耐高矿化度压裂液体系研究进展

综述了高矿化度采出水配液时存在的问题,分析了高矿化度采出水对常规压裂液体系性能的影响机理,同时对近年来耐高矿化度水基压裂液体系的性能特点和应用情况作出总结,提出了滑溜水速溶粉剂减阻剂体系是未来耐高矿化度压裂液的一个重要研究方向。

耐200℃高温、低伤害压裂液稠化剂

为提高压裂液稠化剂的耐高温、低伤害性能,以丙烯酰胺(AM)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)作为共聚单体,采用水溶液自由基聚合法制得压裂液稠化剂(ADAN)。通过单因素变量法优选了制备条件,分析了ADAN的结构和稳定性,评价了含ADAN压裂液的耐温耐剪切性、降阻性、静态携砂性和破胶性。结果表明,最佳的共聚物配比及反应条件为:单体占总反应体系质量的20%、4种单体(AM、AMPS、DMC、NVP)的物质的量比为14∶2∶3∶1、引发剂(质量比为1∶1的K_(2)SO_(3)和NaHSO_(3))用量占体系总质量的0.4%、pH值为7、反应温度为45℃、反应时间8 h。在此条件下制得的ADAN热稳定性良好,在40~260℃下的质量损失约为10%。0.8%ADAN与有机锆交联剂、高温稳定剂亚硫酸钠、破胶剂过硫酸铵等配制的压裂液具备良好的耐温耐剪切性、降阻性、静态携砂性和破胶性。在200℃、剪切速率为170 s^(-1)下剪切140 min后的黏度仍高于90 mPa·s;在100~160 L/min的流量变化区间内,降阻率由48%上升至63%;陶粒在压裂液中静置12 h后的沉降距离为6.3 cm,沉降速度为0.875×10^(-2)cm/min;破胶后的残渣含量为86 mg/L。ADAN压裂液可耐200℃高温,并对储层的伤害较小,满足现场施工及地层需要。

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。

鄂尔多斯盆地东缘深煤层用一体化变黏压裂液研究及应用

结合深煤层大规模压裂开发工艺要求,研发了一套一体化变黏压裂液体系,该压裂液体系由乳液稠化剂、多功能添加剂等组成,可通过调整乳液稠化剂的浓度实时调整为低黏-中黏-高黏滑溜水体系。实验测试表明,该压裂液体系在速溶、增黏、降阻、耐剪切性等方面表现优异:速溶时间20~30 s;在剪切速率为1 s^(-1)→1000 s^(-1)→1 s^(-1)下表观黏度基本不变;流动剪切下降阻率>70%且变化不大。此外,该体系具有较低的表面张力和较好的防膨性能,表现为对煤岩具有较小的岩心伤害率。配合体积改造压裂工艺,在在鄂尔多斯盆地深煤层压裂开发中得到规模化应用,增产效果良好。

可变粘压裂液研究及在深煤层中应用

针对深煤层压裂开发需要,研发一套可变粘压裂液体系,通过粘度、降阻率、表面张力、界面张力等指标优选构建了低粘-中粘-高粘滑溜水体系,并对体系滤失性能、破胶性能和岩心伤害性能进行了评价。实验结果表明:随着体系粘度增加,降阻率先增加后降低;高粘度有助于降低滤失。通过调节破胶剂用量实现破胶可控,对煤岩具有较小的岩心伤害率。配合体积改造压裂工艺,可有效助力深煤层开发。优选的可变粘压裂液具有较好的推广和应用前景。

耐高温聚丙烯酰胺基压裂液的合成与应用研究

压裂技术是提高油田油气采收率的重要手段。随着我国油田开发逐渐向深层油气藏转移,油藏地层温度升高、高矿化度等问题对油气采收率的影响愈发明显,我国各大油田对高性能压裂液的需求十分迫切。本文针对聚丙烯酰胺基压裂液的合成方法、耐高温改性方向及在油田中的应用进行论述,并对下一步的研究发展进行展望,以期为聚丙烯酰胺基压裂液的耐高温性能方向研究提供参考。

