胍胶压裂液伤害性研究

水力压裂过程中,压裂液的伤害影响着压裂改造的效果。胍胶破胶液中的水不溶物、残渣等固相颗粒不会侵入低渗地层,胍胶对地层的伤害可逆,可通过返排过程渐渐恢复至90%。胍胶对支撑剂导流层的伤害随浓度增加而增加,且几乎不可逆;关键是施工过程中就要降低伤害。对羟丙基胍胶与羧甲基羟丙基胍胶系列配方,以及不同浓度的配方分别对支撑剂导流层伤害分析,胍胶使用量越大、浓度越高、残渣越高对导流能力的伤害越大。在F4区块现场应用证明,降低胍胶压裂液的伤害可大幅提高产能。     

生物酶降解压裂液伤害性能

针对煤层气储层温度低、凝胶体系破胶不彻底以及返排困难的难题,探讨了生物酶作为压裂液破胶剂对储层伤害程度。实验选用了生物酶破胶压裂液、过硫酸铵破胶压裂液和模拟煤层水对储层煤样进行伤害,处理后煤样分别进行扫描电镜、气体渗透率和原始煤样气体解吸实验。实验结果表明:生物酶能够对侵入裂隙中的压裂液有效破胶,不影响储层的裂隙发育结构,改善孔隙内气体导流能力,提高储层的气体渗透率;生物酶破胶体系能够显著降低对原始煤样中吸附气自然解吸的影响,气体解吸率达到了95. 65%;生物酶降解产生二氧化碳的速率与破胶程度正相关;低温对酶活性影响较小,60℃内温度升高降解速率增大。可见生物酶作为煤层气开发压裂液破胶剂效果明显。     

低伤害小分子瓜尔胶压裂液性能研究

华北油田致密储层属于低孔低渗储层,需要压裂改造才能投产,但储层厚度小,孔吼半径小,在压裂过程中应特别关注入井流体对储层的伤害问题。提出采用分子量为常规瓜尔胶一半的小分子瓜尔胶作为压裂液的稠化剂的方法,以降低压裂液高分子稠化剂对储层孔吼的堵塞的伤害,提高改造效果。优选了与小分子瓜尔胶匹配的分散剂、助排剂、黏土稳定剂,形成了适应华北油田致密储层的低伤害小分子瓜尔胶压裂液体系。该压裂液体系可以在5 min内完全溶胀;该压裂液体系在130℃温度下剪切2 h后,黏度保持在80 m Pa·s以上,满足携砂的要求;压裂液体系在90℃可在90 min内完全破胶,破胶液粒径小于10μm;对华北油田致密岩心伤害率小于16%,残渣含量小于10%,对支撑剂导流带的伤害小于15%。可满足华北油田致密储层的压裂要求。     

油层水配制压裂液研究及性能评价

以油层水为基液,羟丙基胍胶为增稠剂,有机硼为交联剂,生物酶为破胶剂,研究出适用于不同温度的低温地层压裂液配方.确定稠化剂羟丙基胍胶的质量分数为0.4%,交联剂质量分数为0.5%.随着地层温度的升高,破胶剂生物酶的加量减少,25℃最佳质量浓度为100 mg/L,温度升至40℃时,生物酶最佳质量浓度仅50 mg/L.40℃条件下,该压裂液体系在170 s-1剪切速率下剪切30 min保留黏度大于50 mPa.s,测得破胶液黏度小于5 mPa.s.破胶液残渣质量浓度为450mg/L,残渣粒径平均值为2.8μm,岩心基质渗透率损害率为22.6%.     

低温油气藏胍胶压裂液破胶酶的研制与性能评价

针对低温油气藏胍胶压裂液破胶效率低,返排困难造成储层污染严重的问题,通过发酵学方法利用地衣芽孢杆菌GD-551研制出一种低温油气藏胍胶压裂液专用生物酶破胶剂;测试该生物酶破胶剂的储层适应性,对比不同条件下酶破胶剂与常规(NH4)2 S2 O8破胶剂的破胶性能;通过室内基质岩心与可视化裂缝模型实验对比酶破胶剂与(NH4)...     

