压裂液残渣及支撑剂嵌入对裂缝伤害的影响

运用ZCJ-200型导流能力试验装置测试了3种不同压裂液在相同支撑剂类型、铺置浓度、不同闭合压力下对支撑剂充填裂缝导流能力的伤害程度;用蒸馏水作为介质测试了2种支撑剂在不同闭合压力及不同温度下对导流能力影响的差别。通过研究不同压裂液对支撑缝的伤害程度,发现残渣对支撑缝的伤害程度影响显著,应选择低残渣压裂液;对同一种体系,闭合压力升高会导致导流能力、渗透率的降低,通过对两者与闭合压力的关系表达式,总结出其衰减规律;支撑剂颗粒大小、温度变化对导流能力都有很大影响。

压裂液残渣处理剂研究

研究解除水力压裂施工后聚合物残渣堵塞的处理剂。通过对压裂液破胶后形成滤饼的溶蚀实验,模拟不同处理剂对压裂后聚合物残渣堵塞物的解除效果。单剂配方对滤饼的溶蚀效果受温度影响较大,但盐酸和过氧乙酸在室温及60℃条件下溶蚀率均大于80%,是较理想的残渣处理剂;复剂配方分别由强氧化剂和酸以及强氧化剂和螯合剂复配,由于复剂中各成分的协同效应,使处理剂的性能得到较大的改善,表现为配方受温度的影响减小。盐酸具有对压裂液残渣溶蚀率高、成本低的优点,是较为理想的压裂液残渣处理剂。

无残渣压裂液研制与应用

聚合物压裂液残留物对压裂裂缝支撑带和地层渗透率造成难以恢复的伤害,影响压裂改造效果。为此,研发了一种新型黏弹性表面活性剂无聚合物压裂液。该压裂液由羧酸衍生物(NRF-01 a)组成,在盐水中,它能形成抗变形的棒状或球状胶束,使溶液具有黏弹性。该液体遇水或碳氢化合物自动破胶,无残留物,能满足油层压裂改造的需要。简述了这种无残渣压裂液的形成机理,测试了压裂液的性能。室内试验结果表明,该压裂液黏度随温度上升而上升,在60℃左右上升到最大值,且经过高剪切破坏后,黏度能迅速恢复,有良好的剪切恢复性,以水稀释和与烃接触破胶后,破胶液黏度接近清水黏度,不需要另加破胶剂。破胶液残渣测定结果显示,残渣含量基本为0;对基质和裂缝支撑带的伤害率均低于常规压裂液;防膨性能和对稠油降黏作用均很显著。该压裂液现场应用取得显著效果。

抗高温无残渣压裂液的研究与应用

基于清洁压裂液和黏弹性表面活性剂的研究思路,综合应用分子缔合形成结构流体的理论设计并研制出了一种新型的抗高温无残渣压裂液稠化剂,用该稠化剂和其他添加剂配制出了抗高温无残渣压裂液。实验主要对该压裂液的抗温性能进行了评价,研究结果表明,该压裂液具有较好的高温流变性(抗温能力已达到160℃),并且破胶彻底、几乎无残渣。现场应用表明,该压裂液体系能够满足高温井的压裂施工要求,且增产效果较好。

聚合物-CO_2泡沫压裂液性能研究及现场应用

针对目前常用的CO_2泡沫压裂液存在的与CO_2配伍性差、交联不易控制、耐温耐剪切性能差、残渣含量高等问题,采用丙烯酰胺类多元共聚物BCG-8为稠化剂,通过配套添加剂优选及用量优化,形成了的基础配方为0.3%~0.6%稠化剂BCG-8+0.2%~0.45%稠化增效剂(起泡剂)B-55+0.2%~0.3%调节剂B-14+1%KCl的聚合物-CO_2泡沫压裂液体系,研究了该压裂液体系的泡沫流变性、耐温耐剪切性能、携砂性能及破胶性能。研究结果表明,该体系泡沫质量在55%~75%时表观黏度保持在较高值,在140℃、剪切速率170 s^(-1)下剪切120 min后表观黏度保持在30 mPa·s以上,黏弹性的作用使其携砂性能明显优于HPG冻胶体系的,且该体系破胶液的表面张力低于24 mN/m、残渣含量低至0.1 mg/L。该压裂液体系在延长油田页岩气井中施工顺利,措施见效快,增产效果显著,可用于页岩气等非常规油气藏的储层改造。