压裂液辅助二氧化碳吞吐提高页岩油采收率核磁共振实验

为获取可实现连续补能的页岩油吞吐开发方式,以吉木萨尔页岩油储层为研究对象,借助低频核磁共振岩心分析仪和完成了压裂液辅助CO_(2)吞吐补能一体化模拟实验。分析岩样在多介质吞吐与驱替组合的开发过程中孔喉流体动用特征和采收率变化特征,评价压裂液辅助CO_(2)吞吐提高采收率效果,提出页岩油补能吞吐开发新方式。实验结果表明,CO_(2)吞吐,岩样采收率随吞吐周期快速下降,仅动用中大孔中原油,产油量主要源于前2个周期,最终采收率在30%~40%之间;压裂液辅助CO_(2)吞吐并采用CO_(2)注入端生产,原油主要产自中大孔,且产油量源于前3个周期,最终采收率在30%~40%之间;压裂液辅助CO_(2)吞吐并采用压裂液注入端生产,全部孔隙中原油均得到动用,最终采收率在70%~80%之间,剩余油分布均匀,表现出最好的开发效果。研究可为矿场吞吐补能提高页岩油采收率实践提供一定的理论基础。

低浓度胍胶压裂液有机硼交联剂BOA的合成及其性能评价

针对胍胶压裂液体系胍胶使用浓度偏高、破胶后残渣含量较高的问题,开展低浓度胍胶压裂液体系有机硼交联剂的合成和性能评价研究。以硼酸、正丁醇、乙二醇及二乙烯三胺为原料合成有机硼交联剂并对其反应物加量进行优化,确定出有机硼交联剂BOA合成中反应物的优选质量分数分别为二乙烯三胺34.5%、硼酸14.3%、乙二醇38.7%和正丁醇6.9%。对交联剂进行性能评价,结果表明:有机硼交联剂BOA与0.2%胍胶交联形成的胍胶压裂液的黏度可达84 mPa·s;有机硼交联剂BOA与0.2%胍胶交联形成的胍胶压裂液具有良好的抗温抗剪切性,在100 s^(-1)下逐渐升温至90℃、剪切60 min时及在60℃、100 s^(-1)下剪切90 min时胍胶压裂液的黏度均维持在90 mPa·s,且具有滤失低(滤失系数为2.0×10^(-4)m/min^(1/2))、携砂性能好(悬砂沉降速度为0.045 mm/s)、破胶速度快(在90 min内可完全破胶)、破胶液黏度<5 mPa·s、残渣含量较低(151 mg/L)的优势,可满足压裂液现场施工要求。

页岩储层钻井液-压裂液复合损害机理及保护对策

为了分析钻井液与压裂液复合作用导致的储层损害,考虑油基钻井液侵蚀页岩矿物诱发的裂缝延伸,建立钻井液动态侵入深度预测方法,评价页岩裂缝面力学性质弱化、裂缝闭合与岩粉堵塞导致的天然/水力裂缝损害,提出钻井液-压裂液复合作用储层损害模式,揭示页岩油气层钻完井损害机理并提出保护对策。研究表明,钻开储层过程中,钻井液通过页岩诱导裂缝和天然裂缝深度侵入储层,侵蚀页岩矿物并导致侵入带页岩力学性质普遍弱化;水力压裂过程中,钻井液-压裂液复合作用进一步弱化页岩力学性质,导致生产过程裂缝更易闭合并发生岩粉脱落,诱发天然/水力裂缝应力敏感损害和固相堵塞损害,造成钻井液-压裂液复合作用带裂缝导流能力大幅降低,制约页岩油气井高产稳产。提出了防塌防漏加速储层段钻进、化学成膜防止页岩裂缝面力学性质弱化、强化页岩裂缝封堵减少钻井液侵入范围、优化压裂液体系保护裂缝导流能力的页岩储层保护对策。

