2013, 41(1): 70-75.
DOI: 10.3969/j.issn.1001-0890.2013.01.014
为了客观准确地评价压裂液对低渗砂岩气藏的水敏性伤害,开展了伤害机理研究。以压裂液"平行液"为实验液体,基于X衍射、扫描电镜及岩心流动实验结果,将核磁共振技术应用于水敏性伤害机理,对胍胶压裂液和酸性压裂液造成的水敏性伤害进行了评价。结果表明:两种压裂液对应"平行液"对岩心造成的水敏性伤害均值分别为12.68%和12.77%;伤害程度大小主要取决于岩心中伊/蒙间层、伊利石的绝对含量以及黏土矿物的总含量,而与压裂液"平行液"类型无严格关系;返排程度与水敏性伤害有一定关系,返排量为0~2倍孔隙体积时,伤害率表现出增大的趋势,返排量为2~10倍孔隙体积时,伤害率趋于稳定;不同孔隙类型岩心由于不同类型压裂液入侵造成水敏性伤害后,表现出不同的核磁共振特征。通过研究,提供了一种定性评价压裂液对油气储层水敏性伤害的新方法。
摘要：
为了客观准确地评价压裂液对低渗砂岩气藏的水敏性伤害,开展了伤害机理研究。以压裂液"平行液"为实验液体,基于X衍射、扫描电镜及岩心流动实验结果,将核磁共振技术应用于水敏性伤害机理,对胍胶压裂液和酸性压裂液造成的水敏性伤害进行了评价。结果表明:两种压裂液对应"平行液"对岩心造成的水敏性伤害均值分别为12.68%和12.77%;伤害程度大小主要取决于岩心中伊/蒙间层、伊利石的绝对含量以及黏土矿物的总含量,而与压裂液"平行液"类型无严格关系;返排程度与水敏性伤害有一定关系,返排量为0~2倍孔隙体积时,伤害率表现出增大的趋势,返排量为2~10倍孔隙体积时,伤害率趋于稳定;不同孔隙类型岩心由于不同类型压裂液入侵造成水敏性伤害后,表现出不同的核磁共振特征。通过研究,提供了一种定性评价压裂液对油气储层水敏性伤害的新方法。
为了客观准确地评价压裂液对低渗砂岩气藏的水敏性伤害,开展了伤害机理研究。以压裂液"平行液"为实验液体,基于X衍射、扫描电镜及岩心流动实验结果,将核磁共振技术应用于水敏性伤害机理,对胍胶压裂液和酸性压裂液造成的水敏性伤害进行了评价。结果表明:两种压裂液对应"平行液"对岩心造成的水敏性伤害均值分别为12.68%和12.77%;伤害程度大小主要取决于岩心中伊/蒙间层、伊利石的绝对含量以及黏土矿物的总含量,而与压裂液"平行液"类型无严格关系;返排程度与水敏性伤害有一定关系,返排量为0~2倍孔隙体积时,伤害率表现出增大的趋势,返排量为2~10倍孔隙体积时,伤害率趋于稳定;不同孔隙类型岩心由于不同类型压裂液入侵造成水敏性伤害后,表现出不同的核磁共振特征。通过研究,提供了一种定性评价压裂液对油气储层水敏性伤害的新方法。
2015, 43(1): 27-32.