抗高温清洁CO2泡沫压裂液在页岩气储层的应用

为了实现裂缝型、低压、低渗、强水敏、易水锁等特殊油气藏的高效开发,采用研发的多元共聚物、黏度增效剂、调节剂等和CO2混配,得到一种抗高温清洁CO2泡沫压裂液(BCF压裂液)。对压裂液体系进行了综合性能测试,结果表明:BCF泡沫压裂液抗温能力可达140℃,在90℃下泡沫液具有优良的携砂性能,其半衰期超过5 h,泡沫液滤失系数与胍胶冻胶相当,并且压裂液破胶彻底,破胶液残渣含量低至1 mg/L、表面张力在24 m N/m以下。BCF压裂液体系在延长油田YY2页岩气井得到了成功应用,加砂成功率100%,求产后单井无阻气量达到1.0×105 m3/d,是邻井产量的3倍。试验表明,该压裂液具有常规CO2泡沫压裂液不可比拟的优点,对此类特殊油气藏的高效开发和储层保护具有重大意义。

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。

低渗油田压后水力裂缝处理技术

对于低渗油田，压裂是其投产开发的主要措施，压后形成高导流能力的支撑裂缝是获高产的必要条件。然而大量室内和现场资料表明，诸多因素如支撑剂破裂、压裂液中水不溶物、压裂液残渣、地层粘土的运移、地层流体中垢类等，尤其是压后排液不畅，使地层渗透率受到伤害，裂缝导流能力大大降低。通过大量的研究和实验，应用相关处理液对水力裂缝进行处理，可以较好地解除污染恢复裂缝导流能力，提高压后增油幅度，对于改善压裂效果具有很好的作用。

大庆探区低伤害压裂工艺技术的实践与认识

分析了特低渗透扶杨油层的特征及工艺技术难点,提出了采用低伤害压裂的技术。介绍了“CO2泡沫压裂技术”和“清洁压裂液工艺技术”。通过在肇源裕民、大庆长垣扶杨油层新井及老井复查中的应用,单井采油强度在原有常规技术水平0·202t/m的基础上,提高了70%以上,使达到商业储量所需钻遇油层厚度由原有技术水平的15·87m降至平均钻遇厚度界限9·3m以下,进一步降低了低丰度扶杨油层可动用储量的技术界限。

低渗透油田压裂后水力裂缝处理工艺

对低渗油田来说,压裂是其投产开发的主要措施,压后形成高导流能力的支撑裂缝是得到高产的必要条件。然而大量室内和现场资料表明,许多因素如支撑剂破裂、压裂液中水不溶物、压裂液残渣、地层粘土的运移、地层流体中垢类等,尤其是压后排液不畅,使地层渗透率受到伤害,裂缝导流能力大大降低。通过大量的研究和实验,应用相关处理液对水力裂缝进行处理,可以较好地解除污染恢复裂缝导流能力,提高压后增油幅度,对于改善压裂效果具有很好的作用。

高温深井复杂岩性气藏压裂技术

冀东油田五号构造沙河街组属于复杂岩性气藏,岩性主要以玄武岩、火山碎屑岩为主,埋深4781.6～5200 m,储层温度170～180℃,物性差(0.04～0.4 mD),前期采用φ139.7 mm套管压裂,排量2 m^(3)/min时,压力70 MPa,停泵压力61 MPa,导致施工失败。通过对该气田火山岩岩心全岩、X射线衍射分析、酸溶、地应力及天然裂缝识别实验,认为天然裂缝发育且裂缝充填物多为酸溶矿物,提出了前置酸压+压裂改造工艺。从耐170℃高温有机硼低残渣瓜胶压裂液、稠化酸、优化射孔方式,提高地面设备承压、自降解降滤失剂封堵天然裂缝等综合处理措施出发,实现了适合南堡五号构造裂缝性火山岩深井压裂的顺利实施,并对前期失败井再施工,排量为5 m^(3)/min时,最高压力为74 MPa,共加砂60 m^(3),顺利完成了施工。该技术在该区块现场实施3口井,单井最高加砂量125 m^(3),最高套压85 MPa,NP5-A井压后φ6.35 mm油嘴放喷,日产气量为10.7×104 m^(3)。

改性瓜尔胶压裂液对储层伤害的实验研究

针对大庆外围低渗透油田储层敏感性强、压裂液的伤害降低储层改造效果的问题,利用大庆外围低渗透油田常用的改性瓜尔胶压裂液配方和储层岩心,进行了压裂液滤液、残渣对地层渗透率的伤害原因分析和伤害程度研究。实验结果表明,压裂液不可避免地会对储层造成伤害,指出了压裂液滤液和残渣是造成储层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,因此优选低伤害的压裂液配方是十分必要的。