超临界CO_(2)压裂液对页岩储层支撑剂悬浮性能的影响因素分析

超临界CO_(2)压裂液的极低表观黏度导致了低携砂悬砂、漏失严重和压裂效果弱等诸多缺陷。针对超临界CO_(2)的上述缺陷,设计并合成了一种能显著提高CO_(2)压裂液黏度的增稠剂,并探索了不同地质条件(储层温度和储层压力)和化学剂等因素对CO_(2)悬砂性能的影响,同时揭示了超临界CO_(2)压裂液的悬砂机理。研究结果表明:较高含量的增稠剂不仅能够增加压裂液黏度,同时也能改善CO_(2)压裂液对颗粒的悬砂能力,0.5%(质量分数)的增稠剂可使CO_(2)压裂液黏度增大至3.2mPa·s,静置20 s的砂砾沉降量为0.5 g,沉降量低于纯CO_(2)压裂液(其表观黏度为0.04 mPa·s)时的1.7 g。此外,储层压力的升高也有助于提升超临界CO_(2)对颗粒的悬砂性能,而升高储层温度会降低超临界CO_(2)压裂液黏度和悬砂能力,此现象主要归因于超临界CO_(2)压裂液体系中微观网格密度的变化。通过以上研究,可为页岩储层的高效开采和超临界CO_(2)的应用提供切实有效的途径和方案。

基于CO_(2)特性的无水加砂压裂技术研究与应用

吉林油田致密油资源潜力大,储层物性差,常规水力压裂改造技术易造成储层污染、能量补充不及时,油井产量递减快。CO_(2)无水压裂技术具有增加地层能量、降低储层伤害、原油混相等技术优势。基于液态CO_(2)压裂液体系的黏度、携砂性及滤失特征方面的研究,开展了CO_(2)无水压裂技术加砂试验。通过优选增稠剂Ⅱ型压裂液提高CO_(2)的黏度,采用段塞与连续加砂相结合的加砂方式、优化前置液比例,完善加砂工艺,提高加砂规模,压裂液体系黏度增加15~45倍,效果明显好于增稠剂Ⅰ型。CO_(2)无水加砂压裂技术实施的10口井压后日产油是常规重复压裂的2倍以上,折算单井节约水资源1512 m 3。

CO_2干法加砂压裂技术试验成功

由川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院长庆分院研究设计、长庆井下技术作业公司施工的我国第一口自主研发的CO2干法加砂压裂试验在长庆气田苏东44—22井成功实施。

中国石油川庆钻探工程公司完成国内最大规模CO_2干法加砂压裂施工

近日，中国石油川庆钻探工程公司在鄂尔多斯盆地神木气田神60井成功实施CO2干法加砂压裂，储备液态CO2 590m3，加入陶粒9．6m3，平均砂比达到7．9％，这是目前国内最大规模CO2干法加砂压裂作业。

中-大型加砂压裂在新场J_2s气藏开发中的应用

新场气田上沙溪庙组(J2s)气藏储层岩石物性、孔渗关系、孔隙结构和连通性均较差,含气品位低,特别是沙一段和沙三段储层尤其如此。常规小型加砂压裂由于造缝长度短,泄气半径小,应用后增产效果较差,稳产期短,单井产量低。大量压裂实例证明,J2s气藏应用中-大型压裂增产稳产期长,增产效果显著,平均单层可比小型压裂多产天然气3706.7632×104m3,多创经济效益3484.36万元,是该气藏剩余储量和难动用储量有效开发的关键技术手段,具有良好的推广应用前景。

大分子聚合物对致密页岩CO_(2)压裂液悬砂性影响模拟

针对CO_(2)用于致密油气地层因低黏度而对支撑剂悬浮性弱的缺陷,通过聚合反应合成了一类有机大分子聚合物并进行化学表征。以多物理场耦合构筑CO_(2)压裂液中的支撑剂颗粒数值模型,以支撑剂下落速度作考察指标,研究不同因素对支撑剂在CO_(2)压裂液中的悬浮能力的影响。结果表明:大分子聚合物质量分数是CO_(2)压裂液悬砂能力改善的最重要因素,并揭示了CO_(2)压裂液悬砂能力改变的根本原因。

国内最大规模CO2干法加砂压裂实施

日前，川庆钻探长庆井下公司在神木气田神60井成功实施CO2干法加砂压裂，储备液态CO2590立方米，加入陶粒9．6立方米，平均砂比达到7．9％，这是目前国内最大规模CO2干法加砂压裂作业。

CO_(2)密闭混砂装置清砂参数优化及现场试验

为了促进CO_(2)干法加砂压裂技术的配套与推广应用,针对CO_(2)干法加砂压裂施工结束后,核心装备CO_(2)密闭混砂装置罐体内剩余陶粒砂清理困难,清理效率低下,清理过程存在安全风险的问题,开展了清砂方式改进、风送清砂装置研制以及清砂参数优化等方面的研究工作,并进行现场试验。结果表明:1)自动化清砂方案通过设计气驱与输砂螺旋结合的清砂流程,配合专门研制的风送清砂装置,相比负压清砂方案,清砂速度提高了225%,纯清砂速度提高了165%;2)自动化清砂方案可实现人不进罐清砂,将陶粒砂直接输送至砂罐车,通过CO_(2)密闭混砂装置远程控制清砂过程及参数,清砂工作条件大大改善,符合安全化生产要求;3)大大减小清砂劳动强度,无需拆装人孔法兰,清砂人数由之前的4~6人减少至2人;4)优选出最佳清砂参数,即输砂螺旋转速为45 r/min,补压阀开度为25%,风送清砂装置为2档位。以上成果认识,对CO_(2)干法加砂压裂施工完成后的罐体高效清砂作业具有一定的指导意义。

