新型合成聚合物超高温压裂液体系

松辽盆地深层火山岩储层埋深大于5 000 m,储层温度高达180℃,需要开发一种能应用于超高温(180℃以上)储层的新型低伤害压裂液。在室内合成交联剂AC-12的基础上,通过优化压裂液添加剂的用量,研发了新型的合成聚合物压裂液配方。室内实验表明,合成聚合物压裂液在180℃下具有很好的耐温耐剪切性能,在180℃、170 s-1剪切120 min后,压裂液黏度在100 mPa.s以上。通过将剪切速率由170 s-1增加到1 000 s-1、2 000 s-1,再降到170 s-1,模拟压裂液在泵入过程中管路高剪切和裂缝低剪切的黏度变化情况,得到该配方高剪切下的黏度恢复能力强,进入裂缝后有足够的黏度使支撑剂全悬浮,该压裂液具有高剪切下的黏度恢复性能。同时,合成聚合物压裂液容易破胶,破胶液黏度低,残渣含量少,可以在高温深井使用。

新型超高温压裂液体系研制与评价

目前中国常规的压裂液体系仅适用于温度在150℃以下的地层,迫切需要开发一种能应用于超高温(180℃以上)储层的新型低伤害压裂液体系。在室内对影响超高温压裂液性能的主要添加剂———稠化剂和交联剂进行了改性,考察了影响超高温改性瓜胶产品性能的主要因素,确定出了其合理的工艺条件,并通过严格控制反应条件,向有机硼中引入有机锆络合物,获得了交联剂BA1-21。以改性瓜胶和交联剂BA1-21为主剂成功研制出耐温在190℃以上的超高温压裂液体系。该交联体系与常规交联体系相比,具有更好的耐温抗剪切性能、破胶水化彻底,且对岩心渗透率的伤害程度较低。该技术对深层超高温储层压裂具有一定的指导意义。

低摩阻超高温压裂液研究及应用

针对常规压裂液耐温能力不足、交联时间短、施工摩阻高等问题,通过研制强延缓交联剂、温度稳定剂,优选稠化剂、p H调节剂、黏土稳定剂,开发了一套低摩阻超高温压裂液体系,形成3个高温(160,180,195℃)配方,并进行了流变性能、降阻性能、破胶性能及伤害性能的分析评价。结果表明:该体系可在不同温度点下交联,交联时间可控,并具有良好的抗剪切能力,195℃,170 s-1下剪切95 min后,黏度仍保持在50 m Pa·s以上;破胶液残渣质量浓度为386 mg/L,对支撑剂充填层导流能力的伤害率为7.85%,滤液对岩心渗透率的损害率为19.20%,降阻率为55.34%,完全能满足超深高温储层大规模压裂的要求。此体系成功应用于塔河油田TKX井6 576.07~6 656.00 m井段,同等排量下的降阻效果明显优于常规压裂液。

新型改性羟丙基瓜胶及其在超高温压裂液中的应用

为提高稠化剂的抗温性,以羟丙基瓜胶、2-吡咯烷酮和(2-氯乙基)三甲基氯化铵为原料,合成了新型改性羟丙基瓜胶稠化剂。采用TGA进行了抗温性能评价,研究了稠化剂的交联条件以及压裂液的耐温耐剪切性能、破胶性能、残渣含量和岩心伤害评价等。结果表明,羟丙基瓜胶通过引入刚性基团改性后,热降解温度提高到了220℃,在0.6%的加量下增黏效果好。压裂液体系优选配方为:0.6%改性羟丙基瓜胶+0.5%高温防膨剂BZGCY-C-FP+0.5%高温助排剂BZGCYC-ZP+0.1%温度稳定剂BZGCY-Y-WD+0.2%碳酸钠+清水+有机硼锆交联剂BH-GWJL(交联比为100∶0.4),在200℃、170 s^(-1)下剪切120 min后黏度保持在60 m Pa·s以上,提高了稳定性。现场应用效果表明,该体系能够满足高温井施工要求。

超高温压裂液体系完善优化研究

水力压裂增产技术是目前改善油气层最为有效的方法,压裂施工过程中,压裂液的好坏决定施工的成败。针对水基压裂液体系需要达到的性能要求进行了室内试验研究,通过分析压裂液耐温性能影响因素,对高温压裂液体系配方调试及综合性能评价进行了超高温压裂液体系完善优化研究,完成了耐温达到150℃的地面交联酸酸液体系胶凝剂、交联剂、交联延迟剂主剂等的研制和该酸液体系整体性能评价等全部室内研究工作,研制的地面交联酸酸液体系耐温达到150℃,在170s^(-1)的剪切速率下,剪切60min,粘度保持>50m Pa·s,并进行了现场试验,实验结果证明,能够满足现场施工要求,具有良好的推广应用前景。

