缓冲水基压裂液的室内研究

通过室内试验，揭示了在水基压裂过程中携砂冻胶粘度下降的原因主要是GUAR分子的降解与液体pH值的降低，并对影响pH值降低的因素进行了室内试验的探讨性研究，根据实验结果建议在水基压裂中使用缓冲剂，可以使压裂液在低用量下获得理想的使用粘度。     

水基压裂液对储层液相伤害的实验研究

文中从微观角度系统分析了压裂液对储层造成的水敏伤害与水锁伤害,并且将核磁共振分析技术应用于压裂液对储层液相伤害的研究领域,与常规流动实验相结合,提出了一套评价压裂液对储层伤害的实验方法,建立了每种伤害机理与伤害程度间的对应关系。实验结果表明,压裂液滤液渗入储层后均会不同程度地造成束缚水增加、可动水滞留,从而引起储层渗透率降低,造成储层液相伤害,并且,对于不同渗透性储层其伤害程度不同,通过增大返排量和加入表面活性剂的措施可以使液相伤害得到一定程度的缓解。研究成果对压裂液性能优化及油井压裂改造,将具有重要指导意义。     

CT低伤害水基压裂液的研制及应用

水基压裂液的发展趋势是降低液体对储层的伤害。介绍了一种CT低伤害水基压裂液体系,该体系具有稠化剂用量小、残渣少、破胶返排迅速彻底等特点,在四川气田进行了4井次的现场应用,取得了良好的应用效果。     

大牛地气田低伤害压裂液体系的研究应用

针对大牛地气田低孔低渗、地层能量低的特点，研究了全程拌氮水基瓜胶压裂液体系，压裂液性能评价表明，该压裂液具有滤失小、流变性好、配伍性好、易返排、对岩心基质渗透率损害低的特点，现场推广应用见到了良好的效果.     

水基压裂液对储层渗透率伤害实验研究

压裂液对储层损害分析及其保护技术是油气层保护技术的重要内容之一。利用大庆外围低渗透油田常用的压裂液配方和岩心，分析了压裂液滤液、残渣对地层渗透率的损害原因和程度。实验结果表明压裂液不可避免的会对储层渗透率造成伤害，指出了压裂液残渣和滤液是造成储层渗透率伤害的两个主要原因。压裂液配方中残渣含量不同对外围油田不同渗透率岩心的伤害程度不同，残渣含量越大，伤害程度越严重。     

大牛地气田低伤害压裂液体系的研究应用

针对大牛地气田低孔低渗、地层能量低的特点,研究了全程拌氮水基瓜胶压裂液体系,压裂液性能评价表明,该压裂液具有滤失小、流变性好、配伍性好、易返排、对岩心基质渗透率损害低的特点,现场推广应用见到了良好的效果     

海拉尔盆地使用的低伤害压裂液及其应用

本文介绍了一种低伤害压裂液体系和压裂过程中中根据数值模拟裂缝温度剖面进行中破胶剂的技术。     

一种低伤害海水基压裂液体系

为了降低海上油田压裂施工成本,研究海水基压裂液并实现连续混配是一条重要的途径。研究合成了一种适应直接用海水配制的耐盐稠化剂BCG-1S,其抗Ca2+、Mg2+离子能力分别达到4 000和2 000 mg/L。在10℃下0.55%BCG-1S能在10 min内起黏,复配0.3%增黏剂B-55后,4 min内压裂液的性能就达到海洋平台海水连续混配的要求,并具有较好的携砂性能,30℃下单颗粒的沉降速率为0.032 4 mm/s。评价表明,该压裂液的静态携砂性、稳定性能良好、抗温能力达到140℃;破胶彻底,残渣含量小于5 mg/L,破胶液表面张力小于26 m N/m,破胶液对支撑裂缝导流能力的伤害低至8.45%。该稠化剂具有良好的应用前景。     