DOI: 10.11911/syztjs.201501005
由于常规压裂液降阻效果差,对储层伤害大,为了大幅度降低施工摩阻,降低施工压力,改善压裂改造效果,采用反相乳液聚合法合成了一种用于压裂的反相乳液型减阻剂,并以其为主剂,与优选出的配伍性能好、协同效应好的黏土稳定剂、助排剂等复配形成了一种新型滑溜水体系。室内试验表明:0.10%~0.15%反相乳液型减阻剂溶液的减阻率达到65%以上;新型滑溜水体系的减阻率达到65%,且具有较高的防膨胀和助排性能,较好的耐温抗盐性能。新型滑溜水体系已在青海、江汉、华北等油田薄互致密储层压裂和页岩油气井分段压裂中进行了应用,表现出了良好的特性,获得了良好的改造效果。该体系能够满足页岩油气储层及致密储层压裂的需要,且能降低大型压裂的施工成本。
摘要：
由于常规压裂液降阻效果差,对储层伤害大,为了大幅度降低施工摩阻,降低施工压力,改善压裂改造效果,采用反相乳液聚合法合成了一种用于压裂的反相乳液型减阻剂,并以其为主剂,与优选出的配伍性能好、协同效应好的黏土稳定剂、助排剂等复配形成了一种新型滑溜水体系。室内试验表明:0.10%~0.15%反相乳液型减阻剂溶液的减阻率达到65%以上;新型滑溜水体系的减阻率达到65%,且具有较高的防膨胀和助排性能,较好的耐温抗盐性能。新型滑溜水体系已在青海、江汉、华北等油田薄互致密储层压裂和页岩油气井分段压裂中进行了应用,表现出了良好的特性,获得了良好的改造效果。该体系能够满足页岩油气储层及致密储层压裂的需要,且能降低大型压裂的施工成本。
由于常规压裂液降阻效果差,对储层伤害大,为了大幅度降低施工摩阻,降低施工压力,改善压裂改造效果,采用反相乳液聚合法合成了一种用于压裂的反相乳液型减阻剂,并以其为主剂,与优选出的配伍性能好、协同效应好的黏土稳定剂、助排剂等复配形成了一种新型滑溜水体系。室内试验表明:0.10%~0.15%反相乳液型减阻剂溶液的减阻率达到65%以上;新型滑溜水体系的减阻率达到65%,且具有较高的防膨胀和助排性能,较好的耐温抗盐性能。新型滑溜水体系已在青海、江汉、华北等油田薄互致密储层压裂和页岩油气井分段压裂中进行了应用,表现出了良好的特性,获得了良好的改造效果。该体系能够满足页岩油气储层及致密储层压裂的需要,且能降低大型压裂的施工成本。
2013, 41(4): 105-109.
DOI: 10.3969/j.issn.1001-0890.2013.04.023
为了解决煤层气U形井水力喷砂压裂时射孔砂难以由施工井上返、管柱易砂卡的难题,在对比分析水平井水力喷砂压裂工艺的基础上,根据U形井的井身结构特点,对水力喷砂压裂工具进行了改进,将扶正器的直流流道改为螺旋流道;组合式陶瓷喷嘴改为整体式合金喷嘴;对施工工艺进行了改进,射孔砂和返排液由U形井的直井返出;对工艺参数进行了优化,优选得到最佳喷嘴直径为6 mm,油管排量为2.0 m3/min。现场试验表明,采用改进后的工具和优化的工艺参数避免了管柱砂卡。试验井采用优化的工艺参数,顺利压裂4段,注入活性水1 932 m3,加砂90 m3,最高砂比达到23%。试验井排水降压3个月后产气,目前日产气稳定在500 m3左右,累计产气75 000 m3,增产效果良好。这表明,采用改进的水力喷射压裂工具、工艺及优化的工艺参数能够解决煤层气U形井的压裂难题,为后续煤层气U形井的压裂改造提供了一种技术手段。
摘要：