压裂液渗吸与富气页岩气井典型生产规律关系剖析

压裂液渗吸会改变储层内的原始气水赋存特征,进而影响页岩气井生产规律。为此,通过动态驱替与核磁共振实验,结合前人研究成果,剖析了孔隙内原始气水分布、压裂液渗吸对通孔和盲孔内气体赋存的影响以及气井生产规律与压裂液渗吸的关系。研究表明:孔隙内原始气水赋存类型与矿物种类、裂缝孔径及储层湿度有关,小孔隙、孔角处存在束缚水,大孔隙内甲烷吸附面积随储层湿度的增大而减小,吸附气含量受有机质孔隙占比及成熟度的影响;近裂缝区存在渗吸影响区,在影响区内压裂液渗吸可促进吸附气解吸,并驱替非均衡渗吸通孔中的游离气,压缩均衡渗吸通孔及盲孔中的游离气;非均衡渗吸通孔中被驱替出的气体是水力裂缝中游离气的主要来源之一,只有当井筒、裂缝及影响区内滞留的压裂液排出,各区域内部的气体才能产出,从而导致产气曲线滞后于产水曲线的现象,且裂缝排液阻力远小于基质孔隙排液阻力,是产气及产水曲线呈“L”形递减的主要因素。该研究成果聚焦于压裂液渗吸对气体赋存及产出的影响,可丰富页岩气储层保护理论,对气井高效开发具有指导作用。

海上低渗气藏压裂液优选实验研究

面对东海靶区工区面积大、井稀疏、非均质性较强的不利条件,结合现有压裂手段,利用控制变量法,对不同的压裂液配方体系进行减阻性能测定、表面张力测定、防膨性能测定、流变性能测定、破胶液配伍性测定与破胶液破乳率测定及压裂液伤害评价,优选出适合低渗气藏压裂液配方体系。并对优选出的压裂液配方体系进行压后岩石润湿性测试,根据实验结果,最终选择0.54%羟丙基瓜尔胶+0.1%助排剂A+0.1%助排剂B+0.05%黏土稳定剂A+0.1%黏土稳定剂B+0.1%的pH调节剂+0.24%高温破胶剂A作为最佳的东海A气藏压裂液配方体系。

低相对分子质量稠化剂渗吸压裂液体系的研发及性能评价

针对大庆油田非常规储层压裂采收率低、储层伤害大等问题,探索一种渗吸增能且滞留伤害低的压裂液体系成为攻关方向。自主研发了一种能够携砂造缝和渗吸洗油一体化的低相对分子质量稠化剂渗吸压裂液体系,聚合物稠化剂黏均相对分子质量为461万,具有优良的减阻、悬砂、耐温、耐剪切性能。破胶液平均粒径为189 nm,与大庆油田非常规储层孔喉尺寸匹配,最终渗吸采收率为32.73%。对比常用的胍胶压裂液体系,该体系岩心伤害率降低61.1个百分点,提高渗吸采收率7.73个百分点。大庆油田某井全程采用低相对分子质量稠化剂渗吸压裂液体系,取得了较好的压裂效果,为大规模推广应用奠定了基础,为大庆非常规储层高质量开发探索了新路径。

用于薄层油气藏的聚丙烯酰胺全悬浮压裂液

基于薄层油气资源开发中控制缝高和低排量的需求,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、2-丙烯酰胺基乙基溴化铵(DAMAB)、烷基酚聚氧乙烯醚(NP-10)等为原料,通过水溶液自由基胶束聚合法合成聚丙烯酰胺嵌段共聚物(PMASD)。采用荧光分光光度计、流变仪和扫描电子显微镜研究了PMASD的临界缔合浓度、黏弹性和微观结构;同时,研究了PMASD压裂液的静态、动态携砂性能,并与聚丙烯酰胺滑溜水进行对比;最后,将PMASD压裂液进行了现场应用。结果表明,PMASD压裂液存在胶束结构,临界缔合浓度为0.127%。PMASD压裂液体系表现出较好的黏弹性,线性黏弹区范围为0.01~1.00 Pa,疏水缔合后强度大,抗剪切能力强。在低排量(20 L/min)的注入过程中,PMASD压裂液形成的网络结构呈无规则分布,具有很高的结构强度,可以有效携带支撑剂。PMASD压裂液的静态和动态携砂性能均较好。在砂液体积比为12%的实验条件下,PMASD质量分数≥0.25%(黏度为147 m Pa·s)时,在常温及80℃下均表现出较好的悬浮及携砂能力。相较于聚丙烯酰胺滑溜水,PMASD压裂液的携砂效果同比提高160%。在江苏油田X5-X井现场应用中,以2 m3/min的排量泵入PMASD压裂液,日产液由1.4 t增至6.5 t,日产油由0.6 t增至4.2 t,增产效果明显。全悬浮压裂液PMASD体系能满足薄层油气资源在低施工排量下有效携砂的压裂改造需求。

