低压低渗气藏低伤害压裂液研究与应用

对于低压低渗气藏,能否减少外来液体侵入储层、加快压裂液返排、提高返排率,将直接影响压后的单井产量.针对鄂北塔巴庙地区上古生界气藏特征,对N2增能水基压裂液进行了大量的室内研究,以尽可能降低由于压裂液侵入储气层而造成的伤害.现场实施表明,优质低伤害N2增能压裂液体系具有起泡、稳泡能力强,流变性能、携砂能力好,低滤失,破胶快,低伤害等特点;该压裂液体系能较好地满足压裂工艺要求及储层的物性条件,提高了压后压裂液返排率,取得显著单井增产效果,从压裂液的返排看,各井均提高了自喷量,缩短了排液周期,且返排的压裂液破胶液粘度小于3 mPa·s,压裂液平均返排率由原来的60%提高到83%以上,达到了少进液、快返排、低伤害的设计要求.     

低伤害改性植物胶压裂液体系

在苏里格气田低伤害压裂液的应用越来越受到重视.研制出一种低伤害压裂液体系,该体系以改性植物胶为稠化剂,其是植物胶经过特殊的分子改性并引入了疏水基团,属于阴离子型瓜尔胶,相对分子量小(10万～20万),分散性好,水不溶物含量小于3％,增黏速度快,其适宜加量为0.2％～0.3％,破胶液残渣含量为羟丙基瓜胶的1/3～1/4;采用新型交联剂,并且为双交联体系,交联后形成牢固的十二面体结构.性能评价结果表明,该压裂液体系的携砂性能和耐温耐剪切性能好.在苏76-X井进行了施工试验,压裂后试气分类该井为一类井,地质分类该井为二类井,压裂效果显著.     

高温低伤害压裂液性能优化应用

中原油田应用的压裂液存在着残渣含量高、表面活性差、地层损害程度严重等问题.针对深井高温地层压裂改造的要求,采取了降低成胶剂残渣含量、提高液体表面活性、稳定地层粘土矿物、改善交联体系以及实行分段破胶等技术措施,使压裂液具有良好的高温稳定性与地层保护能力.新的压裂液体系主要由低残渣羟丙基胍胶、HY-605和HF-605高活性复合表面活性剂体系、新型油溶性树脂、复合型粘土稳定剂和高温延迟交联剂OB-99组成.高温低伤害压裂液体系在现场3井次应用表明,该压裂液保证了高砂比、大排量和复杂工艺条件下的压裂施工顺利进行,取得了显著的增产效果,压后初期日增油量为51.3 t,累计增油量为4900t;日增天然气量为8300m3,累计增气量为124.5×104m3.     

低伤害压裂液在苏里格气田的应用

苏77区块位于苏里格气田东部,属于典型的低孔、低渗、低压气藏,常规压裂液存在残渣含量高、不易返排、对储层伤害大等不利因素.研制了一种新型低伤害羧甲基瓜胶压裂液,该压裂液稠化剂用量小,比常规瓜胶压裂液的用量减少1/3～1/2;该羧甲基瓜胶水不溶物含量低,比常规瓜胶平均降低90％;压裂液残渣含量低,在105℃下残渣含量小于150 mg/L,仅为常规瓜胶压裂液的30％左右;压裂液弹性优于黏性,携砂性能好,破胶彻底.该压裂液在苏77-17-9H井进行了试验应用,压裂效果显著,其适用于类似苏里格气田的低渗气藏.     

APCF低伤害压裂液技术

针对常规压裂液残渣含量高、不易返排、对储层伤害大等特点,研制出了APCF低伤害压裂液。该压裂液的稠化剂APCF-1是一种多元可逆交联的结构型聚合物,分子链间通过多元弱键适当结合,形成布满整个溶液体系的多级可逆三维立体网状结构。优选出了适合苏里格气田的压裂液配方:0.4%APCF-1+1%KCl+0.2%APCF-B,耐温达100℃。性能评价结果表明,该压裂液具有黏弹性,且表现出以弹性为主,携砂能力强,并具有施工摩阻低、破胶后无残渣、易返排、对储层伤害低、配制简单、使用添加剂种类少等特点。该压裂液在苏里格气田应用33口井,均获成功,压裂效果显著,证明该压裂液适用于苏里格气田低渗气藏的增产作业。     

