硝酸钠加重海水基压裂液性能评价

为满足海上油气田深井、超深井压裂需要,用NaNO_3加重海水与两性离子胍胶稠化剂、有机硼锆交联剂及其他添加剂配制压裂液,研究了NaNO_3加重海水基压裂液密度,溶胀性能,耐剪切性能,滤失性能,破胶性能,破胶液对岩心渗透率及对支撑剂导流能力的伤害。结果表明,35%NaNO_3加重海水与0.52%两性离子胍胶稠化剂及其他添加剂配制的压裂液密度为1.20 g/cm~3(20℃),NaNO_3海水溶液对两性离子胍胶稠化剂溶胀性能的影响大于海水,NaNO_3加重海水基压裂液耐剪切性能、降滤失性能等各项性能良好。在150℃、170 s~(-1)下连续剪切120min后的黏度为76 mPa·s;压裂液在80℃下的动态滤失系数为2.81×10~(-4)m/min~(0.5);在60℃和80℃下,压裂液在3数4 h完全破胶,破胶液黏度小于5 m Pa·s;压裂液对岩心基质渗透率损害率为23.3%;在82.7 MPa闭合压力下对支撑剂导流能力伤害率为41.89%;满足压裂施工要求。图4表3参15     

加重压裂液用聚合物稠化剂合成及性能

加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,普通瓜胶加重压裂液残渣含量较高、对地层伤害较大,而VES类压裂液又受到使用温度的限制,无法应用于高温井压裂施工。针对上述问题,利用水溶液聚合法合成了一种AM/CnDMAAC/NVP超分子聚合物BC40。通过对特性黏数和溶解性能的评价,结合正交实验与单因素法对聚合条件进行了优化,得到最佳聚合条件为:聚合单体总浓度为30%、引发剂浓度为0.12%,聚合温度为35℃,通氮排氧1 h,反应时间5 h。BC40在甲酸钠加重的水溶液中具有良好的增黏能力。配制不同密度的加重压裂液在120℃、170 s-1条件下剪切2 h,表观黏度稳定在30 mPa · s以上,表现出良好的耐温耐剪切性能;向不同密度的加重压裂液中加入破胶剂,在95℃下均可破胶,得到的破胶液表面张力低,破胶后残渣含量低,对地层伤害小。      

深层油气用加重滑溜水压裂液体系

塔里木库车山前区块作为典型的超深层气藏,75%施工井泵压在100 MPa以上,最高施工压力达到136 MPa,压裂增产改造一直是制约其油气开发的技术瓶颈,施工排量也受到极大限制。据统计超深加重压裂液施工井,普遍存在液体密度增加,施工压力降低幅度未达到理论效果,基于理论分析及加重压裂液实际应用中存在的问题,借鉴页岩气用滑溜水成功应用的经验和加重压裂液的优点,通过优选加重剂、耐高盐降阻剂和助排剂形成了加重滑溜水体系。该体系加重密度为1.35 g/cm3,耐氯化钙35×104 mg/L,能有效降低施工压力和施工风险,降阻率为62%,与常规瓜胶压裂液减阻率相当,并具有良好的耐温耐剪切性能和助排性能,岩心伤害率为11.2%,对储层伤害低,为超高压超深井储层改造提供新的技术支持。      

加重压裂液用聚合物稠化剂合成及性能

加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,普通瓜胶加重压裂液残渣含量较高、对地层伤害较大,而VES类压裂液又受到使用温度的限制,无法应用于高温井压裂施工。针对上述问题,利用水溶液聚合法合成了一种AM/CnDMAAC/NVP超分子聚合物BC40。通过对特性黏数和溶解性能的评价,结合正交实验与单因素法对聚合条件进行了优化,得到最佳聚合条件为：聚合单体总浓度为30%、引发剂浓度为0.12%,聚合温度为35℃,通氮排氧1 h,反应时间5 h。BC40在甲酸钠加重的水溶液中具有良好的增黏能力。配制不同密度的加重压裂液在120℃、170 s-1条件下剪切2 h,表观黏度稳定在30 mPa · s以上,表现出良好的耐温耐剪切性能;向不同密度的加重压裂液中加入破胶剂,在95℃下均可破胶,得到的破胶液表面张力低,破胶后残渣含量低,对地层伤害小。     

