基于含硅类增稠剂的新型超临界CO2压裂液的流变特性及岩心伤害评价

针对超临界CO2压裂液黏度低、携砂能力差的应用现状合成了含硅类增稠剂,并研究了超临界CO2压裂液的流变特性及岩心伤害情况,旨在为增稠剂的优选以及现场压裂施工提供参考依据。通过溶液聚合法室内合成了聚甲基倍半硅氧烷PMSQ和聚甲基倍半硅氧烷-醋酸乙烯酯PMSQ-VAc二元共聚物增稠剂,采用红外光谱测试验证了增稠剂样品的主要官能团,运用高压长管管流实验法测试了超临界CO2压裂液的增黏效果及其流变特性,最后评价了超临界CO2压裂液在人造裂缝天然长岩心中的滤失性、岩心伤害率。研究结果表明,随着温度、压力的升高,2种增稠剂的增黏效果均先增大后减小;随着增稠剂注入量的增大,2种CO2压裂液的黏度先增大后减小;在超临界CO2流体中,PMSQ-VAc的增黏效果相对较好,可使其黏度最大达到3.892 mPa·s;在渗透率为0.551 mD的岩心中,PMSQ-VAc与超临界CO2流体混合后压裂液的滤失系数为1.435×10-2 m/min1/2,滤失速度为0.010 m/min,岩心的伤害率为16.33%~25.36%,滤失系数和滤失速度较小,伤害程度属弱。     

新型CO2压裂用增稠剂的增稠性能及机理

为了改善CO₂压裂液的黏度,需要加入适合该体系的增稠剂,笔者以八甲基环四硅氧烷与四甲基四乙烯基环四硅氧烷为原料,六甲基二硅氧烷为封端剂,五甲基二硅氧烷为支链添加剂,四甲基氢氧化铵与氯铂酸为催化剂合成了一种支链聚硅氧烷CO₂增稠剂,并对该增稠剂的结构进行红外光谱（FT-IR）分析。此外,对加入支链聚硅氧烷增稠剂的CO₂压裂液的性能进行了研究。结果表明,在20℃、7%的加量下,加入相同分子量的聚二甲基硅氧烷CO₂压裂液的黏度为1.66mPa×s,而加入硅氧烷增稠剂CO₂压裂液的黏度为6.67 mPa×s,硅氧烷增稠剂增稠效果明显;CO₂压裂液的黏度随着增稠剂浓度的增加而显著改善,增稠剂的浓度在1%~3%时,随压力从8 MPa升高到14 MPa,含支链聚硅氧烷增稠剂的CO₂压裂液黏度升高明显。然而,压裂液的黏度随温度的增大明显降低。新型支链聚硅氧烷增稠剂比聚二甲基硅氧烷的增稠效果明显优异,与国外产品的增黏效果相差较小。同时提出了聚硅氧烷对CO₂压裂液的增稠机理。      

页岩储层超临界CO2压裂液滤失规律实验研究

压裂施工过程中,压裂液的滤失量是影响压裂裂缝几何形态和压裂效果的主要因素,但目前中国还没有对页岩储层超临界CO₂压裂液滤失规律实验方面的报道。因此,结合中国典型页岩气储层特征,研究了非线性滤失条件下,不同初始相态的CO₂压裂液在地层岩心中的滤失规律,在此基础上分析了CO₂压裂液滤失规律的主要影响因素,以及不同实验条件下CO₂压裂液的滤失机理。实验结果表明,CO₂压裂液的滤失规律受注入压力、压差、裂缝开启度及压裂液黏度等因素的影响,随着注入压力、压差、裂缝开启度的增大,CO₂压裂液滤失速率增大;不同滤失实验条件下,影响CO₂压裂液滤失规律的主导因素不同,当CO₂压裂液处于超临界状态(7.38 MPa,31.1℃)时,由于黏度较大,超临界CO₂压裂液的滤失系数相对较小。      

