一体化变黏滑溜水在江苏油田的应用

通过对减阻剂浓度、防膨剂浓度和助排剂浓度的优化研究,形成非交联体系中高黏滑溜水配方为0.10%~0.30%减阻剂+0.20%防膨剂+0.10%助排剂和低黏滑溜水配方为0.08%~0.10%减阻剂+0.10%防膨剂。此外对低中高黏滑溜水进行了携砂、降阻、破胶、岩心伤害性能系统性评价,并在X平台三口致密油井和HZ区块五口页岩油井进行了现场试验,应用效果良好。

页岩油压裂用纳米变黏滑溜水的合成及其性能评价

常规滑溜水压裂液已经成功运用于页岩等非常规油气储层压裂中,但其携砂性能差、渗吸采收率低的问题仍然未得到有效解决。针对这一问题,合成一种新型纳米变黏滑溜水,该体系不仅具有常规滑溜水优异的减阻特性,还兼具了较强的变黏携砂性能。另外,该体系含有优选的纳米乳液,可将混合润湿或油润湿的页岩油储层改性为水润湿,具有强渗吸置换作用。通过一系列室内实验评价可以发现:碳纳米渗吸(carbon nano imbibition,CNI)体系纳米变黏滑溜水为乳液状,可实时在线配制,通过调整其浓度,黏度发生显著变化,达到低浓度时高减阻、高浓度时强携砂的效果,残渣含量及对储层伤害低,实现了一剂多效,同时它还具有常规滑溜水与瓜胶携砂液所没有的改性驱油的效果,从而提高原油采收率。纳米变黏滑溜水同时具备高减阻、高携砂、低伤害和强置换的性能,可作为未来页岩油压裂的主体压裂液。

多效变黏滑溜水稠化剂制备与性能评价

以丙烯酰胺、丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺、2-丙烯酰胺-十八烷基磺酸钠(C18MPS)为单体、氨水为中和剂,通过反相乳液聚合与减压蒸馏工艺制备了一种低表界面张力、防膨率高的高浓乳液型多效变黏滑溜水稠化剂MHVFRs。优化的制备条件为:2.2%Span80+0.6%Tween81+0.1%C18MPS+40%单体,反应温度35℃,反应时间5.5 h。性能评价结果表明:0.025%MHVFRs水溶液降阻率为72.5%;100℃剪切2 h后黏度保持在65 mPa·s以上,破胶液表面张力26.55 mN/m,界面张力2.11 mN/m,防膨率88.5%。

致密砂岩变黏滑溜水体系的研制与应用

目的为了满足致密砂岩气藏储层改造需求以及解决作业现场压裂返排液处理难题,开发了一种自缔合乳液变黏滑溜水(VSW)体系,该体系仅含一种多效添加剂。方法通过含量控制实现滑溜水与携砂液的在线转变,评价了压裂液的降阻性能、耐温抗剪切性能、携砂性能、破胶液性能及岩心基质伤害,并在苏里格气田开展了水平井现场试验。结果配方为1.0%(w)VSW的高黏滑溜水在清水和标准盐水中的黏度分别为93 mPa·s和64 mPa·s;清水配制的1.0%(w)VSW高黏滑溜水,在90℃、170 s^(-1)下剪切1 h后,黏度为78 mPa·s;携砂性能良好,0.425~0.850 mm陶粒支撑剂的沉降速度为0.84 mm/s。配方为0.1%(w)~0.3%(w)VSW的低黏滑溜水降阻率可超过75%。高黏滑溜水破胶液黏度为1.74 mPa·s,对岩心基质的损害率低于10%;现场压裂施工最高加砂质量浓度达700 kg/m 3,平均无阻流量达104.69×10^(4)m^(3)/d,返排液回收利用率达97.5%。结论该体系具有良好的增黏性及抗盐性、降阻性能优良、耐温抗剪切性能良好、返排利用率高,增产效果显著。

纳米变黏滑溜水黏弹携砂机理与渗吸性能

纳米变黏滑溜水作为一种具有良好携砂性能和渗吸置换作用的新型压裂液体系,已成功应用于长庆油田页岩油体积压裂施工,现场试验结果表明其具有良好的携砂性能以及增产效果,40%砂比条件下加砂过程压力平稳,压裂施工完成后单井日产油量可达11.31 t,但其携砂机理与渗吸性能尚不明确。因此对现场使用浓度的纳米变黏滑溜水与常规EM30S可交联滑溜水体系进行室内实验研究,通过动态携砂运移、透射电镜(TEM)、流变性能评价以及储层温压条件下的带压渗吸等实验方法,揭示了纳米变黏滑溜水的携砂机理并评价了其渗吸性能。实验结果表明,滑溜水弹性模量与黏性模量的交点值反映了滑溜水溶液的携砂性能,交点值越小,其弹性携砂性能越强;相同黏度下的纳米变黏滑溜水CNI体系黏弹模量交点值仅为0.0741 Hz,远低于现场用滑溜水EM30S的0.181 Hz,致使其静态和动态弹性携砂性能远高于EM30S;电镜结果表明纳米乳液与变黏滑溜水存在强化缔合结构是滑溜水的弹性携砂性能增强的主要原因。此外,带压渗吸实验结果显示,纳米变黏滑溜水具有良好的渗吸置换性能,能够置换出页岩纳米孔隙中的原油,整体采收率可达36%;其中,不同孔隙类型的采收率排序依次为:介孔>微孔>宏孔。

