自交联变黏压裂液性能评价及其在深层页岩气压裂中的应用

针对深层页岩气压裂中存在施工压力高、加砂困难的问题,以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、有机胺、绿色溶剂等为原料,合成了自交联聚合物乳液,并按不同比例加入配液水中得到自交联变黏压裂液,对其进行了性能评价。结果表明：低黏滑溜水在清水和返排水中减阻率分别达78.2%、75.6%;高黏压裂液在清水和返排水中减阻率分别达73.8%、71.4%,同时具有助排、抗盐等功能。现场应用采用返排液配制,平均降阻率达79.63%,平均加砂强度达3.2 t/m,满足深层页岩气压裂对液体技术的要求。     

页岩气环保变黏压裂液的研究与应用

为解决深层页岩气开发中常规压裂液储层伤害大、携砂能力差、变黏工序复杂等技术难题,结合威远区块深层页岩储层特点及施工需求,研发了一种环保变黏压裂液体系,并进行了室内性能评价与现场应用。研究表明：该环保压裂液体系可以在30 s内完全溶解,压裂液可在黏度为2～150 mPa·s范围内实时调整;使用返排水配制的低黏压裂液与高黏压裂液减阻率均大于70%,线性胶压裂液减阻率大于65%;低黏压裂液与高黏压裂液储层损害率均小于15.00%,线性胶压裂液岩心损害率为15.47%;环保变黏压裂液生物毒性均为无毒;环保变黏压裂液携砂性能良好,较清水携砂性能最大提高65倍。在威远H21-5井的应用表明,环保变黏压裂液溶解速度快、减阻性能优异、携砂性能优良,可实时改变黏度以满足不同压裂工况,满足减阻携砂一体化压裂施工的技术需求,具有较好应用前景。     

超分子压裂液体系的研制及评价

为解决现有交联压裂液抗剪切稀释性差、仅靠高黏度携砂,且残渣含量高易造成储层损害等问题,利用超分子聚合物化学原理,设计和制备出了一种超分子聚合物稠化剂,并研制出了配方简单、无需交联的超分子聚合物压裂液,并对其流变性、静态悬砂性、破胶性、静态滤失性和岩心基质伤害率进行了评价。结果表明,该压裂液体系在130℃、170 s-1剪切2 h后黏度可保持在140 m Pa·s;支撑剂的24 h和48 h沉降速率分别为3.7×10-4 mm/s和5.6×10-4mm/s;在80℃时加入0.05%的破胶剂过硫酸钾,2 h破胶后,破胶液黏度为1.32 m Pa·s,破胶液表面张力为25.23 m N/m,破胶液透明、基本无残渣;初滤失量为2.32×10-3 m3/m2,滤失系数为1.86×10-4 m3/min0.5,滤失速率为3.23×10-5 m/min,压裂液滤液对岩心基质的伤害率为10.8%。室内评价结果证明,该超分子聚合物压裂液体系满足致密气藏使用要求。     

超分子活性聚合物型清洁压裂液的研制与评价

本研究开发了一种超分子活性聚合物增稠剂,采用特殊合成工艺在其分子链上引入疏水基和亲水基团,同时引入活性基团,使得该稠化剂在水中更易溶解、分布更均匀,其能够达到耐温抗盐,并具有表面活性。在压裂液应用时,加入特殊的助剂,能使低分子增稠剂在水溶液中形成的小球状或长棒状胶束结构变成具有一定抗扭曲能力的网状结构,从而赋予液体较高的黏度、较好的耐温能力和较强的抗剪切能力。测试表明,该稠化剂压裂液,具有增稠效果好、悬砂能力强,能耐150℃高温,伤害率低的特点。     

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。     

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。      

表面活性剂压裂液在新疆油田的应用

综述了表面活性剂压裂液的基本特性，成胶、携砂和破胶机理。列举出表面活性剂压裂液在石西、莫北油气田高温、深井应用成功实例。     

新型纤维在水力压裂液中的应用

常规聚合物压裂液一般依赖较高的流体粘度输送支撑剂,而纤维基压裂液通过纤维对支撑剂的携带、分布和运输作用来提高携砂能力,它能显著提高压裂液对支撑剂的输送能力,具有减少聚合物加量、减轻地层伤害、控制缝高、降低施工摩阻等显著优点。该项技术在几个油田的应用结果表明,它能够有效提高油井产量,具有广泛的适用性。     

低分子聚合物压裂液的室内评价和现场应用

对低产停产的老井再次开发,压裂改造是一项行之有效的增产措施。室内评价了低分子聚合物压裂液体系的性能,结果表明,该压裂液具有较好的配伍性,在65℃下连续剪切1.5 h后粘度仍有102.5 m Pa·s,携砂性能良好,易破胶,低残渣。现场应用效果显示,已停产多年的七深8井恢复生产,累计产油1 200多吨。     

清洁压裂液在四川气田的应用

从技术角度介绍了道威尔公司清洁压裂液技术在国内的现场应用情况,特别是在四川的应用情况.现场应用试验结果表明,清洁压裂液属无固相压裂液体系,具有液体摩阻低、滤失小、携砂能力强、混砂比高、易于破胶、返排速度快、对地层污染小等特点,是一种适合砂岩油气储层加砂压裂施工的液体体系.     