纤维基压裂液

介绍了一种利用合成纤维,通过其对支撑剂的携带、分布和运输作用来提高携砂能力的压裂液,它不需要通过增加压裂液的黏度来提高携砂能力,并且还能降低压裂液中聚合物的浓度,进而减轻压裂液对地层的伤害;同时可以形成更好的裂缝铺置剖面,使裂缝高度得到相应的控制、获得更加有效的裂缝支撑长度。经几个油田的应用结果表明,纤维基压裂液能减轻地层伤害、控制缝高、降低施工摩阻,可以降低储层伤害,提高裂缝导流能力,能够有效提高油井产量,具有广泛的适用性。     

高效低伤害PZ-10压裂液的室内研究

PZ-10压裂液适用于60—150℃的地层温度,其主剂增稠剂是一种人工合成聚合物。介绍了该压裂液的组成及性能,并对压裂液进行了综合性能试验,同时就地层损害及成本问题与GRJ植物胶压裂液比较进行了深入分析。结果发现,PZ-10压裂液热稳定性好、压裂效率高、易造缝、破胶彻底,对地层损害小,成本较GRJ压裂液低。     

表面活性剂在水基压裂液中的应用

针对水基压裂液的特点与使用要求,分析了表面活性剂在水基压裂液中的作用机理,研究了1227杀菌剂、HY-605助排剂、SP169破乳剂、阴离子与非离子复合粘土稳定剂、消泡剂与起泡剂的应用效果以及与压裂液的配伍性。通过表面活性剂的作用,可有效地提高瓜胶水溶液的放置稳定性、压裂液的防乳、破乳、液体返排、稳定地层粘土、起泡与消泡能力以及保护地层、降低污染的效果。应用加有复合表面活性剂体系的有机硼交联压裂液于2001年在现场进行了3井次压裂施工,取得了液体返排率为85.9％,累计增油1670 t和天然气535.6×104 m3的良好效果。     

高温低伤害的有机硼锆CZB-03交联羟丙基瓜尔胶压裂液研究

实验研究了有机硼锆交联剂CZB 0 3(有机锆交联剂OZ 1用一种复合吸附抑制剂处理后与等质量的有机硼交联剂OB 2 0 0的复配物 )与HPG的交联性能、冻胶耐温性和伤害性 ,实验体系为加有 0 .3%复合添加剂CA 0 3的0 .6 %HPG/CZB 0 3压裂液。该体系的最佳pH值为 9～ 11,适宜交联比为 10 0∶0 .3～ 0 .4 ,在温度≤ 4 0℃时延缓交联时间为 2～ 4min。该体系的耐温性高于 16 0℃ ,在 16 0℃、170s-1剪切 12 0min ,粘度保持 10 0mPa·s以上。该体系的滤失控制性能较好 ,加入 1%降滤失剂ZJ 1可使 16 0℃、3.5MPa滤失系数C3 (m/min0 .5)由 9.19× 10 -4降到6 .98× 10 -4。加入 0 .0 4 %专用破胶剂EB 0 3,在 16 0℃放置 2h后破胶液粘度为 5 .2mPa·s。CZB 0 3压裂液对支撑裂缝导流能力的伤害远小于OZ 1压裂液 ,略高于OB 2 0 0压裂液 ,在室温和 4 0～ 70MPa下 ,CZB 0 3,OZ 1,OB 2 0 0交联HPG压裂液的伤害率分别在 13.8%～ 16 .1% ,4 9.8%～ 5 1.2 % ,9.1%～ 11.7% ,平均值分别为 14 .7% ,5 0 .4 % ,10 .6 %。图 3表 3参 2。     

GW-CF低残渣压裂液体系

GW-CF低残渣压裂液体系,是针对油气田酸化压裂作业中低渗透率地层而自主研发的一种低残渣、低浓度、高返排的压裂液体系。该体系包括低残渣增稠剂和5个配套助剂,通过低残渣瓜尔胶增稠剂分子结构设计和高效、易控合成工艺及低浓度瓜尔胶有效交联等独创技术实现,具有使用浓度低、携砂能力强、滤失量小、摩阻低、返排率高、增产效果好等优点,满足了低渗透油气藏的经济、高效开采的需要,具有广阔的应用前景。     