硅氧烷类增稠剂对二氧化碳压裂液的性能影响

针对液态纯CO₂的低黏度及低黏度下压裂效果差的现状,基于开环聚合反应和硅氢加成反应制备可显著增稠液态CO₂的硅氧烷聚合物。测量不同温度和压力下含增稠剂的CO₂压裂液的黏度;分析硅氧烷做增稠剂的增稠机理;并基于扩展有限元(XFEM)对含增稠剂的CO₂压裂液进行压裂模拟。结果表明,当增稠剂浓度为5 wt%时,含增稠剂的CO₂压裂液黏度可达1.65 mPa·s(20℃)。压裂液黏度随温度的升高而降低,随压力和增稠剂含量升高而升高。基于XFEM的液态CO₂增稠效果压裂模拟分析显示,增稠后的CO₂压裂液可使裂缝半缝长增至38 m,相较于纯CO₂压裂液具有更好的压裂效果。增稠测试和压裂效果模拟为CO₂干法压裂用增稠剂的设计提供参考。     

改性硅酮CO2增稠剂对流体流变性和驱油效率的影响

在压裂过程中,液态CO₂压裂液的压裂性能发生了很大的变化。为了改善CO₂压裂效果,提高CO₂对页岩中原油的置换效率,提出合成硅酮CO₂增稠剂的新思路：通过开环聚合和硅氢化反应,将亲CO₂短链引入聚合物主链分子间,形成空间网状结构。研究了CO₂增稠剂对流体黏度、流变特性和驱油效率的影响。结果表明,增稠剂加量和相对分子质量均能显著改善CO₂流体的流变性,其稠度系数随增稠剂加量的增加而增大,而流变性指数呈下降趋势。当体系压力超过12 MPa后,三维网状结构的稳定性加强,表观黏度增加。相比超临界CO₂驱,增稠CO₂流体能提高0.01μm以上孔隙中原油的动用效率,提高驱油效率12.23百分点。研究结果为改进CO₂压裂工艺和CO₂增稠剂的分子设计提供了技术参考。     

超临界CO2压裂缝内支撑剂运移规律

为了优化超临界CO₂压裂工艺技术和施工参数,考虑超临界CO₂压裂液中支撑剂颗粒之间相互作用,采用欧拉-拉格朗日方法中的多相质点网格方法,建立超临界CO₂压裂缝内支撑剂运移数学模型,通过室内水力压裂支撑剂运移物模实验验证模型准确性,进行超临界CO₂压裂缝内支撑剂运移规律计算和分析。研究表明:未增黏CO₂由于黏度低,携砂效果极差,优化其他参数对携砂效果影响不大;CO₂黏度增加到2.5 mPa·s即可有效提高携砂效果,采用超轻支撑剂与细尺寸颗粒组合,携砂效果与增黏到10 mPa·s效果相差不大;优化支撑剂密度比尺寸对携砂效果提高更为明显;增大排量可以提高携砂效果,但排量继续增大,其携砂效果变化较小;流体滤失对CO₂携砂效果影响变化不大。该研究为解决CO₂携砂性能差的问题提供了技术支撑,对超临界CO₂压裂设计优化及现场施工具有重要指导意义。      

100%液态CO2增稠压裂液流变性能

针对液态CO₂干法压裂增稠性能要求,研制了适用于液态CO₂物理化学性能的一种表面活性剂增稠剂。通过高压管路流变实验,在线模拟了液态CO₂增稠过程。实验结果表明,表面活性剂能够在液态CO₂形成棒状或蠕虫状胶束而增加体系粘度,增黏倍数在86~218之间,且混合体系呈现出剪切稀释特性;压力的增大或者稠化剂体积分数的增大对液态CO₂增稠压裂液黏度的影响较小,对流变参数的影响均较小,而液态混合体系的有效黏度随着温度的升高而减小,呈指数规律递减的趋势;液态混合体系的流动指数随温度的升高而增大,稠度系数随温度的升高而减小。      

超临界CO2压裂裂缝温度场模型

超临界CO₂压裂中,裂缝流体物性变化、相态规律以及裂缝的几何尺寸、导流能力等参数均与裂缝温度场密切相关。针对超临界CO₂无造壁性、滤失能力强的特点,考虑滤失过程中的节流效应,推导了滤失过程中的岩石温度场解析模型及裂缝壁面上的热流函数表达式;以此为基础,考虑裂缝内超临界CO₂压裂液的相态、物性变化,以比焓为研究对象,建立了超临界CO₂压裂裂缝温度场模型。通过实例分析,计算结果表明:随着滤失时间的增加,裂缝壁面上的热流速率逐渐减小,对应位置处的裂缝流体温度逐渐降低;滤失系数越大,裂缝壁面上的热流速率越小,裂缝内流体和周围岩石温度变化越慢。高滤失系数条件下,由于节流效应,滤失流体存在明显的"冷却"过程,会对裂缝温度场产生很大的影响。压裂过程中,裂缝内流体会存在相态的转变,由超临界态转化为液态与超临界态并存,同时近井地带存在生成水合物的风险。     