深层页岩气压裂滑溜水技术研究与应用

为满足深层页岩气地层特征对大型压裂施工使用滑溜水的造缝、耐温、减阻性能技术要求,通过改进聚合物分子结构以提高减阻剂的减阻性能,同时引入刚性基团提高减阻剂的耐温性能,采用两步法合成出耐高温、高减阻率的减阻剂,以及配套配伍性好的黏土稳定剂和助排剂,形成了深层页岩气压裂滑溜水技术。该滑溜水在丁山构造深层页岩气压裂进行了现场应用,地层垂深(TVD)4 095.46 m,最高温度达143℃,现场减阻率达到82%,单段携砂量最高达到83 m~3,解决了深层页岩气耐温造缝及携砂难题,满足了深层页岩气压裂需求。     

川东南深层页岩气耐温耐盐滑溜水研制及应用

针对川东南深层页岩气储层特点及现场施工工艺要求,室内通过反向乳液聚合法合成出四元耐温耐盐乳液聚合物产品FR-1(AA-AM-AMPS-DAC),并经耐温耐盐评价进行验证,同时对6种表面活性剂、3种页岩抑制剂进行筛选及配伍性研究,最终形成耐温耐盐滑溜水配方:0.07%减阻剂+0.1%表面活性剂+0.3%页岩抑制剂,并对其进行性能评价,减阻率达73.1%。经现场应用表明,滑溜水体系具有高效、低摩阻优势,适合深层页岩气压裂改造要求。     

泡沫压裂液携砂性能评价方法研究进展及展望

泡沫压裂液具有伤害低、返排迅速、可减少用水量等优点而得到广泛应用,由于泡沫压裂液属于气液
两相可压缩性极强的流体,导致评价泡沫压裂液携砂性能的难度大于常规纯水基压裂液。文章在调研国内外有关
文献的基础上,将目前泡沫压裂液携砂性能评价方法分为间接法（实验法、数模法）和直接法（静态法、动态法）两
大类,阐述了不同评价方法的优缺点,建议以实验为基础,数模为手段,充分整合目前已有的评价方法,发挥各评价
方法的特点,建立一套较为完善的泡沫压裂液携砂性能评价体系,为泡沫压裂施工设计及现场施工提供理论依据
和技术支撑。     

新型页岩气压裂液降阻剂的研究及应用

为了降低冻胶压裂的施工费用,避免冻胶压裂液残渣对支撑裂缝的伤害,提高压裂井的增产功效。通过微乳液实验,聚合了一种新型页岩气压裂液降阻剂(简称降阻剂JZ-1)。对降阻剂JZ-1及以此为主要材料配制的活性水压裂液进行了性能研究实验,最终形成适合页岩气井开发的压裂液体系并投入现场应用。实验结果表明,降阻剂JZ-1溶胀速度快、黏度低,浓度为0.05%时,降阻率可达到76.5%,表面张力降至25 mN/m,页岩防膨率超过80%,对页岩地层伤害率较低,仅为8.33%。现场应用表明,新型降阻剂可有效降低摩阻,携砂性能优异,可在页岩气和其他低渗透致密油气藏的开发中推广应用。     

一种缓交联耐高温加重压裂液的研究与应用

近年来由于完井装备和地面设备的限制,各类高压、超深或致密油气藏的压裂措施受到挑战。常规压裂液的密度较低,施工时井口压力较高,无法保证施工安全和措施效果,甚至利用目前的技术与装备根本无法进行施工作业。为了解决以上难题,研究了一种耐温达150℃,密度达1.365g/cm3的缓交联耐高温加重压裂液,该压裂液在150℃、170s-1的条件下剪切90min黏度仍然保持在120mPa·s以上,突破了常规KCl或NaCl加重压裂液最高只能加重到1.18g/cm3的技术瓶颈,且成本低廉,对环境无污染。该缓交联耐高温加重压裂液自开发出来已在新疆油田现场应用8井次,无一口井出现砂堵,施工成功率100%。     