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。

耐盐型聚合物压裂液制备与性能研究

部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)具有良好的溶解性和增稠性,是压裂液中常用的增稠剂。然而,油气生产中的高温和高矿化度等情况限制了其使用。为解决这一问题,采用络合引发聚合的方法合成了具有良好耐温耐盐性能的疏水缔合聚合物CIT。合成的聚合物CIT的分子结构经红外光谱确证。研究了CIT聚合物的水溶性、增稠性和耐盐性。结果表明:CIT聚合物溶液的表观黏度最初随氯化钠的加入而降低。随着盐质量浓度的进一步增加,CIT聚合物溶液的极性也增加,分子间的疏水缔合作用也增强,导致疏水缔合网络结构更加致密,聚合物溶液的表观黏度增加。黏弹性测试表明,随着盐质量浓度的增加,聚合物溶液的黏弹性先减小后增大。此外,与传统的HPAM相比,它具有更好的耐温性、抗剪切性和剪切恢复能力。同时,CIT聚合物可以在行业标准时间内完全破胶,没有残留物。CIT聚合物的优点包括增盐、耐高温和彻底破胶。因此,它具有作为耐温耐盐压裂液增稠剂的巨大潜力。

低渗透致密储层用改性纳米驱油压裂液

低渗致密油藏作为未来我国非常规油气资源勘探开发的主要新领域,是接替常规油气资源、支撑油气革命的重要力量。纳米流体在低渗致密油藏中驱油效果较好,但纳米粒子作为助剂在水溶液中易堵塞地层微纳米孔喉,纳米粒子的团聚问题一直难以解决。通过水溶液引发自由基共聚法,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-12-(2-丁烯酰氧基)正十二烷基-N,N,N-三甲基溴化铵(MEDDA)为底物单体,引入改性纳米SiO_(2)合成了一种改性纳米SiO_(2)/聚合物驱油压裂液。借助红外光谱仪、核磁共振氢谱仪和透射电镜等方法分析表征改性纳米SiO_(2)/聚合物驱油压裂液稠化剂;再将渗吸驱油实验和核磁共振技术相结合来研究改性纳米SiO_(2)/聚合物驱油压裂液的驱油效果。研究结果表明,聚合物体系中的改性纳米SiO_(2)最优加量为1.5%。通过对比不同改性纳米SiO_(2)加量的改性纳米SiO_(2)/聚合物驱油压裂液在饱和油岩心片表面的接触角,证明改性纳米SiO_(2)/聚合物驱油压裂液驱油效率的提升是通过改善岩石表面润湿性来实现的。相较于未添加改性纳米SiO_(2)的聚合物驱油压裂液体系,添加改性纳米SiO_(2)(1.5%)/聚合物驱油压裂液的自发渗吸效率接近40%,渗吸效率提升超过1倍。通过核磁共振成像结果也可明显看出:随着渗吸时间的延长,添加了改性纳米SiO_(2)的驱油压裂液中的岩心原油饱和度大幅降低,渗吸速度明显加快,渗吸效果显著。