胍胶压裂液体系在70℃下的破胶与悬砂性能研究

针对70℃储层,采用水溶性较好、残渣含量较少的超级胍胶作为胍胶压裂液的稠化剂,选用交联效果较好的有机硼交联剂以及其他添加剂作为压裂用压裂液体系。压裂液除具备携砂等基本性能外,还具备快速破胶易返排的特点。通过对破胶剂破胶机理的分析,和对压裂液破胶、携砂性能的综合评价,得到最佳破胶剂加量范围,实现压裂作业完成后压裂液快速破胶返排,减少对地层伤害的目的。     

致密砂岩储层支撑剂粒径优选研究

塔里木油田克深区块致密砂岩储层具有超深、高温、高压、低渗等特点,支撑剂粒径优选对水力裂缝产能有较大影响。使用最新的支撑剂导流能力评价设备FCS-842,以地层条件下的全直径岩心加工的岩板为导流面,主要研究了闭合时间、压裂液破胶液、支撑剂粒径及不同粒径组合对支撑裂缝导流能力的影响。实验结果表明:在模拟裂缝闭合24 h后导流能力相对稳定,单一粒径支撑剂导流能力随支撑剂粒径增大而增大,不同粒径支撑剂组合导流能力受小粒径支撑剂影响较大,实验中泵入压裂液破胶液导致支撑裂缝导流能力平均下降了32%。根据实验数据拟合出的导流能力经验公式,能够比较准确地预测不同粒径支撑剂组合的导流能力。根据文中提出的支撑剂优选原则以及库车山前储层特征和现场施工情况,推荐使用30/50目、40/70目质量比为1∶1的支撑剂组合来进行水力压裂施工。     

基于灰色关联法的裂缝导流能力影响因素分析

通过室内裂缝导流能力实验,评价压裂液残渣、纤维质量分数、支撑剂嵌入以及铺砂浓度对裂缝导流能力的影响,并采用正交试验和灰色关联分析法研究各参数对导流能力的影响程度。结果表明:铺砂浓度从6 kg/m2依次增加到8 kg/m2、10 kg/m2时裂缝导流能力增幅分别为50%、25%;压裂液残渣对裂缝导流能力的伤害率在30%以上,而且胍胶质量分数每增加0.1%导流能力下降20%;对于实验所用岩心,支撑剂嵌入使导流能力下降了8.8%;纤维的加入会降低导流能力,质量分数每增加0.1%导流能力大致降低3%;各参数对导流能力影响程度由大到小依次为铺砂浓度、胍胶质量分数、纤维质量分数、闭合压力。     

不同助剂对羟丙基胍胶压裂液低温破胶性能的影响

为解决水基压裂液在陕北油田特低温(15~30℃)条件下的破胶问题,研究了不同助剂对硼交联羟丙基胍胶水基压裂液破胶性的影响.实验发现:在破胶温度一定的情况下,压裂液中的增稠剂加量、体系pH值和不同类型的破胶剂及其加量等对压裂液的破胶均会产生不同程度的影响.在破胶剂中影响最大的是三元复合破胶体系.当破胶温度在15℃时,与单一剂((NH4)2S2O8)比较,二元破胶体系((NH4)2S2O8/加速剂A))将破胶时间缩短了41 h,三元破胶体系((NH4)2S2O8/H2O2/加速剂A)将压裂液的破胶时间缩短了45 h,且单井可节约费用近700元.该体系破胶剂在陕北特低温油田应用了30余井次.     