抗高温清洁CO2 泡沫压裂液在页岩气储层的应用

为了实现裂缝型、低压、低渗、强水敏、易水锁等特殊油气藏的高效开发,采用研发的多元共聚物、黏度增效剂、调节剂等和CO2 混配,得到一种抗高温清洁CO2 泡沫压裂液（BCF 压裂液）。对压裂液体系进行了综合性能测试,结果表明:BCF 泡沫压裂液抗温能力可达140 ℃,在90 ℃下泡沫液具有优良的携砂性能,其半衰期超过5 h,泡沫液滤失系数与胍胶冻胶相当, 并且压裂液破胶彻底,破胶液残渣含量低至1 mg/L、表面张力在24 mN/m 以下。BCF 压裂液体系在延长油田YY2 页岩气井得到了成功应用,加砂成功率100 %,求产后单井无阻气量达到1.0×105 m3/d,是邻井产量的3 倍。试验表明,该压裂液具有常规CO2 泡沫压裂液不可比拟的优点,对此类特殊油气藏的高效开发和储层保护具有重大意义。     

深层超深层页岩气水平井缝口暂堵压裂的裂缝调控模拟

深层超深层页岩气井压裂时,受深部地层应力非均质性和“密簇”布缝的联合影响,多簇压裂中的水力裂缝难以同步起裂扩展,同时缝间强干扰作用加剧了裂缝非均衡延伸程度,矿场实践证实缝口暂堵压裂工艺可以有效调控多簇裂缝非均衡延伸,而构建深层超深层页岩气水平井缝口暂堵压裂裂缝调控模拟方法,可提高暂堵工艺实施效果。为此,基于岩石力学、弹性力学、流体力学和裂缝扩展理论、水平井分簇压裂中流量分配方程和暂堵球封堵方程,建立了深层超深层页岩气缝口暂堵压裂的裂缝扩展模型及调控模拟方法,并以中石化川东南丁山—东溪构造深层页岩气井为例,模拟了暂堵压裂中暂堵球数量、暂堵次数和时机对暂堵调控的影响,分析了暂堵球对裂缝扩展形态和SRV展布影响。研究结果表明：(1)缝口暂堵可以显著促进多簇裂缝均衡延伸,模拟证实暂堵球数量、暂堵次数和暂堵时机对裂缝调控具有重要作用;(2)随暂堵球数量增多,缝网体积先增大后减小,存在最优暂堵球数量;(3)当暂堵次数较多,可提高暂堵转向工艺容错率,但需要适量增多暂堵球数量;(4)当暂堵时机适当时,各簇裂缝均衡扩展,缝网体积达到最大值。结论认为,该暂堵裂缝调控模拟方法对完善暂堵压裂优化设计、提高矿场...     

醇基压裂液在深层低渗油藏压裂改造中的应用

针对深层低渗储层特点和压裂工艺要求,开发了醇基压裂液体系,并对其性能进行了评价。室内试验结果表明,醇基压裂液具有良好的耐温能力,耐温达208℃。与水基压裂液相比,相同条件下醇基压裂液耐剪切能力明显提高,能够实现延迟交联,滤失系数小。在破胶剂EB-1的作用下,醇基压裂液破胶化水彻底,破胶液具有更低的表面张力和界面张力,返排效果好,对岩心伤害率仅为19．4％。10余井次的现场应用表明,醇基压裂液能够满足深井低渗储层压裂施工要求。     

支撑剂在清洁压裂液中的沉降规律

清洁压裂液中支撑剂的运移和铺置对压裂效果有重要影响,目前对这方面基于理论研究和矿场试验的较多,而室内实验研究较少。利用透明平行板裂缝充填模拟装置,对4个影响支撑剂沉降规律的因素进行了研究。结果表明:黏度越大,沉降速度越小;压裂液携砂性能随排量的增加、支撑剂密度的减小呈线性规律增长;砂液比对沉降速度影响较小;其中3个主因素对压裂液携砂能力的影响程度从大到小依次为清洁压裂液黏度、支撑剂密度和砂液比。认清支撑剂沉降规律可进一步提高压裂井施工参数的合理性。     

深层—超深层天然气勘探研究进展与展望

从全球油气勘探发展趋势来看,深层—超深层天然气勘探已经成为化石能源勘探未来的主战场。不仅常规碳酸盐岩和碎屑岩领域,非常规的页岩气和煤层气等领域也进入深层—超深层勘探阶段。前期,我国在深层天然气勘探中形成了一批具有开创性的理论和技术,指导了很多具有战略意义的商业发现,提升了我国能源的保障能力。但同时在面向更深层的勘探目标时,还面临着新的地质、工程等方面的挑战,还有很多世界级难题需要攻关。本文系统回顾了近年来,我国在深层—超深层碳酸盐岩、碎屑岩、页岩气、煤层气等领域勘探中取得的成就,重点总结了深层—超深层不同领域天然气成藏条件与主控因素的研究进展,从资源评价、储层发育与保持机理、油气成藏与富集规律、地球物理和工程技术等方面,提出了深层—超深层天然气勘探面临的主要问题与发展建议,以期能为加快我国深层—超深层天然气勘探提供参考。