国内变黏滑溜水研究进展及在川渝非常规气藏的应用

综述了国内变黏滑溜水技术的最新进展,举例分析了变黏滑溜水在川渝非常规气藏的应用情况,提出了变黏滑溜水的发展方向。变黏滑溜水通过调节降阻剂含量和/或引入交联剂的方式实现低、中、高黏液体实时切换;关键的降阻剂研究主要是含AMPS或SSS等耐盐基团的聚丙烯酰胺或疏水缔合聚合物的合成与性能评价等,满足压裂返排液配液和变黏的需要;变黏滑溜水性能研究主要是黏度对携砂性能、裂缝形态、降阻性能等的影响规律,但究竟何种黏度适合何种储层还未有定论;变黏滑溜水在川渝非常规气藏应用获得成功,在致密气应用的整体黏度较页岩气高,在深层页岩气的携砂能力还需进一步增强;疏水缔合聚合物类降阻剂、固体型降阻剂是变黏滑溜水的发展方向,有望解决高黏液体摩阻高、乳液降阻剂潜在环保风险等问题,对变黏滑溜水的研究和应用有一定的指导意义。

变黏滑溜水性能评价及吉木萨尔页岩油藏矿场应用

非常规油气储层需要大规模压裂改造形成复杂裂缝网络从而实现经济开发的目的。滑溜水是该领域应用最为广泛的压裂液体系,但其黏度低,携砂性能差,砂堵风险高。变黏滑溜水可有效解决以上问题,该体系通过浓度的变化,即可实现低黏和高黏的转换,在简化施工工艺与降低降阻剂用量的同时,能够有效降低管路摩阻损失,增加压裂液携砂效率与压裂液体效率。通过流变性能评价、室内降阻性能测试及室内悬砂等一系列性能评价实验,以常规滑溜水作对比分析,对变黏滑溜水的降阻及携砂性能进行了评价。室内实验表明:通过控制降阻剂的浓度,可实现大范围连续变黏的效果。0.6wt%及以上浓度的变黏滑溜水在高剪切状态下仍可保持50 mPa·s以上黏度,而在0.1wt%浓度下的变黏滑溜水与常规滑溜水区别较小,均低于5 mPa·s。0.1wt%的变黏滑溜水管内流速达到11 m/s以上,降阻率可达到77.5%,与常规滑溜水表现相近。0.6wt%的变黏滑溜水管内流速达到10 m/s以上,降阻率可达到60%以上。相比同浓度常规滑溜水,其室内悬砂实验没有明显的砂堤形成且砂粒较为均匀的填充至整个裂缝,携砂能力显著提升。吉木萨尔页岩油储层应用效果显示,使用变黏滑溜水体系的压裂试验井降阻率最高可达81%,改造后增产效果显著,最高日产油接近90 t/d,80天累产油高达4000 t,最高为常规压裂液体系施工井产量的4倍,应用效果良好。

生物柴油基减阻剂研制及滑溜水压裂液体系构建

为了解决常规白油基滑溜水体系在运输过程中容易分层以及减阻剂溶解太慢、对环境污染大等问题,首先通过测试不同相对分子质量及水解度的减阻剂F1~F6的溶解性和增黏性能优选了减阻剂F4;通过对稠化剂、分散剂及固液比筛选,研制了配方为34.0%生物柴油+3.0%稠化剂F-120+3.0%分散剂S-85+60.0%减阻剂F4的生物柴油基悬浮减阻剂,并将生物柴油基悬浮减阻剂与助排剂、防膨剂构建变黏滑溜水压裂液体系。实验结果表明,减阻剂F4在180℃下恒温剪切2 h后的表观黏度保留率为33.0%,热稳定性较好;变黏滑溜水压裂液具有良好的抗剪切能力和抗温性能,在剪切速率为170 s^(-1)下长期剪切后,常温下黏度保留率均可达90%以上,90℃下黏度保留率均达50%以上,其中高黏滑溜水压裂液黏度保留率可高达70%以上,低黏滑溜水压裂液的减阻率可达70%以上;高黏滑溜水压裂液的携砂性能比低、中黏滑溜水压裂液的高,且沉降速率最低,为0.005272 m/min。变黏滑溜水压裂液破胶后表面张力均小于27 m N/m,与煤油间的界面张力均小于2.0 mN/m,破胶液黏度均小于5.0mPa·s,且残渣含量均小于50 mg/L,满足标准要求。

