抗高温加重压裂液的研究与应用

在塔河油田压裂施工服务中,所遇到的储层埋藏深、压力高、温度高,假如用常规压裂液体系会导致地面施工压力接近或超过压裂机组及地面高压管汇、井口等的额定工作压力。为此研究开发了加重压裂液体系,通过增加井筒液柱压力的方法来降低压裂过程中的地面施工压力。研究发现,加重剂加入使交联时间延长,降低了体系n值同时增大了K值,而且使压裂液破胶困难。加重压裂液在现场应用16井次,最大井深6 830 m,最高井温168.3℃,实践证明该压裂液具有耐高温耐剪切、低摩阻的特点。     

直接悬挂油管的YL65—105高压压裂井口装置

常规生产井口承压能力低,不能满足压裂酸化的要求,为此,开发了一种直接悬挂油管的高压压裂井口。该井口的特点在于压裂管柱通过油管短节直接悬挂于压裂井口的大小头,压裂管汇出口与管汇短节相连,入井的高压压裂液经管汇短节、平板阀、小四通、大小头、压装管柱导入地层。YL65—105高压压裂井口目前在辽河油田累计施工百余井次,最高施工压力90MPa,使用表明这种井口装置安装操作方便,密封可靠,深受施工单位好评。     

高温高密度压裂液在大古2井的应用

大古2井目的层井深为6433～6441m,地层温度为174.5℃,破裂压力梯度超过0.0259 MPa/m.受完井及地面设备的耐压限制,常规压裂液由于密度低、耐温性差,无法满足施工作业的要求.为此,通过室内实验,优选出了密度达1.46g/cm3、抗温可达180℃的低摩阻、易返排的高温加重压裂液,该压裂液用NaBr作加重剂,选择水不溶物含量较低、抗温抗盐性能较好的GRJ-4作稠化剂,选用有机硼与过渡金属交联剂的复合物作交联剂,该压裂在180℃高温剪切120min后黏度仍保持在150mPa·s以上,具有良好耐温耐剪切性能.用该压裂液成功买施了加砂压裂作业,井口施工压力高达125.3 MPa,为超高温高压储层压裂改造提供了宝贵经验.     

140MPa压裂管汇车的研制

为适应我国大型油气藏开发需要和油田道路的特点,研制了140MPa压裂管汇车,将替代同类设备的进口,打破国外压裂设备制造厂家的市场垄断;140MPa高压管汇系列产品的国产化可降低我国油田的开发成本,更好地满足油田的压裂施工需要。     

玉探1井致密油藏超深井压裂工艺

玉探1井是吐哈盆地的一口预探直井,压裂目的层埋深6 056~6 063 m,温度150 ℃,孔隙度为8.42%,渗透率0.495×10?3 μm2,压力系数1.26,最小主应力118~124 MPa,属典型超深、超高温、超高压、致密储层。玉探1井的开发成功将实现台北凹陷勘探的重大突破。该井是吐哈油田目前最深的一口井,压裂增产改造面临施工压力异常高、对压裂液性能要求高、管柱风险大等一系列难题。该井首次压裂前进行小型压裂测试,通过压降测试数据和阶梯降排量分析求取摩阻、渗透率及裂缝延伸压力。首次压裂时,采用150 ℃超高温有机硼延迟交联压裂液、控排量、套管双平衡压力保护、段塞式加砂的方式进行压裂改造,但由于施工时井口压力太高,未完成设计加砂量。重复压裂时,在首次压裂技术的基础上添加了人工遮挡层技术,并采用密度为1.12 g/cm3超高温延迟加重压裂液,使井口压力降低7~9 MPa,顺利完成设计加砂量。玉探1井压裂试验成功,标志着油田压裂技术迈上了“超深、超高温、超高压”三超井压裂的新阶段。     

一种自生热耐高温高密度压裂液体系研究

深水、超深井储层埋藏深度大,地层破裂压力高,压开地层难度大,对压裂设备和管柱的承压要求很高,造成深水油气田压裂作业施工压力高、风险大,同时海上平台或作业支持船空间有限,难以装备大型压裂设备进行压裂施工。为了尽量减小施工规模,降低井口注入压力,研究了一种自生热耐高温高密度压裂液体系,并对该压裂液体系进行室内性能评价与现场摩阻测试。实验结果表明,该压裂液体系密度达到1.5 g/cm3,降阻率达到59.6%以上,能够耐温140 ℃。自生热体系的引入缩短了压裂液破胶时间,产生的气体能促进压裂液破胶后返排。     