表面活性剂对煤层储气层损害作用研究

考察了6种不同类型的表面活性剂对两个矿区17个煤样渗透率的损害。煤岩心流动实验程序如下：注5g/L盐水测水相渗透率Kw，反向通氮气0．5～2．0h测气相渗透率Kg随时间变化，正向注2g／L的表面活性剂盐水溶液并测K＇w，反向注氮气测K’g随时间变化，由Kw和K’w计算水相损害率aw，由Kg和K’g（t）计算气相渗透率ag（t），其稳定值ag^∞被称为热力学水锁损害率。给出了17个煤样／表面活性剂组合的实测数据和典型的Kg、K’g～t和ag-t曲线。阴离子（SDS，AOT）阳离子（CTAC，DMAO）。非离子（OP10，Span80）表面活性剂造成的煤样aw平均值分别为882％．64．8％，64．6％，造成的煤样ag^∞平均值分别为97.2％，77．9％，62．6％。与砂岩岩心相比，表面活性剂对煤岩岩心的损害要严重得多。认为表面活性剂对煤岩渗透率的损害机理，可能是表面活性剂吸附引起煤岩中微粒分散、运移。不同表面活性剂造成的损害差异尚不能完满解释。图3表1参7。     

胜利油田开发和应用的水基压裂液及其添加剂

本文综述了胜利油田开发和应用的各种压裂液及其添加剂并作了分析讨论。     

火山岩深气层压裂液体系研究与应用

大庆徐家围子断陷深层火山岩储气层,最高温度超过170℃,最大厚度超过120 m,压裂施工中单层加砂量超过100 m3,使用现有压裂设备施工时间为2.5~3.0小时,要求水基压裂液具有优异的各项性能。为此研发了适用于120~170℃不同温度的压裂液,基本配方如下:HPG 0.55%~0.65%,表面活性剂ZP-1 0.10%~0.15%,有机钛有机硼高温交联剂0.25%~0.30%,过硫酸盐破胶剂0.002%~0.003%,其他组分有粘土稳定剂、冻胶稳定剂、温度稳定剂、交联控制剂、降滤失剂等。介绍了150℃配方压裂液的性能:150℃、170 s-1剪切4.0小时粘度>80 mPa.s;初滤失量3.13×10-4m3/m2,滤失系数4.59×10-4m/min1/2;破胶液粘度5.6 mPa.s,表面张力30.96 mN/m,界面张力(与煤油)1.83 mN/m;通过交联控制,现场沿程摩阻降低了30%。2002年以来使用该体系压裂液在大庆12口深气井共24层进行压裂,最大加砂量为100 m3,均获得成功;在吉林2口深勘探气井压裂也获得成功。图1参3。     

特低渗透砂岩油藏压裂液损害实验评价

以镇泾油田长8组砂岩油层为研究对象,探讨了压裂液损害评价方法,并进行压裂液滤液对基块岩样渗透率损害率和压裂破胶液动态滤失对造缝岩样返排恢复率测定的压裂液动态损害实验;考察了压裂液与地层流体、工作液之间的配伍性,压裂液和原油的润湿性,测定了压裂液乳化率和残渣。压裂液原胶液组成为0.4%HPG(瓜尔胶)+0.4%AS-6(季铵盐类黏土稳定剂)+0.3%CX-307(阴离子型破乳助排剂)+0.1%HCHO(杀茵剂)。实验结果表明,原油与破胶液按3:1、3:2、1:1体积比混合后的乳化率均在60%以上,而破乳率仅为12.00%～23.77%。压裂液残渣含量平均为703 mg/L,易阻塞储层渗流通道。裂缝岩样经压裂液驱替后的返排恢复率为1.48%～85.83%;当裂缝充填支撑剂后的返排恢复率为0.02%～42.9%,较单纯裂缝岩样低。基块岩样压裂液乳化损害程度强,平均损害率为89.83%;残渣液损害程度强,平均损害率为73.71%;压裂液滤液损害程度中等偏弱,平均损害率为44.85%。压裂液产生的润湿反转使岩石由水湿转化为油湿。固相侵入、碱敏、润湿反转是储层损害的主要因素。固相侵入的损害率为28.86%,润湿性相关的损害率为44.98%,基块岩样碱敏损害率26.38%、裂缝岩样为32.18%。建议采用清洁压裂降低残渣损害、选用合适的表面活性荆提高返排率,为该油田储层保护和有效开发提供支持。     