济阳坳陷陆相页岩油气藏组合缝网高导流压裂关键技术

济阳坳陷页岩油气藏具有埋藏深、构造复杂、沉积相变化快、纹层发育、原油黏度高等复杂特征,采用常规缝网压裂技术时改造效果普遍不理想、压后产量低且衰减快,亟待攻关能形成与之相适应的长期高导流能力复杂缝网的压裂新技术。为此,基于地质工程一体化思路,开展了地质—工程双甜点评价、四级组合缝网构建、主裂缝脉冲加砂理论与技术研究,形成了组合缝网高导流压裂关键技术,并实现了规模应用。研究结果表明:①充分考虑页岩油气富集、可动性、页岩纹层发育情况等特征,建立了考虑“岩屑—岩心—井眼—储层”的“地质—工程”双甜点评价模型,井位布置、压裂层位及射孔位置优选更加精准;②构建了CO_(2)与酸液联合降低破裂压力,低黏度压裂液造复杂缝、高黏度压裂液促缝高的组合压裂液新模式,增加了压裂后缝网的复杂性;③形成了多层叠置储层压裂后的“大缝宽主裂缝+分支裂缝+自支撑裂缝+酸蚀蚓孔缝”四级组合缝网体系,提出了主裂缝脉冲加砂、分支裂缝连续加砂的高导流缝网加砂压裂新方法,提升了缝网的长期导流能力。结论认为,“双甜点布缝+CO_(2)与酸液降破促缝+压裂液变黏高黏+主裂缝脉冲加砂”的组合缝网高导流压裂关键技术,促进了济阳坳陷陆相页岩油气藏的高黏度原油经济高效开发,为类似地区页岩油气藏的改造提供了理论与技术参考。

新型低渗储层CO_(2)增稠剂的静态悬砂性能及悬砂机理分析

合成了一类高效CO_(2)硅氧烷增稠剂NBC,以环己烷配制超临界CO_(2)压裂液体系,分析了硅氧烷增稠剂含量、体系温度、增稠剂侧链分数及支撑剂粒径对支撑剂在CO_(2)压裂液的静态悬砂影响。实验表明,NBC含量2%、35℃、18 MPa和100 s^(-1),可使超临界CO_(2)压裂液黏度达1.22 mPa·s,远大于二甲基硅油PDMS增稠的CO_(2)压裂液的黏度0.53 mPa·s。NBC增稠剂含量、支链分数及较小支撑剂粒径利于提高CO_(2)压裂液的支撑剂颗粒悬砂,而静态悬砂随温度升高和支撑剂粒径增大而减弱,压裂液黏度和颗粒性质成为显著影响超临界CO_(2)压裂液静态悬砂的根本原因,并以分子模拟技术从分子角度研究了超临界CO_(2)压裂液静态悬砂机理。

多薄层特低渗透滩坝砂油藏CO_(2)驱层系组合优化

为了解决特低渗透滩坝砂油藏CO2驱纵向驱替不均衡的问题,利用油藏数值模拟方法分析了储层渗透率、地层原油黏度、含油饱和度和油层厚度等因素对层系组合的影响,并利用正交试验方法确定各因素的影响程度从大至小依次为:原油黏度、含油饱和度、储层渗透率、油层厚度。通过公式推导和油藏数值模拟方法,建立了考虑含油饱和度、原油黏度和储层渗透率等3个主控因素以及启动压力梯度和压裂影响的综合有效流度作为层系组合的表征指标。基于油藏数值模拟技术,确定了不同注采压差下的综合有效流度的界限值,随着注采压差的增大,界限值逐渐减小。依据各油层的综合有效流度值,采用K-means聚类方法实现层系组合自动划分。将研究成果应用到胜利油区正理庄油田高89区沙四段,结果显示将层系划分为3套时的采出程度提高了2.25%。

超临界CO_(2)水平环空携砂试验研究

为明确超临界 CO_(2)在水平段环空的携砂性能,分析关键施工参数对其携砂性能的影响,根据相似原理设计了超临界 CO_(2)水平环空携砂试验装置,试验研究了超临界 CO_(2)注入质量流量、砂比、出口压力和流体温度对砂粒在水平环空中运移的影响。试验结果表明:超临界 CO_(2)能够以悬浮输送的方式在水平环空内有效携砂,增大其质量流量,会增强环空内流体的紊流强度,进而提高悬浮携砂效果;在较高砂比下,水平环空底部更容易出现砂床,使过流面积减小,从而使砂粒运移速度增大;在相同注入条件下,环空内砂粒运移速度随出口压力升高而降低,但降低幅度逐渐减小;在合理温度范围内提高流体温度,有利于减少环空内砂粒的堆积。研究结果可为超临界 CO_(2)钻井和超临界 CO_(2)压裂优化设计关键施工参数提供参考。

我国走进“无水压裂”新时期

5月14日,从长庆油田双167井施工现场传来消息,国内首次二氧化碳干法加砂桥塞分段体积压裂圆满成功,再次刷新国内二氧化碳干法加砂压裂最大单井加砂量、最高排量两大工程指标,实现单井加砂量45.2立方米、施工排量达到每分钟6立方米,标志着我国进入“无水压裂”新时期。此次二氧化碳干法加砂桥塞分段压裂技术在长庆气田榆林区域首次应用。从压裂改造方面,突破了原有分层工具的限制,不仅可以开展体积压裂施工,而且具备了在水平井试验的条件,实现了国内二氧化碳干法加砂体积压裂新跨越,标志着此项技术已走向完全成熟,达到了国际先进水平。