四川盆地元坝深层致密砂岩气藏超高压压裂测试工艺技术探索

四川盆地元坝区块上三叠统须家河砂岩气藏具有埋藏深,温度高,异常高压,岩性致密,非均质严重,破裂压力及延伸压力高等特点。通过探索,采用140 MPa采气井口和140 MPa超高压压裂设备,优选了4口井5层次进行了超高压压裂测试施工,施工最高压力达到118.5 MPa,最高排量5.5 m3/min,施工成功率100%,对同类深层致密气藏勘探开发超高压压裂测试具有借鉴意义。     

元坝气田低渗透致密砂岩气藏压裂优化技术

四川盆地元坝气田上三叠统须家河组、下侏罗统自流井组砂岩气藏具有埋藏深、低孔低渗、温度高、异常高压、岩性致密、非均质强、破裂压力及延伸压力高等特点,为了解决该类储层水力压裂破裂压力高、施工难度大的难题,对现有的气藏压裂技术进行了以下优化：①研制新的低伤害压裂液体系,其降阻率为72%~79%,对岩心基质伤害率小于17%;②采用集成创新技术,如低应力小相位集中射孔技术、最优前置液多级粒径降低压裂液滤失技术、低砂比造长缝技术、超高压压裂技术、高效返排技术等;③配套140 MPa采气井口,140 MPa超高压设备和地面管汇、高压压裂管串、高压井下工具,将施工限压提高至120 MPa,确保成功压开致密储层。该优化技术在元坝气田现场试验4口井5层次,取得了良好的应用效果：施工最高压力达到118.5 MPa,最大排量5.5 m³/min,平均砂比15%~20%,最大加砂量40 m³,施工成功率达100%;降低了延伸破裂压力,增大了施工排量,增加了人工裂缝长度和宽度,易于加砂,提高了储层渗透率。     

深水救援井连通压裂液性能研究

救援井与事故井不能成功交会时,采用压裂的方法使两口井连通时所用到的压裂液即为连通压裂液。深水压裂作业的一个主要的问题是在不超过地面设备压力极限的条件下提供足够的井底造缝压力。要解决该问题,可以采用对压裂液进行加重的方法。研究针对深水救援井连通压裂的施工需要,室内优选设计了一种适合深水救援井连通压裂的压裂液基本配方:淡水+0.4%VIS+0.4%SWQ+3%KCl+0.05%PAM+98%NaBr(配方百分数为质量分数),并对压裂液的加重性能、耐温性能、低温流变稳定性、耐剪切性能以及降阻性能进行了评价。研究表明,该压裂液体系可加重至1.5g/cm3,耐温可达140℃,并具有较好的耐剪切性能、降阻性能,能够满足深水救援井连通压裂的需要。     

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%。     

高温深井复杂岩性气藏压裂技术

冀东油田五号构造沙河街组属于复杂岩性气藏,岩性主要以玄武岩、火山碎屑岩为主,埋深4781.6~5200 m,储层温度170~180℃,物性差（0.04~0.4 mD）,前期采用φ139.7 mm套管压裂,排量2 m3/min时,压力70 MPa,停泵压力61 MPa,导致施工失败。通过对该气田火山岩岩心全岩、X射线衍射分析、酸溶、地应力及天然裂缝识别实验,认为天然裂缝发育且裂缝充填物多为酸溶矿物,提出了前置酸压+压裂改造工艺。从耐170℃高温有机硼低残渣瓜胶压裂液、稠化酸、优化射孔方式,提高地面设备承压、自降解降滤失剂封堵天然裂缝等综合处理措施出发,实现了适合南堡五号构造裂缝性火山岩深井压裂的顺利实施,并对前期失败井再施工,排量为5 m3/min时,最高压力为74 MPa,共加砂60 m3,顺利完成了施工。该技术在该区块现场实施3口井,单井最高加砂量125 m3,最高套压85 MPa,NP5-A井压后φ6.35 mm油嘴放喷,日产气量为10.7×104 m3。      

抗高温高密度低伤害压裂液体系

深井高温高压地层进行压裂作业时对压裂液提出了更高的要求,为此,通过抗高温稠化剂、抗高温剪切交联剂的合成以及其他主要处理剂的优选,研制出了一种新型抗高温高密度低伤害压裂液体系。室内对压裂液体系进行了性能评价。结果表明:该压裂液体系具有良好的耐高温剪切性能,在180℃,170 s~(-1)条件下剪切140 min后黏度仍可维持在140m Pa·s左右;该体系在加入0.02%破胶剂后,黏度降低至1.3 m Pa·s,说明破胶彻底,有利于压裂后的返排;压裂液体系对储层岩心的伤害率低,具有低伤害特性。现场应用结果显示,压裂后油井产量提高明显,进一步证明了该压裂液体系能够满足深井地层压裂的要求。     