瓜胶压裂液对储层的伤害特性

压裂液破胶后残渣是造成基质渗流率伤害和支撑剂充填层导流能力伤害的重要原因。为研究其伤害特性,从而减小对储层的伤害,在不同破胶剂加量下对两种瓜胶压裂液破胶后的性能进行测试并结合测得的破胶液黏度分析瓜胶相对分子质量大小,同时应用激光粒度仪测量两种压裂液破胶过程中的分子尺寸,对破胶液残渣进行离心并测量残渣含量,结合岩心流动实验对不同类型压裂液的破胶液进行伤害评价。研究表明：破胶时间过长会使破胶液的分子尺寸变大,出现絮凝现象,并造成更大的储层伤害;同时通常认为破胶液黏度越小,分子尺寸越小,对储层伤害越小的观点并不全面,其存在一定的局限性。     

应用核磁共振技术研究压裂液伤害机理

核磁共振岩心分析技术能够快速、无损地检测出岩心含油饱和度和含水饱和度、束缚流体和可动流体饱和度的大小.通过测量压裂液侵入岩心引起的束缚水增加量、油相反排后的滞留量,能够分别判断出粘土吸水膨胀、水锁效应引起的岩心渗透率伤害程度,由此获得了压裂液对致密岩心伤害程度和机理的新认识.研究结果表明,压裂液对岩心的伤害机理和伤害程度不同,粘土吸水后引起的粘土膨胀和粘土颗粒分散运移对岩心渗透率有伤害,但由于粘土吸水量较少,岩心渗透率的损害率也较小,约为10%.反排后可动压裂液滤液或可动活性水在岩心孔隙内的滞留量均很少,因此水锁效应对油相有效渗透率的损害率较小,约为10%.压裂液滤液对岩心有效渗透率损害率比活性水高出约30%,这说明压裂液中的大分子物质在岩心孔隙内的吸附滞留是引起岩心渗透率伤害的主要原因.     

煤层气储层压裂液添加剂的优选

介绍了沁水盆地沁南地区无烟煤Ⅲ(3号煤)煤层气储层的物性特征：低渗中孔低压；粘土含量高，膨胀性强；水润湿吸附性差。该地区地表水符合配制压裂液要求。实验筛选了煤层气井压裂液添加剂，主要目标是减少压裂液对煤层气储层的伤害，筛选结果如下：稠化剂为羟丙基瓜尔胶GRJ和香豆胶；交联刑为硼砂；粘土稳定刑为KCl，KCl可造成测定压裂裂缝几何形状所需的高矿化度环境，但会降低压裂液粘度，其用量应适当；所选助排剂为DL-10和D-50，对助排刑的要求除界面活性高外，更重要的是在煤样表面吸附量小，吸附速率小，接触角大，不易润湿煤基质表面；配液用地表水显微酸性，当煤层地下水显碱性时应调节压裂液的pH值；使用过硫酸铵为破胶剂时，30℃下破胶时间很长，加入活化剂BT-6或TA-1使破胶时间缩短到1～2小时；对于煤层气井压裂液，当温度低，压裂液配制后存放时间短时，可不加杀菌剂(如甲醛液，TH-1)。图2表8参4。     

