力士160生物酶在压裂液破胶中的适应性研究

介绍了百力士160生物酶的破胶机理。分析了压裂液添加剂、pH值、温度、部分离子、相关物质．APS破胶剂等因素对酶活性的影响。结果表明，压裂液添加剂对酶破胶活性影响不大；80-90℃、pH值7-9为酶的最佳活性条件；离子对酶活性的影响从大到小依次为：Ca^2＋、I^-、Mg^2＋、Na^＋、Cl^-、Br^-、K^＋、Fe^，有机汞、重金属盐使酶失去活性；APS破胶剂的投加量在0．01％～0．05％、酶浓度大于．003％时，APS破胶剂对酶活性影响不大。同时在辽河油田进行了现场试验，施工成功率100％，累计增油5530t，增气909×10^4m^3。     

鄂尔多斯盆地东缘太原组转向压裂可行性分析

鄂尔多斯盆地东缘太原组压裂后产量递减速度快,气井产量达不到预期。封堵后进行转向压裂是提高气井产量的有效手段之一,对目的层转向压裂的可行性进行分析。通过调研,储层水平应力差和岩石脆性是重复压裂可转性的主要评价指标,利用测井数据计算得到目的层最大、最小水平应力差5.55 MPa,利用实验测得的弹性模量和泊松比计算得到目的层平均脆性指数为33.75%。对比评价标准,结果表明太原组转向压裂可行,为鄂尔多斯盆地东缘提高致密气井转向的可行性提供理论支撑。     

硼修饰纳米二氧化硅交联剂研发及性能评价

针对目前常规有机硼、无机硼交联的瓜胶压裂液普遍存在羟丙基瓜胶用量大、残渣含量高等的问题,笔者先将硅酸钠水解制得纳米二氧化硅,然后将制得的纳米二氧化硅与γ-氨丙基三甲氧基硅烷反应得到表面修饰纳米二氧化硅,再与硼酸进行反应,最后制得可交联的硼修饰纳米二氧化硅交联剂,该交联剂粒径主要分别在7～11 nm,可有效降低瓜胶用量及残渣含量。研究了该交联剂交联的羟丙基瓜胶压裂液,室内研究表明,该压裂液体系各项性能良好:在温度分别为50℃、120℃,剪切速率170 s-1下连续剪切120 min,最终黏度均大于50 mPa·s;50℃下破胶60 min,破胶液黏度小于5mPa·s;表面张力22.77 mN/m;防膨率89.6%;残渣含量145 mg/L;岩心基质渗透率损害率为9.82%～14.86%,压裂液各项性能良好,羟丙基瓜胶浓度降低20%,残渣含量降低25%,满足现场施工要求。      

沁南地区煤层气井二次压裂技术研究

针对SZN区块大量煤层气井水力压裂后产能无法满足要求的现状,需要进行二次压裂改造,提高单井产量.然而,煤层气储层由于其结构的复杂性以及初次人工裂缝的存在、前期生产活动的扰动,其二次压裂过程裂缝产生的条件和扩展机制极为复杂,增产效果差异较大,改造效果无法令人满意.本文通过从地质、压裂、排采等多方面入手,对区块前期已施工二...