分子模拟助溶剂在硅氧烷类SC-CO2压裂液中的助溶行为研究

超临界二氧化碳压裂液体系由于黏度低，一般选用加入增稠剂的方法来克服携砂效率低的难题。硅氧烷类增稠剂具有低内聚能和良好的增黏性被广泛地选用，但是使用时需要添加助溶剂提高溶解效果。因此，选用被广泛使用的聚二甲基硅氧烷(PDMS)作为研究对象，利用分子模拟研究了甲醇、甲苯和环己烷等助溶剂的加入对聚二甲基硅氧烷在SCCO₂体系中溶解行为的影响。基于溶剂-溶剂和溶剂-溶质的结合能、径向分布函数和内聚能密度等参数，对比分析了极性助溶剂和非极性助溶剂对聚二甲基硅氧烷在超临界二氧化碳压裂液体系中的助溶效果。分子模拟结果表明，在相同助溶剂含量下，甲醇与溶剂体系溶解度参数差值小于0.5，助溶效果优于甲苯和环己烷。结论分析认为，使用助溶剂提高PDMS在SC-CO₂中溶解度的实质是CO₂与PDMS聚合物分子间作用力、CO₂与助溶剂分子间作用力以及PDMS聚合物与助溶剂分子间作用力的平衡。因此，当硅氧烷类增稠剂本身为非极性材料时，推荐采用甲苯作为助溶剂。若硅氧烷类材料具有一定弱极性时，采用甲醇最为适合。     

CO2混相压裂液对低渗透储层岩心的微观作用机理

为明确CO₂混相压裂液与储层岩心的作用机理,以柳赞断块储层岩心为实例,利用岩心驱替、SEM、XRD和CT 等实验方法开展 CO₂混相压裂液体系中不返排酸、CO₂+增溶剂(或缩膨剂或降黏剂)在地层压力和地层温度下与岩心相互作用前后岩心孔隙结构、岩心矿物成分及渗透率的变化规律实验。研究表明：不返排酸和CO₂与不同水溶性添加剂混合形成碳酸溶液均具有溶蚀长石和黏土矿物的作用,且优先溶蚀长石,溶蚀后可生成高岭石和石英等矿物,其中不返排酸的溶蚀作用最强,其次是CO₂与增溶剂混合液、CO₂与降黏剂混合液;CO₂混相压裂液注入前后液测渗透率与气测渗透率呈相同的增大趋势,且液测渗透率增大幅度随气测渗透率的变化关系表现为很强的乘幂关系。该研究成果对CO₂混相压裂提高采收率技术提供一定的技术支持。     

超临界二氧化碳喷射压裂井筒流体相态控制

为了探索超临界CO2喷射压裂的井筒流体相态控制方法,建立了超临界CO2喷射压裂井筒流动模型,进行了实例计算和分析,并以异常低地温梯度的地层为例研究井筒流体的相态控制问题。结果表明:超临界CO2喷射压裂过程中,随着井深增加,井筒压力逐渐增高,井筒温度先增高后在接近压裂层位处开始降低;井筒压力很容易达到CO2流体的临界压力,井筒温度的控制是超临界CO2喷射压裂相态控制的关键;如果地温梯度过低,压裂层位井筒中的CO2流体将达不到临界温度,影响超临界CO2喷射压裂作业的正常进行,此时提高注入CO2流体的温度,可有效促进压裂层位的CO2成为超临界态。该研究可为超临界CO2喷射压裂技术的流体相态控制提供一定的借鉴。     

页岩储层超临界二氧化碳压裂裂缝形态研究

目前超临界CO₂压裂技术尚不成熟，裂缝形成与扩展机理尚不明确。为深入认识超临界CO₂压裂裂缝延伸规律及空间形态，基于位移间断边界元方法，通过引入Pen-Robinson方程来实现超临界CO₂压裂过程的模拟。结合室内物理模拟实验，初步探讨了页岩储层水力压裂与超临界CO₂压裂裂缝扩展形态的差异。研究结果表明，由于超临界CO₂的扩散性及良好的渗透能力，通过增加围岩孔隙压力，从而减少了地应力对裂缝扩展的约束，使裂缝起裂压力低于水力压裂。超临界CO₂压裂时产生的体积应变增量与压后裂缝破坏程度比水力压裂更高，使得在裂缝形态复杂程度高于水基压裂液。同时，超临界CO₂压裂裂缝断面复杂、不平整，裂缝表面粗糙度比水力压裂更大。     