超高矿化度AM/AMPS共聚物压裂液与交联过程流变学

对不同矿化度、不同盐溶液中AM/AMPS压裂液流变性能及其在超高矿化度时的交联凝胶状态与流变学性质以及交联过程进行了研究。结果表明,AM/AMPS压裂液KCl与CaCl_(2)溶液中黏度与弹性模量下降,且CaCl_(2)的影响更显著;而超高矿化度镁盐溶液对压裂液黏度与黏弹性有增强作用。在超高矿化度的不同盐溶液中,AM/AMPS均可以与有机锆交联剂形成能完全挑挂凝胶,应变扫描结果证明,交联后压裂液表现出典型的凝胶特征。AM/AMPS压裂液在高矿化度盐溶液以及水溶液中的30℃恒温小振幅振荡交联过程可用四参数交联流变动力学方程描述,金属盐离子可以提高凝胶强度,且二价盐的提高更为显著。AM/AMPS压裂液升温小振幅振荡交联过程存在缓速交联与快速交联两个阶段,适当升温有利于交联反应。AM/AMPS压裂液在自来水与一价盐溶液中升温大振幅振荡交联过程与升温小振幅振荡交联过程相似;在二价盐溶液中交联过程受剪切影响较大,适当提高剪切,有利于AM/AMPS压裂液在盐溶液中交联。研究获得了超高矿化度AM/AMPS压裂液新体系,有望为AM/AMPS压裂液工程应用提供指导。

超深层耐高温压裂液研究进展与展望

深层/超深层油气资源是我国未来油气勘探开发和增储上产的重点突破领域。压裂是实现超深层油气高效开发的重要手段,但超深层压裂面临的苛刻条件对压裂液提出了新的挑战。现从增稠剂、交联剂和延迟交联技术三方面对超深层耐高温压裂液研究进展进行综述。回顾国内外常用稠化剂和交联剂对于提升压裂液耐温性能的发展历程,明确现有深层/超深层压裂液的耐温界限。目前在压裂液延迟交联的技术方法中依靠环境响应的延迟交联技术最具有应用潜力,但耐温压裂液仍然存在“用剂浓度高、分子结构复杂、井筒摩阻高”的问题。研发具有低伤害、高减阻、低成本的耐高温延迟交联压裂液将是超深层压裂液未来的发展方向,可为进一步完善我国深层/超深层油气高效开发压裂工作液技术提供借鉴。

中低温淡水基压裂液在海上油田的应用

渤海油田Q-3井为一口探井,储层深度3 020~3 045 m,油藏温度104~110℃,地层压力系数0.99~1.11,目的层测井综合解释孔隙度为11.0%~11.5%,渗透率为2.2~2.6 mD,为低孔特低渗储层,泥质含量约为15.6%~16.7%。所在海域水深约10 m,海水浊度高,过滤效率低,如果采用海水配制压裂液,无法满足供液排量需求,因此提出采用中低温淡水基压裂液体系。本文针对该井储层特征,考虑施工时环境温度,开展溶胀性、防膨性能、耐温耐剪切性、破胶性能等实验,压裂液各项性能指标均达到行业标准且满足施工要求,并在渤海油田得到现场应用。

疏松砂岩储层压裂液滤失特性与压裂能效分析

压裂充填是解决渤海油田防砂与增产问题的主导工艺技术,但高渗储层压裂滤失特性及其对压裂能效影响规律不明确,造成压裂选井选层和施工优化缺乏有效指导。通过对储层岩心压裂液滤失评价和疏松砂岩岩心三轴压裂模拟试验,并基于压裂液滤失和裂缝形态,构建了中高渗储层压裂模拟和能效评价指标与方法,实现了对不同储层条件和施工参数下起裂效率和裂缝延伸效率的有效评价。研究结果显示,相对于低渗透储层,非均质性明显的疏松砂岩储层裂缝不规则性更加明显,并且存在主裂缝分支多条细裂缝的情形。基于压裂机理和滤失特性的压裂能效的分析结果,得到了渤海油田典型工况下的推荐作业参数范围:压裂充填实施的储层渗透率低于2.0~4.0μm^(2);滤失系数控制在0.006 m/min^(0.5)以下;压裂排量不低于2.0~2.5 m^(3)/min;压裂液黏度保持在180~200 mPa·s以上。所得结论可为渤海油田中高渗储层压裂充填选井选层和施工参数优化提供理论支撑。