镇北长8酸性羧甲基胍胶压裂液的研究及应用

针对镇北长8储层特征,研制开发出了一种新型酸性羧甲基胍胶压裂液体系,确定了该压裂液的配方。室内实验表明,该压裂液在酸性条件下交联,流变性能好,能完全破胶,破胶液粘度为3.44mPa.s,破胶残渣只有144mg/L,对储层伤害低。目前已成功压裂镇北长8地区6口井,增产效果明显,说明该压裂液适合用于碱敏储层改造。     

可回收再利用的低分子胍胶压裂液技术研究

为解决压裂作业水资源缺乏和返排液难处理的问题,利用pH值控制硼酸盐离解平衡移动原理来改变胍胶压裂液的交联状态,使其在酸性条件下非降解性破胶,胍胶分子结构不被破坏,可实现重复交联。采用生物降解技术,对胍胶进行降解,通过控制降解条件来控制胍胶的降解程度,从而控制胍胶的相对分子质量,制备出了相对分子质量为30×104~50×104、在硼酸盐条件下可交联的低分子胍胶,其水溶液黏度较低,水不溶物质量分数≤4%。并以某固体酸为囊芯、在水中可逐渐溶解的某高聚物为囊衣,采用空气悬浮成膜法制备出了一种胶囊破胶剂,在地面条件下显中性,保证胍胶压裂液顺利交联,而在地层温度和压力条件下逐渐释放出固体酸物质对压裂液非降解性破胶。以低分子胍胶为稠化剂,包裹固体酸的胶囊为破胶剂,开发出了可回收再利用的低分子胍胶压裂液,在四川须家河组储层改造中得到了广泛应用,对返排出的压裂液进行了回收再利用,节能减排效果显著。     

低残渣硼交联液体瓜胶压裂液LGC性能研究与应用

在水基压裂过程中,需要先将瓜胶干粉配制成原胶液,在配制原胶液时,不仅需要干粉与水混合的特殊设备,溶胀时间长,而且易产生大小不同的"鱼眼"和局部结块.为了解决该问题,西安石油大学和吐哈油田在1993年合作研究开发了低残渣硼交联液体瓜胶压裂液技术.液体增稠剂LGC为浅黄色液体,固相含量为60%,易溶于水,不溶于油,1.0%水溶胶表观粘度大干120 mpa·s.对低残渣硼交联液体瓜胶压裂液LGC的性能进行了研究,结果表明:LGC较瓜胶干粉具有易分散水化、增粘速度快、水不溶物少、抗温抗剪切性好、破胶快、残渣少及与地层液体相容性好等特点.该压裂液于1996年首次在新疆油田成功地进行了现场试验,2002～2003年在陕北油田现场施工20井次,获得了较好应用效果.     

热压裂液技术研究及应用

辽河油田的高凝油产量占油田总量的60％以上。由于高凝油的凝固点、含蜡量、胶质沥青质含量高，在油层改造过程中压裂液对储层产生的冷伤害，使蜡，胶质沥青质不断从原油中析出，沉积在油流孔道中，造成出油孔道被堵塞，严重影响压裂增产效果，研制应用了热压裂液工艺技术，使压裂液入井温度高于原油析蜡温度，降低了压裂液对地层产生的冷伤害，通过试验优选出了热压降低了压了压裂液对地层产生的冷伤害，通过试验优选出了热压裂液配方。基液：（1．4％－1．8％），浓缩液体瓜胶＋0．2％FR－CL／LH－Ⅰ破乳助排剂＋0．05％FR－BA／LH－Ⅰ杀菌剂＋0．05％CO－DFO／LH-Ⅱ消泡剂＋（0．02％－0．03％）NaOH；交联液；（10％－15％）高温延迟交联剂＋（1％－2％）胶囊破胶剂；交剂比为100：（2－3）。经在稠油区块16口井应用表明，热压裂液工艺技术对高凝油油物压裂效果较好，平均单井增原油12．75t/d，聚得了很的经济效益。     