用方差分析法配制超高温压裂液在矿场的应用

针对江汉油区深井低渗透油层压裂增产的需要,应用方差分析法配制成超高温压裂液,在深井高温低渗透薄层中进行矿场压裂试验成功,表明具有进一步扩大应用的潜力。

超高温改性瓜胶压裂液性能研究与应用

针对目前压裂井越往深井发展地层温度越高这一问题,研究开发了一种由耐高温改性瓜胶、有机硼锆交联剂和温度稳定剂等形成了超高温压裂液体系,即0.55%超高温改性瓜胶+1%温度稳定剂BA1-26+0.5%助排剂BA1-5+0.5%黏土稳定剂BA1-13+0.02%杀菌剂BA2-3+2%KCl+0.6%交联剂。用AFM、SEM观察了压裂液交联前后的微观结构,并考察了压裂液的相关性能。实验结果表明,超高温压裂液具有良好的抗剪切能力,180℃、170 1/s下剪切2 h后,黏度仍保持在150 mPa.s以上;通过调节pH可使超高温压裂液的成冻时间控制在3～15 min之间,有利于深井施工;交联前压裂液的线形结构有利于提高降阻性能,交联后压裂液的三维结构有利于携砂。破胶液外观清澈透明、黏度较低(<6 mPa.s)、表面张力低(为28.6 mN/m),残渣率为10.6%。现场实施进一步证明研制的超高温压裂液能满足180℃地层的压裂要求。

超高温水基压裂液增稠剂的改性及性能研究

超深井及非常规油气藏开采常常需要压裂液耐温180℃以上,笔者以羧甲基胍胶为母体,通过引入刚性基团2-吡咯烷酮,阳离子基团(2-氯乙基)三甲基氯化铵,将改性羧甲基胍胶与非离子型聚丙烯酰胺复配形成梯形结构,提高压裂液耐温抗剪切性能.采用傅里叶红外光谱仪(FT-IR)、热重分析仪(TG)对其结构和热稳定性进行表征,并对其交联性能、高温剪切性能进行测试.其中2-吡咯烷酮+(2-氯乙基)三甲基氯化铵改性羧甲基胍胶与聚丙烯酰胺复配在200℃、170 s-1的剪切速率下剪切60 min后的表观黏度为110 m Pa·s,比未改性的羧甲基胍胶耐温抗剪切能力有明显改善.

异常高温胍胶压裂液体系研制与应用

目前国内常规的压裂液体系仅适用温度150℃以下的地层。室内对影响超高温压裂液性能的主要添加剂——稠化剂和交联剂进行了改性,通过严格控制反应条件,得到低残渣、高黏度的超高温胍胶稠化剂GHPG和超高温延迟交联剂BA1-21,研制出耐温190℃以上的超高温压裂液体系。对超高温改性胍胶的性能进行了评价,对超高温压裂液体系交联剂延迟交联性能、耐温耐剪切性能进行了评价。在ZG63井实施压裂改造8d后,压裂液返排率74.9%,平均产气6000m3/d,初步达到了改造储层并认识储层的效果。该技术对国内深层超高温储层压裂具有一定指导意义。

应对储层改造新形势的三种压裂液体系研究

压裂工艺技术是提升油气产量的一个重要措施,而压裂液则是压裂工艺技术中必备的施工材料,所以对压裂液进行优化可以很大程度提升油气的产量。近年来,储层改造的目的层不断加深,地层温度越来越高,非常规储层水平井压裂数量呈现出上升趋势,为了适应这一新形势,压裂液也朝着耐高温低成本的方向发展。本文就对压裂液中的超高温压裂液、加重压裂液、变粘滑溜水液体体系进行了详细的分析,希望在满足储层改造技术要求的同时加强储层保护的力度。

富油凹陷二次勘探复杂储层油气藏改造模式——以冀中坳陷、二连盆地为例

富油凹陷二次勘探是实现老区持续增储的关键,但面临越来越多的深层、低渗透、特殊岩性等复杂油气藏,需要措施改造才能获得工业油气流。以渤海湾盆地冀中坳陷和二连盆地为例,针对低渗透薄稠油层改造易伤害、流动差、缝高控制难的技术难题,形成了"规模适度、中等砂比、全程防膨、高效降黏"的精细改造模式;针对超深超高温超高应力的碳酸盐岩潜山油气藏难以实现深度酸压改造的技术难题,研制了耐200℃高温耐剪切性能的超高温聚合物压裂液,优选出缓速效果突出、具有固液转向功能的清洁酸液体系,形成了"前置探缝、固液转向、多级注入、闭合酸化"的体积酸压改造模式;针对高含黏土砂砾岩低渗透储层改造易伤害、易敏感、易砂堵的技术难题,研制了岩心损害率由以往的38.6%降低到13.4%的滑溜水及低浓度压裂液体系,并配套形成"复合压裂、前置投球、多层分压"的低伤害复合体积改造模式。在蠡县斜坡、牛东潜山、阿尔凹陷综合应用106井次,整体改造效果较以往提高1.5倍以上,有效支撑了富油凹陷二次勘探新领域的增储上产。