抗盐聚合物乳液的性能与现场应用

针对常规滑溜水减阻剂在高温、高矿化度下性能严重下降的问题,研制了免混配抗盐聚合物乳液为减阻 剂,并开展聚合物乳液配方优选研究。通过室内实验研究了清水和玛18水配制压裂液的流变性、黏弹性、降阻性 能、破胶性能及对岩心伤害情况,并进行了现场应用。研究表明：质量分数为0.05%～1.2%的抗盐聚合物乳液, 在高矿化度（21159.88mg/L）下黏度保持率在32.5%～62.5%之间,质量分数在0.2%～0.5%之间时能达到低矿化 度下质量分数为0.1%～0.2%的压裂液体系性能,且流体的弹性模量占主导地位。抗盐聚合物乳液降阻率比常 规聚合物乳液高4百分点以上。压裂液破乳液的表面张力小于28mN/m、与煤油间的界面张力不高于2mN/m, 残渣含量低于50mg/L,对岩心伤害较低。现场应用时采用聚合物浓度阶梯式增加的思路,砂浓度在30～270kg/m³ 时,聚合物质量分数范围应在0.15%～0.2%,砂浓度在300～360kg/m³时,聚合物质量分数范围应在0.2%～ 0.35%。进一步优化聚合物质量分数为0.15～0.35%,施工时降阻率可达到85%左右,试验井投产后效果较好,为 玛湖油田水平井有效使用聚合物压裂液体系提供一种合理技术方案。     

BCG-1深井加重清洁压裂液体系

对于埋藏深、低渗透和温度高的储层进行压裂改造施工时,抗高温硼交联改性瓜胶压裂液体系存在摩阻高、残渣不能消除的问题。在实验室中合成了一种具有一定水解度的以丙烯酰胺和离子功能单体为主链的聚合物压裂液稠化剂,通过对添加剂进行优选,形成了一种BCG-1加重清洁压裂液体系。室内实验结果表明:BCG-1加重压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性,在160℃、170 s-1条件下剪切120 min,压裂液黏度保持在57 mPa·s以上,且该压裂液配方实验重复性好。用自行设计并研制的多功能流动回路摩阻测试仪对BCG-1加重压裂液进行摩阻测试,实验采用8 mm测试管径,测试数据显示,体系增效剂ZJFA-1具有很好的降低BCG-1压裂液体系摩阻的特性;NaNO₃加重剂对该体系摩阻性能基本无影响;体系破胶性能好,破胶液黏度小于21 mPa·s,残渣含量小于5 mg/L,具备清洁压裂液的特性。      

低温煤层气清洁压裂液研制及性能评价

针对低温煤层气储层压裂改造难点,研制出一种低温煤层气清洁压裂液配方:0.4%VES+0.15%SSN+1.0%防膨剂+0.06%增效剂+0.08%防残渣剂,并针对该体系研制出了一种低温隐形破胶剂(20~35℃),对该清洁压裂液的携砂性、流变稳定性以及破胶性能等重要参数进行了评价。结果表明,该清洁压裂液抗剪切稀释性能强;20℃时,陶粒在该清洁压裂液中的沉降速度为0.528 cm/min;岩心伤害率为17.1%;裂缝导流能力强;低摩阻;对煤粉分散运移具有一定抑制性;加入0.45%自制低温隐形破胶剂,在3~4 h完全破胶,破胶后溶液的表面张力为23.5 mN/m,破胶液黏度为3.85 mPa·s,破胶后残渣含量为6.5 mg/L,破胶液岩心伤害率为13.5%,破胶液与地层水配伍性良好。     

高温地层瓜胶压裂液裂缝处理实验研究

对耐高温酯、金属过氧化物作高温地层的裂缝处理剂进行了实验研究。进行了裂缝处理剂对压裂液流变性能的影响实验、破胶液特征粒径对比测试和加裂缝处理剂的压裂液破胶液对砂柱渗透率伤害率分析。研究结果表明:分别加入0.1%酯和100mg/L金属过氧化物对压裂液黏度有一定影响,但能满足压裂施工对黏度的要求,2种处理剂同时加入时,剪切40min后压裂液,黏度为185mPa·s,能够满足压裂液携砂的黏度要求;加入处理剂后破胶液50%特征粒径由136.5μm降到98.6μm减小了27.8%;破胶液填砂管伤害率由42.1%降低为27.2%,处理效果显著。     