压裂液侵入对页岩储层导流能力伤害

大规模水力分段压裂是页岩气等非常规资源高效开发的关键技术。页岩气井返排率一般较低,大量的压裂液长期滞留地层对储层岩石、支撑剂强度等造成一定的伤害,影响页岩储层压裂改造长期效果。针对该问题,通过室内试验模拟研究现场压裂前后气测导流的变化规律,对压裂液伤害程度进行表征。结果表明:压裂液侵入降低了支撑剂、页岩岩石强度,导致支撑剂破碎率、岩石嵌入程度加剧,导流能力伤害达到60%以上;使用大粒径支撑剂、较高铺砂浓度,优选破胶性能好、低残渣、防膨性强的压裂液,能有效提高导流能力,降低压裂液伤害程度。研究结果对页岩地层压裂设计,降低压裂液伤害提高产量提供参考。     

单相微乳凝胶压裂液体系的制备与性能

实验结果表明:在常规凝胶(胍尔胶)压裂液体系中添加质量分数为3.8%～16.7%的单相微乳液,40～100℃下可快速形成单相微乳凝胶压裂液体系.单相微乳凝胶压裂液体系的破胶时间可控制在60～120 min,且单相微乳的加入对破胶后体系的黏度没有影响.单相微乳凝胶压裂液体系与常规凝胶压裂液体系相比,破胶前,黏度要高10%,滤失量低50%,摩阻要低8%～10%.破胶后,单相微乳凝胶压裂液体系呈微乳特性,表面张力约为常规凝胶压裂液的一半,且悬浮残渣能力强,返排压力低.经单相微乳凝胶压裂液体系处理后的岩心渗透率恢复值高30%,裂缝导流段渗透率恢复率高30%～40%.因此,单相微乳凝胶压裂液体系具有高黏度、低滤失量、低摩阻、良好的破胶性能和较强的悬浮残渣能力等独特性能,使其在压裂后返排能力强,残渣滞留量少,对储层伤害低,岩心和裂缝导流段的渗透率恢复值高.     

田菁胶残渣及其对压裂井产能的影响

油层水力压裂施工中常用的水基冻胶压裂液在破胶后一般都有一定量的残渣.这种残渣一方面可堵塞地层和支撑裂缝孔隙,另一方面可形成滤饼,降低滤液侵入地层深度,减轻地层伤害.本文用田菁压裂液研究了其残渣含量对不同渗透率人造岩心伤害程度的影响,并在模拟压裂液滤失条件下测定不同残渣含量的压裂液对填砂裂缝的伤害程度.用数值模拟方法研究了地层及裂缝的伤害程度及压裂液侵入地层的深度对压裂井产能的综合影响.结果表明.当综合考虑压裂井地层和裂缝伤害程度预测出的产能.较接近实际产能.并提出了根据地层渗透率选择压裂液残渣含量的参考方法.     

垂直裂缝内液体二氧化碳携砂规律研究

二氧化碳干法压裂以液态二氧化碳为压裂液,相较于传统的水力压裂,具有无水相、无残渣、低伤害、增加地层能量等优势,因此应用前景广阔。液体二氧化碳的密度和黏度很小,其携砂能力的大小成为决定压裂成败的关键因素。建立垂直裂缝模型,基于计算流体力学方法建立了液体二氧化碳流体和支撑剂的两相流动规律,并利用有限体积法进行数值模拟研究。结果表明：液体二氧化碳流体的携砂能力要弱于滑溜水。支撑剂在液体二氧化碳流体和滑溜水中的分布特征相似;通过降低支撑剂密度、减小支撑剂粒径和砂比或提高泵注排量可以提高液体二氧化碳流体对支撑剂的携带作用。研究结果可为液体二氧化碳压裂工艺参数设计提供依据。     

致密砂岩油藏增产过程中储层伤害机理

以鄂尔多斯盆地泾河油田致密砂岩油藏为研究对象,在常规分析方法基础上,分别对基质和裂缝性岩心进行了储层伤害实验,同时结合同位扫描电镜方法从微观角度对增产过程中的伤害机理进行了分析,找出了入井液侵入储层引起储层伤害的主要、次要原因,为该区块后续配方体系的改善提供了基础。研究结果表明,入井液侵入储层,黏土膨胀和水锁伤害是引起储层伤害的主要原因,结垢是次要原因;酸化过程中,酸液与酸敏性矿物反应产生二次沉淀及酸化后释放地层微粒是该储层酸敏性伤害的主要原因;压裂过程中,压裂液伤害的主要原因在于水锁伤害,而破胶不彻底产生的残渣伤害也是造成压裂液伤害的另一原因。     