连续携砂型变黏滑溜水研制与应用

致密油储层大规模体积压裂施工中,针对存在常规滑溜水不能连续加砂、凝胶使用量大、压裂成本高、储层伤害大等问题,开展了连续携砂型变黏滑溜水体系的研制与应用。通过室内合成一种新型降阻剂,结合黏土防膨剂、助排剂的添加剂的优选,研制出一套适合致密油储层大规模体积压裂的低成本、高携砂的变黏滑溜水体系。室内实验结果显示,该体系具有低黏高弹特征,是明显的黏弹性流体, 90℃条件下剪切黏度为22.04mPa·s,弹性模量和黏性模量的比值为42.932,残渣含量低,储层孔喉伤害率为17.99%,具有良好的储层保护性能。体系的降阻率达到77.8%,防膨率为75.41%,界面张力为0.31mN/m,最高动态携砂砂比为40%,综合性能优良,能够满足致密储层大规模体积压裂对速溶、降阻、防膨、低伤害、高携砂的要求。该体系在致密油储层压裂现场进行成功应用,各项施工参数均能达到设计要求,极大地提高体积压裂的效率和改造效果,降低施工成本。

深部煤层气水平井大规模极限体积压裂技术--以鄂尔多斯盆地东缘临兴区块为例

针对深煤层渗透性差、弹性模量较低、泊松比较高、塑性强、破裂压力高、裂缝扩展难度大、加砂困难等特点,提出缝网改造规模化、缝网扩展均衡化、缝网支撑有效化的压裂设计理念,形成以高排量大规模注入、高强度加砂、等孔径限流射孔、暂堵转向、一体化可变黏滑溜水、多粒径组合支撑剂为核心的深煤层水平井大规模极限体积压裂技术。将该技术应用于鄂尔多斯盆地东缘临兴区块首口深煤层多级压裂水平井先导性试验,施工排量18 m^(3)/min、加砂强度2.1 m^(3)/m、用液强度16.5 m^(3)/m,压裂后形成了复杂裂缝网络,平均缝长为205 m,储层改造体积为1987×10^(4)m^(3),最高产气量达6×10^(4)m^(3)/d,实现了深部煤层气的高效开发。

高黏滑溜水在秋林致密砂岩气压裂中的应用

常规滑溜水压裂液携砂能力弱、耗水量大,而交联胶和线性胶通常具有较高的储层伤害,因此均难以较好地适应致密砂岩气藏的开发。在四川秋林区块沙二段8号砂组初期实施的水平井压裂中,采用滑溜水组合线性胶或交联胶的压裂效果不理想。为此筛选了一种乳液型高黏减阻剂,各项指标均优于常规减阻剂:其完全水化时间小于90 s;持续高剪切15 min减阻率仍保持在74%以上;当浓度为0.05%~0.25%,黏度达到2.86~18.6 m Pa·s;岩心渗透率损害率低于10%。在秋林地区5口井的应用表明,高黏减阻剂可以实现全程在线混配并通过调整减阻剂浓度实现变黏,简化了施工;携砂能力强,最高砂浓度可达到520 kg/m3;压后试气效果好,单井初期绝对无阻流量均在30×104m3/d以上,最高达214×104m3/d,平均绝对无阻流量为其它压裂液体系的3~5倍。高黏滑溜水高黏弹性、低伤害的特征有利于提高致密砂岩气藏压裂的增产效果。

苏75区块致密砂岩气藏厚块状储层改造的探索与实践

苏里格气田苏75区块主力含气层为二叠系石盒子组盒8段和山西组山1段储层,含气显示普遍,但储层致密、连续性差、非均质性强。储层改造工艺针对性强、实施难度较大。2009年开发至今,对于砂体厚度>10m的储层,苏75区块不断开展压裂工艺和压裂参数的探索及优化,逐步提升改造效果。尤其近两年,苏75区块直斜井借鉴水平井压裂改造模式,采用体积压裂2.0各项的技术,试气产量显著提升。笔者通过历年压裂试气数据演变历程及典型井施工案例分析,总结了一套适用于类似苏75区块厚储层的压裂改造工艺。

大庆油田致密油水平井小间距体积压裂现场试验

为解决大庆油田致密油储层采用常规压裂波及体积小及有效动用程度低的问题,开展了水平井小间距体积压裂技术研究。根据大庆油田致密油储层的特点,结合国内外小间距体积压裂开发趋势,对试验井的导流能力、裂缝间距、裂缝半长、施工排量及支撑剂分别进行优化。以X4井为例,全井压裂23段64簇,平均裂缝间距为17m,共加入压裂液20277m3;压裂后初期及产量稳定后的日产液量和日产油量均较高,取得了良好效果。由此可见,致密油水平井小间距体积压裂工艺有效动用了储层,降低了施工成本,可为同类型水平井压裂方案的优化设计提供借鉴和指导。