高压深井压裂液加重技术研究进展

随着世界石油工业形势的日趋严峻，各类高压、超深或致密油气藏亟待改造，由于完井装备和地面设备的限制，这些储层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，提出了加重液体的思路，即通过采用盐类加重压裂液的方式使液柱压力增加，从而降低井口施工压力。目前国内外油田已开发了4种性能良好的高密度压裂液体系，密度可调且耐温范围广，降压幅度普遍在20％以上，甚至可以达到39％，现场应用取得了成功．     

郑X井重复压裂非产水煤层绒囊流体暂堵转向试验

郑庄煤层气田郑X井欲实施绒囊暂堵流体重复压裂转向,既形成新裂缝又不影响原缝生产,增加供气体积以达到满意产量。室内先用绒囊流体暂堵直径38 mm煤岩柱塞的中间人工剖缝,后用活性水测试绒囊流体暂堵剖缝承压能力达20 MPa,超过地层18 MPa的破裂压力,满足转向要求;绒囊暂堵流体伤害郑庄煤岩柱塞渗透率恢复值85%,满足原缝继续生产要求;现场利用混砂车和水罐建立循环,通过剪切漏斗配制密度为0.94～0.98 g/cm3、表观黏度为30～34 mPa·s的绒囊暂堵流体。先用活性水顶替检测原缝是否存在后,用排量为3.0～3.5 m3/h注入绒囊暂堵流体60 m3,停泵30 min油压稳定在12 MPa,表明绒囊封堵原缝成功。用活性水压裂液压裂,油管压力上升至18 MPa时出现破裂。微地震监测新缝方位为N13°W,相对于原缝N42°E转向55°。压后间抽2 h产气200 m3,是压裂前产量的2倍以上。采用微地震监测和对比压裂前后产量证明,绒囊可迫使压裂液转向压开新缝,且不伤害原裂缝,适用于煤层气老井重复压裂恢复生产。      

高温防水锁低伤害压裂液技术

川西须家河组气藏具有埋藏深、温度高、储层具有中等水敏和强的水锁特征,且发育一定的天然裂缝,从储层特性和压裂工艺分析了对压裂液的性能要求,对研制出的XC须二储层120～140℃的压裂液体系进行了性能评价,该体系在120℃下,剪切210 min黏度为62.8 mPa·s,防膨率为81.25%,岩心伤害率为15%,滤失系数为8.4×10-4m/min-1/2,与常规压裂液体系相比,水锁伤害后渗透率恢复率提高了20%,性能达到国外压裂液水平。在X10井须二段应用,顺利完成83.2m3支撑剂的大型加砂压裂,压后开井排液10 h返排率为61%,31h返排率为81.3%,返排速度远高于同类井采用国外公司液体的情况（63 h的返排率为76%）,压后测试天然气产量2.140 2×104m3/d,水产量31.2m3/d（油压11.8 MPa,套压13 MPa）,增产明显。     

彭水区块水平井清水连续加砂压裂技术

为了提高常温低压页岩气藏的开采效益,开展了彭水区块水平井清水连续加砂压裂技术应用研究。根据前期邻井同层的压裂数据,进行了彭页4HF井的压力预测和拟合,论证了清水加砂压裂的可行性。计算表明,彭水地区清水加砂时地面施工压力随射孔段深度增加而升高,射孔段深度不超过4 340 m时,施工压力不会超过限压91.0 MPa。彭页4HF井压裂施工过程中,根据压力变化情况实时调整优化压裂方案,逐步降低降阻剂浓度,直至完全停用降阻剂。彭页4HF井后4段全程清水连续加砂压裂,射孔段最深为2 434.0 m,施工压力最高69.2 MPa,压裂加砂符合率105.9%,单井压裂液费用降低约400万元。研究结果表明,清水连续加砂压裂地面施工压力与射孔段深度呈正相关关系,清水连续加砂压裂技术可大幅降低压裂成本。      

低成本加重瓜胶压裂液的性能与应用

为了降低高密度加重压裂液成本,室内试验筛选了一种无机盐加重剂,使得压裂液的密度达到1.32 g/cm3,比氯化钾加重压裂液最大加重密度（1.15 g/cm3）大幅提高,与溴化钠加重压裂液相比,相同密度压裂液可节约加重剂成本3000元/m3左右。介绍了无机盐加重瓜胶压裂液的性能,现场实施5井8层,施工成功率100%,有效率100%,压裂试油产量均增加2倍以上,其中2口井天然气产量突破百万方,改造效果显著,可满足塔里木油田库车前陆冲断储层压裂地质特征和压裂工艺的要求,为该区块通过压裂改造大幅提高单井产能实现效益开发提供了有力的技术支撑。