一种新型低密度矿渣固井液

针对漂珠、空心玻璃微珠等减轻剂价格昂贵、使用量大、其浆体与钻井液相容性较差等问题,借鉴钻井液转化为水泥浆（MTC）技术,直接以矿渣作为胶凝材料替代油井水泥配制固井液,并研究了配套的激活剂和缓凝剂。通过大量的室内实验,初步筛选出一种碱金属氢氧化物JHQ和一种碱金属硅酸盐JGY作为激活剂,并最终确定他们的掺量分别为3%和2%,此时固化体3 d的抗压强度可达到12.5 MPa ;体系采用的缓凝剂HNJ主要靠分子中α和β位羟基羧酸基团能与Ca2+有很强的螯合作用,形成高度稳定的五元环或六元环,部分吸附于矿渣颗粒上,阻止水化产物性能,以达到延长工作液稠化时间的目的,浆体稠化时间与缓凝剂HNJ掺量几乎呈线性增长趋势;体系选用具有提高浆体稳定性和控制失水能力的膨润土类悬浮剂GYW-201,并配合使用悬浮稳定作用强的高聚物悬浮剂GYW-301。结果表明,矿渣固井液适用温度为50~90℃,密度在1.30~1.50 g/cm3范围可调,具有成本低、失水量低、沉降稳定性良好、与钻井液相容性好、稠化时间线性可调、低温下强度发展迅速等优点。该体系已应用于江苏油田现场作业,固井质量良好。因此该矿渣固井液可替代低密度水泥浆,用于低压易漏井、长封固段、欠平衡井等固井施工,降低固井成本。      

井眼条件下钻井液对油层损害的室内试验研究

模拟井眼条件研究了不同剪切速梯、温度、压差条件下钻井液对油层的损害程度。结果表明,钻井液中的固相粒子在级配合理的情况下,对高渗透率的岩心损害深度浅,反排易于解除损害;而对透渗率的岩尽,细微粒子和液相进入油层深部后不易用反排方式解除,损害较严重;速梯增加以中高也会加大损害程度;随压差的增大,岩心渗透率值没有一定的规律。用动失水法评价钻井液对油层的损「害半 ,更接近于井下实际情况。     

压裂液对低渗砂岩气藏的水敏性伤害实验研究

为了客观准确地评价压裂液对低渗砂岩气藏的水敏性伤害,开展了伤害机理研究。以压裂液"平行液"为实验液体,基于X衍射、扫描电镜及岩心流动实验结果,将核磁共振技术应用于水敏性伤害机理,对胍胶压裂液和酸性压裂液造成的水敏性伤害进行了评价。结果表明:两种压裂液对应"平行液"对岩心造成的水敏性伤害均值分别为12.68%和12.77%;伤害程度大小主要取决于岩心中伊/蒙间层、伊利石的绝对含量以及黏土矿物的总含量,而与压裂液"平行液"类型无严格关系;返排程度与水敏性伤害有一定关系,返排量为0~2倍孔隙体积时,伤害率表现出增大的趋势,返排量为2~10倍孔隙体积时,伤害率趋于稳定;不同孔隙类型岩心由于不同类型压裂液入侵造成水敏性伤害后,表现出不同的核磁共振特征。通过研究,提供了一种定性评价压裂液对油气储层水敏性伤害的新方法。      

压裂液对碳酸盐岩储层裂缝的伤害特征研究

针对塔河油田碳酸盐的储层特征和储集体性质,研究了HPG植物胶水基压裂液对地层岩心的伤害规律,并评价了线型胶、冻胶、破胶残液等对碳酸盐岩裂缝的伤害程度。随着围压的增加,裂缝逐渐闭合,水测渗透率呈幂指数降低;而压裂液及其冻胶、破胶残液对裂缝的伤害用滤失量进行表征,它们在裂缝中的滤失明显地分为两个阶段,第一阶段t1≤4s。两个阶段的滤失特性与裂缝本身的渗透率及液体的黏度有关。冻胶体系在初始阶段的滤失量极低,后期阶段其滤失量急剧增大。研究结果表明,初始起压阶段,储层较低的渗透率不仅可以产生较低的滤失,而且有助于形成高的破裂压力;压开后的破胶时间对裂缝的导流能力影响很大,即压开后破胶时间越短则对裂缝的倒流能力影响越小。