深井、超深井加重压裂液摩阻及其适应性分析

加重压裂液主要用于深井和超高压油气藏储层改造,在实际使用过程中存在其适应性问题。采用大型现场连续油管盘管摩阻试验装置,对0.45%胍胶的常规密度压裂液和加重压裂液摩阻实验表明,加重胍胶压裂液比常规密度胍胶压裂液摩阻大,且随排量增大其摩阻差距增大加剧,高排量下加重压裂液摩阻远大于常规密度胍胶压裂液摩阻。同时,在相同排量下压裂液摩阻随其密度增大而摩阻增大,表现为液体摩阻与其密度呈幂律关系。研究还表明,加重压裂液对地面施工泵压的降压效果具有局限性,其降泵压效果在低排量下具有优势,排量越大,加重压裂液降泵压效果越差;当排量超过一定值后,其降低泵压反而出现负效果,加重降泵压作用已失效。高排量下降泵压效果明显低于常规密度胍胶压裂液。采油化学和物理方法在降低地层破裂压力的同时,也可以有效降低现场施工泵压,有利于现场压裂施工顺利完成。     

低渗透高温气藏清洁压裂液研究与应用——以吐哈盆地K22气井为例

吐哈盆地K22气井储层埋藏深度3 720 m,地层温度110 ℃,压力系数1.01,具有低孔隙度、低渗透率特性。邻井岩心流动实验为强水敏、强-极强水锁;所在区域平均应力梯度为0.025 7 MPa/m。因此,基于新型表面活性剂研究了一种新型清洁压裂液,并做了有关的测试分析。RS600流变仪评价测试结果表明,该压裂液黏温性能稳定、黏度可达60 mPa·s;采用控制应力流变仪测试的该压裂液弹性模量远大于黏性模量,因而具有优良的黏弹性、流变性和携砂性能;Fann35黏度计测试结果表明,在辅剂作用下易于破胶,对储层伤害小;环路实验装置测试结果表明,该压裂液流动摩阻低。现场应用表明：摩阻仅为清水摩阻的1/3,成功加砂44.1 m³,平均砂比20.6%;施工过程液体性能稳定,压后破胶彻底、返排率达到79.26%;能够满足中等加砂规模的要求。该清洁压裂液成本相对较低且配制简单,有效地解决了在高温气井难以破胶的问题,对低渗透高温气藏压裂改造提供了技术支持。     

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。     

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．     

高效驱油压裂液的开发与应用

针对长庆油田现用瓜胶压裂液摩阻高、破胶残渣多、回收处理难度大的问题,将超分子化学、胶体化学与油田化学相结合,研发出一种可替代瓜胶压裂液的高效驱油清洁压裂液体系,该压裂液由1.5% XYZC-6稠化剂、0.15% XYTJ-3调节剂组成。XYZC-6是一种以近肽链结构的黏弹性表面活性剂与多组分有机溶剂复合而成的材料,是一种可实时连续混配并能重复使用的增稠剂。XYTJ-3与返排液中的各项离子可形成溶于水的络合物,降低矿化度对压裂液的性能影响。实验表明,该压裂液耐温90℃,抗盐可达100 000 mg/L,具有良好的携砂、减阻性能,并且压裂液破胶彻底,破胶液残渣含量为2 mg/L,破胶液的界面张力可达0.01~0.001 mN/m。高效驱油压裂液在长庆油田靖安区块得以成功应用,产后单井产量是相邻井产量的2倍,返排液经分离沉降等简单处理后即可再配压裂液,末端返排液经处理可用于驱油,变废为宝,实现压裂液"零排放、零污染",大幅度降低了压裂液的环境污染,为压裂液"不落地"技术提供了保障。      