新型压裂液体系性能评价

针对瓜胶压裂液成本大幅增加的问题,开展了替代瓜胶的新型压裂液体系研究。通过对改性黄原胶及高分子聚合物压裂液体系的综合性能评价,初步形成了一套改性黄原胶滑溜水和一套聚合物压裂液室内配方。目前,改性黄原胶压裂液还存在耐高温耐剪切性能差、破胶液残渣含量高的问题,聚合物压裂液存在稠化剂加量高、延迟交联性能与耐高温性能难以达到平衡的问题。新型压裂液体系进一步改进后可现场选井进行试验。     

PF-PRD 钻开液在文昌13-1油田的现场应用

在分析苏里格气田上古储层地质条件的基础上,依据"羟丙基胍胶的临界重叠浓度就是交联的最低浓度"理论和有机硼交联机理,通过对交联络合剂和合成条件的优选,研发出新型的高效交联剂,采用该交联剂体系,羟丙基胍胶稠化剂质量分数较常规气井降低40%时,仍保持了良好的耐温和流变性能。该压裂液体系残渣残胶含量大大降低,降低了对储层的伤害程度。截至到2011年底,该压裂液已成功应用于苏里格气田42口直井、3口水平井,取得了较好的改造效果。     

速溶胍胶压裂液的研制及再生可行性研究

针对压裂施工时压裂液配制效率低,施工后返排液多、处理费用高且近期胍胶原料价格大涨等问题,研制了一种速溶胍胶压裂液。通过溶解速率测定、破胶及重复交联性能评价等一系列实验．将该胍胶与常规胍胶性能进行对比．并研究了该速溶胍胶的再生利用可行性。实验结果表明,速溶胍胶溶解快、分散性好、破胶彻底,以此作为增稠剂组成的压裂液体系耐剪切性能良好,具有一定的可再生性,经济环保,具有广阔的应用前景。     

无残渣压裂液的研制与应用

聚合物压裂液残留物对压裂裂缝支撑带和地层渗透率造成难以恢复的伤害,严重影响了压裂改造效果。研制开发出了无残渣压裂液,该体系无聚合物,是一种粘弹性表面活性剂压裂液,由羧酸衍生物(NRF01a)组成。在盐水中,表面活性剂形成可变形的棒状或球状胶束,使溶液具有粘弹性,该液体遇水或碳氢化合物自动破胶,无残留物。通过评价该压裂液的流变性、破胶性能、伤害率和防膨性能得知,无残渣压裂液对裂缝支撑带的伤害率为6.9%,对储层基质的伤害率平均为19.4%;适用于110℃以下油气藏的压裂改造。现场试验表明,无残渣压裂液压裂后8d开始返排,返排率高达94.1%,返排液粘度为1.5mPa·s,表面张力为26.5mN/m,说明采用无残渣压裂液压裂,能更有效地启动油藏,并取得显著的增产效果。无残渣压裂液不污染环境,现场配制工艺简便。     

压裂液对储层的损害及其抑制方法

压裂液在压裂过程中起传递压力和携带支撑剂的作用,但也会给储层带来损害,严重时造成油气井减产。研究了压裂液对裂缝损害因素及其抑制方法。压裂使用的破胶剂与聚合物的反应是随机的,不能使聚合物彻底降解,只能形成结构复杂、大小不等的仍有堵塞作用的聚合物碎片,而且反应动力学规律决定了裂缝闭合前聚合物总会有不同程度的降解,影响压裂液的粘弹性和携砂能力。防止方法:使用过氧化物、普通酶、特效酶破胶剂(胶囊化延迟破胶)和低浓度(聚合物浓度≤0.3％)压裂液,可使聚合物彻底降解。滤液损害是通过液相水锁降低基岩中油气的相对渗透率。防止方法:使用表面活性剂降低表面(或界面)张力;用阳离子表面活性剂增加接触角(接近90°);防止裂缝壁及其附近被堵塞,降低末端毛管阻力抑制水锁。根据模拟计算结果,防止基岩堵塞产生的末端毛管效应,对抑制永久性水锁具有重要的作用。