超临界CO2压裂裂缝特征研究现状与展望

为加强对超临界CO2压裂裂缝特征的认识,指导超临界CO2压裂技术的发展,总结了前人对超临界CO2起裂、扩展和导流能力特征的研究.结果表明:超临界CO2压裂裂缝起裂压力比液态和清水压裂低,其主导原因是超临界CO2的低黏度和高扩散性使孔隙压力增大起裂压力降低;超临界CO2压裂裂缝扩展影响因素复杂,主要受CO2相变、岩石弱面...     

致密砂岩储层CO2压裂裂缝扩展实验研究

为提高天然裂缝和层理不发育致密储层压裂裂缝的复杂性,基于真三轴压裂模拟实验系统,开展了致密砂岩储层CO₂压裂实验研究,分析了水平应力差、压裂液类型和排量对压裂裂缝扩展规律的影响。研究表明,超临界CO₂压裂形成的水力裂缝形态最复杂,液态CO₂次之,滑溜水压裂产生的水力裂缝形态简单;采用液态CO₂压裂时,低水平应力差（≤3 MPa）有利于提高水力裂缝的复杂程度;液态CO₂压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低22.1%,超临界CO₂压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低28.2%;提高排量会加快井筒内流体增压速率,起裂压力升高。实验证明超临界CO₂压裂能够有效提高裂缝复杂性。     

二氧化碳蓄能压裂技术在吉林油田的应用

吉林油田黑帝庙油层压力不足,原油黏度高,凝固点高,常温下不易流动。针对这一问题开展了CO2蓄能压裂的研究与应用,并在黑+79-31-45井现场应用成功。该技术采用纯液态CO2代替常规水基冻胶压裂液进行造缝和携砂,与常规水力压裂相比在施工设备、地面管线、施工参数等多方面都存在很大差异。     

页岩二氧化碳压裂裂缝扩展机制及工艺研究

针对目前不同状态二氧化碳压裂裂缝扩展机制及二氧化碳压裂最优模式研究欠缺的问题,设计并开展了不同状态二氧化碳压裂物理模拟实验,同时进行了相关数值模拟,研究了不同状态二氧化碳对裂缝起裂及扩展的影响,对比分析了不同工艺下的压裂效果,并对二氧化碳压裂相关工艺的参数进行了优化。研究结果表明,二氧化碳作为压裂介质可降低破裂压力,提高裂缝复杂度;破裂压力由小到大排序为：超临界二氧化碳 ＜液态二氧化碳 ＜二氧化碳泡沫滑溜水 ＜滑溜水;二氧化碳复合压裂方式有利于增产、稳产,前置液 ＋后半程伴注液态二氧化碳／二氧化碳泡沫复合压裂工艺有助于提高改造效果;二氧化碳复合压裂工艺中起泡基液黏度应控制在3~6 mPa·s,泡沫质量应大于 75％,施工后半程泵入泡沫段塞更有利于提高改造体积。     

塔里木油田跃满西区块高温恒流变钻井液研究与现场试验

塔里木油田跃满西区块深部地层钻井液安全密度窗口窄,易出现井漏、井塌、卡钻和盐水侵等井下复杂情况,目前所用钻井液存在高温增稠、抗CO₃2–/HCO₃–和劣质土污染能力差等问题。为解决这些问题,研究了以抗高温聚合物降滤失剂APS220和新型高温稳定剂HTS220为主剂的高温恒流变钻井液,在试验分析主要试剂性能的基础上确定了基本配方。通过室内试验,评价了该钻井液的高温恒流变性、抗CO₃2–/HCO₃–污染性能和抗钠膨润土污染性能,试验发现,其100与180 ℃时的塑性黏度比值为1.3,动切力比值为1.5,初切力比值为1.7,终切力比值为1.2,随温度升高各流变参数的变化幅度明显低于常用钻井液,可抗2.0%的CO₃2–/HCO₃–复合污染、10.0%的钠膨润土污染。高温恒流变钻井液在跃满西区块2口井现场试验中,流变性能稳定,钻后井眼畅通,减少了井下复杂情况,取得了显著效果。