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。     

DG2井压裂液加重技术

DG2井压裂层段6 433.50~6 441.00 m,地层温度174.5 ℃,采用常规密度压裂液预计地面施工压力将达140 MPa以上,超过目前压裂设备、高压管汇和压裂井口最高140 MPa的额定工作压力极限。为了完成该井的压裂施工任务,从施工设备、高压管汇和井口均按140 MPa的承压能力进行配套,并通过室内试验优化,研究出了密度大于1.40 g/cm3的加重压裂液配方及现场配制工艺,使得该井压裂改造得以顺利实施,获得了超高地面施工压力压裂施工的宝贵经验。     

甲酸盐加重瓜胶压裂液体系

为解决深层破裂压力高、常规压裂液难以压开的难题,开展了加重压裂液体系研究。由于压裂液需要进入到储层深部,因此要求加重剂具有良好的水溶性,而瓜胶压裂液需要在弱碱性环境中交联,因此强酸弱碱盐类加重剂,如氯化钙、氯化锌等不适用,溴酸盐（溴化钾、溴化钙等）虽可用但成本较高,难以应用,因此选择甲酸盐,该加重压裂液密度在1.0~1.5g/cm3范围内可调。受电性、分子量和分散性的影响,助排剂和黏土稳定剂可能与甲酸盐发生化学反应或物理作用,出现絮凝、析出或沉淀现象,通过实验优选出ME-1微乳助排剂和FP-2黏土稳定剂,结合流变性、滤失和破胶等实验,优选了与其配伍的有机硼交联剂等相关助剂,形成综合性能良好的加重压裂液体系。董8井压裂层段5 353.70~5 364.45 m,地层温度为120℃,优化加重压裂液（密度为1.2 g/cm3）现场配制工艺,成功地进行了现场应用;压后破胶液黏度小于5 mPa·s,返排率达100%。该加重压裂液技术为下一步的高闭合应力油藏的压裂改造提供了经验。      

高温海水基压裂液研究及应用

通过室内实验研究,得到了适合海上高温深井压裂的高温海水基压裂液,其耐温达160℃,可以用矿化度40 000mg/L以内的过滤海水直接配制;合成了含有羟丙基和磺酸基的耐盐稠化剂PA-SRT,并通过核磁共振方法进行了表征。通过使用溶解促进剂使耐盐稠化剂5 min内黏度可达到最终黏度的80%,满足连续混配装置和增产作业船的使用要求。在国内某油田153℃油井压裂施工中成功应用,压裂液采用过滤海水直接配制,用液量565.2 m~3,加入支撑剂39.69 m~3,支撑剂质量浓度最高为491 kg/m~3。说明该高温海水基压裂液综合性能达到了现场应用的要求。     

深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏加砂压裂技术——以塔里木盆地大北、克深气藏为例

目前国内对于深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏实施压裂改造的技术瓶颈主要是耐高温加重压裂液的性能和分层改造技术。为此,以塔里木盆地大北、克深气藏为例,在开展天然裂缝开启条件、垂向地应力和裂缝性砂岩暂堵转向等压前评价的基础上,研制了耐高温加重压裂液,研发了针对深井与超深井的常规加砂压裂技术以及以提高长井段储层纵向动用程度为目的的暂堵转向复合压裂技术,并进行了现场应用实验。结果表明:(1)在天然裂缝的激发阶段,应提高净压力,采用小粒径支撑剂降滤或暂堵等技术措施,改造天然裂缝且使其保持一定的导流能力;(2)在主裂缝的造缝阶段,应调整排量控制净压力,采用冻胶造缝的连续加砂模式,沟通天然裂缝;(3)压裂液选用KCl和NaNO_3无机盐加重,其中NaNO_3加重压裂液最高密度达1.35 g/cm~3,最高耐温180℃;(4)常规加砂压裂技术应用在天然裂缝发育一般或不发育的储层,压裂管柱以直径88.9 mm的油管为主,使用KCl或NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高2~5倍;(4)暂堵转向复合压裂技术应用在天然裂缝较发育的长井段储层,压裂管柱以直径114.3mm的油管为主,使用NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高1~3倍。结论认为,所形成的加砂压裂系列技术能够为塔里木盆地深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏的高效开发提供技术支撑。