胍胶压裂液有机硼交联剂JSA-1的合成与性能评价

以硼酸、正丁醇、乙二醇、二乙烯三胺为反应原料,采用一锅法合成了有机硼交联剂(JSA-1)。考察了胍胶质量分数(即含量,以胍胶占胍胶基液总质量计)、JSA-1用量(即添加量,以胍胶基液质量为基准,下同)、pH对JSA-1交联性能的影响。结果表明,胍胶质量分数越大(0.09%~0.4%),胍胶压裂液的交联状态越好、交联时间越短、表观黏度越高、耐温能力越强;JSA-1用量越大(0.04%~0.4%),胍胶压裂液的交联状态越好、交联时间越短、耐温能力越强;pH(pH=4~14)越高,胍胶压裂液的交联时间越长、耐温能力越强。JSA-1对pH和胍胶质量分数的适用范围较广,在低温配方中,可以使低质量分数的胍胶实现有效交联,胍胶质量分数为0.13%的胍胶基液与JSA-1交联后,在常温、100 s^(–1)剪切下表观黏度可达到50 mPa·s;在高温配方中,胍胶质量分数为0.4%的胍胶基液与JSA-1交联后制备的压裂液具备较好的耐温耐剪切能力,在120℃、100 s^(–1)剪切条件下表观黏度可以稳定保持在300 mPa·s左右。

鄂尔多斯盆地东缘深部(层)煤层气勘探开发理论技术难点与对策

我国深部(层)(以下均指埋深大于2 000 m)煤层气资源丰富,勘探开发潜力巨大。2019年以来,鄂尔多斯盆地东缘(鄂东缘)大宁–吉县区块逐步进入深部(层)煤层气“规模勘探+先导试验”阶段,直井日产气量突破2×104m3,水平井日产气量突破10×104m3,这一标志性成果既突破传统意义上煤层气勘探开发领域的深度禁区,使得煤层气总资源量有望在30.05×1012m3基础上大幅度增加,又将成为“十四五”乃至长远煤层气产业实现规模发展的重点勘探开发方向。面对以地面传统钻井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输和数智化等为主体技术及开发方式的迫切需求,鄂东缘深部(层)煤层气面临许多基础理论和技术难点,包括:成藏机理和赋存规律,有利区优选方法;高产主控因素及控制机理,解吸–渗流机理与开发规律,“地质–工程一体化”开发甜点分类评价标准,关键开发指标确定方法和依据;低成本优快高效钻完井技术,水平井水泥环高效密封控制技术;煤岩缝网形成机理,低成本、高效、环保压裂入井材料,改造后缝网孔渗特征、流动规律;高盐、高水气比、出砂等工况下排采及举升控制技术;高效节能集输、规模开发所需复杂集输管网稳定运行理论与实践体系;数智气田建设和人工智能应用研究。在系统梳理上述难点基础上,针对性地提出勘探地质、开发地质、钻完井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输与数智化等理论与技术的研究方向和具体对策,这一成果不仅对加快鄂东缘深部(层)煤层气规模上产具有重要的指导意义,而且对国内外深部(层)煤层气规模开发具有很强的引领和示范作用,也可有力推动煤层气产业高质量发展、支撑实现国家碳达峰碳中和目标与保障清洁能源安全。

低温覆膜树脂砂在煤层压裂中的应用

针对煤层压后易出砂的情况,提出了低温覆膜树脂砂技术。该技术是在携砂液阶段后期尾追覆膜树脂砂,随后注入固化剂使树脂缩聚并固化,把分散的砂粒变成一个有机的整体,阻止支撑剂随地层流体运移而导致地层出砂。根据固结、渗流速度测试、抗压强度等实验结果,证明低温覆膜树脂砂具有固结效果好、导流能力强、抗压强度高等特点,能很好的解决支撑剂回流的问题。通过现场应用,进一步验证了低温覆膜树脂砂的防砂效果。截至到2009年11月,采用该技术现场施工15井次,施工成功率100%,防砂有效率达93.3%。

煤层应力敏感性及其对压裂液滤失的影响

压裂液滤失系数是压裂设计中非常重要的参数。由于煤层中的渗透率、孔隙度等物性对应力极为敏感,在对煤层进行压裂设计时,若直接用试井和测井测得的渗透率和孔隙度值代入滤失系数的计算公式,算出的结果可能与实际情况严重不符。通过实验室内不断改变围压的方式来模拟煤储层上覆压力的变化情况,建立了某盆地煤层应力与渗透率之间的关系,并在考虑煤层物性应力敏感性的情况下,探讨了煤层压裂液综合滤失系数的计算方法。结果发现,压裂液综合滤失系数及岩心渗透率与净围压的关系均符合指数递减规律。另外,通过对动态渗透率的拟合,使得到的综合滤失系数远远大于未考虑应力情况下的综合滤失系数,这样能更准确地反映实际情况。

多准则多约束水平的油田开发规划产量构成优化模型

综合考虑了多种资源约束水平的不确定性和油田开采系统的各种复杂因素,利用多约束水平线性规划框架研究了油田开发的产量构成优化问题,并建立了油田产量构成优化的优化模型。介绍了按全局产量构成优化分配和按采油厂产量构成优化分配建立优化模型的决策变量、目标函数、约束条件、约束水平、数学模型及求解思路。

鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块煤层气水平井分段压裂实践

鄂尔多斯盆地东南缘大宁—吉县区块投入煤层气勘探开发近10年,直(斜)井平均单井煤层气产量约为300 m^3/d,经济效益较差。分析认为:煤层气压裂裂缝长度较短,目前井网井距的丛式井组压裂后难以达到整体降压的效果;而如果采用水平井,水平段每级较短距离分段压裂改造,能够达到同层整体面积降压的效果,可极大提升整体开发效益。2013年该区开展了中国第一口煤层气水平井套管完井分段压裂试验,单井产气量达12 000 m^3/d;2015年又陆续开展了3口煤层气水平井分段压裂试验,单井产气量介于6 000~12 000 m^3/d(目前还处在稳定上产阶段),取得了较好的产气效果。相对于常规水平井分段压裂,大宁—吉县区块煤层气水平井分段压裂主要在钻井压裂一体化设计、射孔方式、段间距选择、复合压裂液体系等几个方面进行了优化创新。总结该区煤层气水平井分段压裂方案(钻井压裂一体化设计、射孔方式、分段方式、压裂液体系优选、压裂规模优化等方面)的整体设计思路及现场应用经验,对于其他区域低渗透煤层水平井压裂具有指导作用。

鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块海陆交互相页岩气压裂技术

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部大宁—吉县区块海陆交互相的页岩气储层位于下二叠统山西组2~3亚段下部,页岩层的岩心、录井、测井数据资料分析解释结果显示储层渗透率、孔隙度较低,含气饱和度中等,发育天然微裂缝,脆性矿物含量介于32.2%~51.3%,黏土含量较高,黏土矿物以伊蒙混层为主,水平应力差异小,钻井过程中均有较好的气测显示。借鉴成熟的页岩气'体积压裂'思路,选择黏土控制、助排及降阻性能优良的滑溜水体系,采用套管注入,较大液量,低砂比、小粒径支撑剂,段塞式加砂,较大排量泵注,最大限度提高净压力,沟通天然微裂缝,增大储层改造体积(SRV)。现场应用效果表明:(1)直井的压裂施工均按设计思路顺利完成,测试求产阶段最高瞬时页岩气产量为14 000 m^3/d,使用小粒径陶粒与小粒径石英砂作为支撑剂均获得了较好的产气效果;(2)优选的滑溜水体系实现了良好的黏土控制性能和助排性能,后续井将坚持使用该类型低伤害滑溜水体系,同时施工规模可以适度加大以增加裂缝网络体积。

煤系非常规天然气一体化压裂液体系研究与应用

为了解决目前煤系非常规天然气压裂液体系应用灵活性差、性能不可调问题,研究了一体化压裂液体系。以3种一体化稠化剂为研究对象,结合现场黏土稳定剂、助排剂和破胶剂,开展一体化压裂液体系增黏、减阻、悬砂、耐温抗剪切、破胶、添加剂配伍性、防膨和表面张力实验评价,并分析一体化压裂液现场应用效果。结果表明,一体化压裂液体系黏度灵活可调,黏度随一体化稠化剂含量增加而增大,黏度调整区间为3~200 mPa·s,高黏液体悬砂性能优异,体积分数为1.0%的一体化压裂液在60℃、100 S^(−1)剪切条件下黏度大于100 mPa·s;一体化压裂液体系与各类添加剂配伍性良好,易破胶,减阻率、防膨率均大于70%,表面张力小于28 mN/m。其一体化主要体现在功能性和应用性两个方面,功能上集滑溜水、线性胶、交联液压裂液体系于一体,能够满足各类气层压裂改造工艺对造缝、减阻、防膨、携砂、快速返排等性能的要求;应用上在鄂尔多斯盆地东缘现场煤层气、页岩气、致密砂岩气井均取得了成功应用。一体化压裂液推动了非常规气压裂工艺试验,提高了压裂改造效果,对各类气层以及压裂改造工艺具有良好的适应性。

煤层气压裂水平井渗流规律研究进展

国内外对煤层气压裂水平井产能分析尚未达成共识。为此,在综述国内外煤层气压裂水平井渗流规律研究状况的基础上,系统地回顾了压裂水平井渗流理论发展历程。国外对于压裂水平井的研究趋向于建立数学模型及求解方法,模型包括双线性流模型、三线性流模型等;国内对压裂水平井的研究重点在于分析压裂水平井的产能特征和裂缝参数的优化。首先对压裂水平井不同裂缝形态下有限导流垂直裂缝双线性流模型和三线性流模型进行了分析;其次对水平井中多条横向人工裂缝的瞬态压力特性、多条裂缝之间的干扰,裂缝条数对水平井产能的影响进行了阐述;最后,提出了目前压裂水平井渗流理论研究中存在的各种问题,并指出了压裂水平井渗流理论的发展趋势。

煤层气藏与页岩气藏

介绍了煤层气藏和页岩气藏形成的基本原理,以及用于评价煤层气藏和页岩气藏的关键数据及其获取方法。概述了这些气藏的钻井、完井及开采过程。在煤层气藏中,天然气地层储量绝大部分被认为是吸附气;页岩气则是吸附气和游离气的混合体,其普遍依赖于水力压裂来连接井筒与天然裂缝。煤层气藏与页岩气藏都具有强烈的非均质性,两种气体将在世界能源供给中占有越来越重要的地位。