压裂液返排速度对支撑剂回流量影响实验研究

压裂液返排速度是影响油气井压后效果的重要因素。为研究压裂液返排速度对支撑剂回流量的影响,运用自主研发的裂缝模拟实验装置,进行不同压裂液返排速度下支撑剂回流量的实验测试。实验过程中针对每一个压裂液返排速度,测试不同返排阶段支撑剂的回流量。实验结果表明,压裂液返排速度以43.2 m~3/d为界限,返排速度低于43.2 m~3/d时支撑剂回流量随压裂液返排速度增加较慢;而当返排速度高于43.2 m~3/d后,支撑剂回流量增加明显加快。支撑剂回流主要集中在压裂液返排初期,前33.33%的返排液量携带出了75%以上的回流支撑剂;因此在压裂液返排初期应选用相对较小的返排速度以达到控制支撑剂回流的目的,返排后期在不造成出砂的前提下,适当增大返排速度以实现压裂液尽快返排,减少地层伤害。     

压裂液低温破胶化学生热体系的探讨

针对目前压裂液低温破胶存在的问题 ,着重研究了适合于低温浅层油气井压裂液破胶的化学生热体系 ,提出一种微胶囊包裹化学生热剂压裂液破胶方法 .阐述了不同生热体系的生热反应速率及其影响因素 ,并通过对不同生热体系的研究 ,筛选出了 NH4Cl和 Na NO2 作为低温压裂液破胶体系的生热体系 .实验结果表明 :在 1 70 1 /s下连续剪切 2 h后 ,含有 NH4Cl— Na NO2 的压裂液黏度能保持在 5 0 0 m Pa· s左右 ,满足压裂施工时的压裂液性能要求 ;将催化剂、过硫酸铵、NH4Cl和Na NO2 加到压裂液中 ,4h后压裂液即可完全破胶 ,其破胶液黏度小于 1 0 m Pa· s     

苏里格气田加纤维压裂技术的应用研究

针对苏里格气田气井压裂返排过程中支撑剂回流的实际情况,制备出适合苏里格气井的压裂用纤维,并确定
了加入纤维的尺寸与浓度;通过模拟裂缝强制闭合模式,结合返排过程中临界返排流量、支撑剂沉降速度等计算模型,
编制了纤维防支撑剂回流压裂返排优化设计软件,并结合实际的压裂施工资料进行分析设计,为压裂液返排及控制支
撑剂回流提供指导。现场的加纤维压裂和控制放喷试验表明：所研制纤维适合苏里格地区气井的防支撑剂回流要求,
较为显著地减少了支撑剂回流量,提高了放喷排液速度,同时还降低了排液过程中由于支撑剂回流导致的针、闸阀损
毁情况发生的概率。     

基于导流能力评价实验的复合酸化压裂技术

酸化压裂是碳酸盐岩油气藏增产的主要措施和手段,即使采用较大规模施工,酸蚀缝长一般不超过120 m,而水力压裂技术能够实现大规模造长缝的目的。为此,开展水力压裂与酸携砂压裂相结合的复合酸化压裂技术研究及现场实验,以探索碳酸盐岩增产措施的新工艺技术。实验采用塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩岩心,模拟高温高压地层条件,通过测试水力加砂压裂裂缝、酸化压裂酸蚀缝、酸携砂压裂裂缝、水力压裂与酸携砂复合酸压裂缝的短期导流能力,探索评价了碳酸盐岩地层增产改造的新工艺技术,实验结果表明了碳酸盐岩地层实施复合酸化压裂可以实现较好的导流能力。基于导流能力实验评价结果,优化设计了4 口井的复合酸化压裂方案并进行现场施工,增产效果良好,为碳酸盐岩地层实施复合酸化压裂提供了有力的理论支持。