为了解决煤层气U形井水力喷砂压裂时射孔砂难以由施工井上返、管柱易砂卡的难题,在对比分析水平井水力喷砂压裂工艺的基础上,根据U形井的井身结构特点,对水力喷砂压裂工具进行了改进,将扶正器的直流流道改为螺旋流道;组合式陶瓷喷嘴改为整体式合金喷嘴;对施工工艺进行了改进,射孔砂和返排液由U形井的直井返出;对工艺参数进行了优化,优选得到最佳喷嘴直径为6 mm,油管排量为2.0 m3/min。现场试验表明,采用改进后的工具和优化的工艺参数避免了管柱砂卡。试验井采用优化的工艺参数,顺利压裂4段,注入活性水1 932 m3,加砂90 m3,最高砂比达到23%。试验井排水降压3个月后产气,目前日产气稳定在500 m3左右,累计产气75 000 m3,增产效果良好。这表明,采用改进的水力喷射压裂工具、工艺及优化的工艺参数能够解决煤层气U形井的压裂难题,为后续煤层气U形井的压裂改造提供了一种技术手段。
为了解决煤层气U形井水力喷砂压裂时射孔砂难以由施工井上返、管柱易砂卡的难题,在对比分析水平井水力喷砂压裂工艺的基础上,根据U形井的井身结构特点,对水力喷砂压裂工具进行了改进,将扶正器的直流流道改为螺旋流道;组合式陶瓷喷嘴改为整体式合金喷嘴;对施工工艺进行了改进,射孔砂和返排液由U形井的直井返出;对工艺参数进行了优化,优选得到最佳喷嘴直径为6 mm,油管排量为2.0 m3/min。现场试验表明,采用改进后的工具和优化的工艺参数避免了管柱砂卡。试验井采用优化的工艺参数,顺利压裂4段,注入活性水1 932 m3,加砂90 m3,最高砂比达到23%。试验井排水降压3个月后产气,目前日产气稳定在500 m3左右,累计产气75 000 m3,增产效果良好。这表明,采用改进的水力喷射压裂工具、工艺及优化的工艺参数能够解决煤层气U形井的压裂难题,为后续煤层气U形井的压裂改造提供了一种技术手段。
2017, 45(1): 104-111.
DOI: 10.11911/syztjs.201701018
为扩大酸液在碳酸盐岩储层压裂裂缝中的波及范围及作用距离，实现酸液对裂缝中岩面的非均匀刻蚀，提高酸蚀导流能力，提出了碳酸盐岩多级交替酸压技术。在分析多级交替酸压机理的基础上，采用压裂裂缝模拟软件，对前置液造缝阶段裂缝参数变化规律、造缝液体类型及交替注酸阶段交替注入参数进行了模拟优化，并进行了流态模拟与酸液腐蚀试验，优化了交替注入液体体系。模拟及试验结果表明：设计压裂缝长的70%是在裂缝快速增加阶段形成的，裂缝快速增加阶段可作为最佳的前置液造缝阶段，该阶段结束后即是多级交替注入酸液的最佳时机。多级交替泵注胶凝酸+压裂液及胶凝酸+交联酸段塞过程中，每级顶替液排量以阶梯递增方式注入、每级顶替液液量按递减方式注入、提高顶替液黏度和增加交替注入级数都有利于提高酸液在裂缝中的波及范围及均匀分布。研究结果可为碳酸盐岩储层的高效酸压提供理论依据。
摘要：
为扩大酸液在碳酸盐岩储层压裂裂缝中的波及范围及作用距离，实现酸液对裂缝中岩面的非均匀刻蚀，提高酸蚀导流能力，提出了碳酸盐岩多级交替酸压技术。在分析多级交替酸压机理的基础上，采用压裂裂缝模拟软件，对前置液造缝阶段裂缝参数变化规律、造缝液体类型及交替注酸阶段交替注入参数进行了模拟优化，并进行了流态模拟与酸液腐蚀试验，优化了交替注入液体体系。模拟及试验结果表明：设计压裂缝长的70%是在裂缝快速增加阶段形成的，裂缝快速增加阶段可作为最佳的前置液造缝阶段，该阶段结束后即是多级交替注入酸液的最佳时机。多级交替泵注胶凝酸+压裂液及胶凝酸+交联酸段塞过程中，每级顶替液排量以阶梯递增方式注入、每级顶替液液量按递减方式注入、提高顶替液黏度和增加交替注入级数都有利于提高酸液在裂缝中的波及范围及均匀分布。研究结果可为碳酸盐岩储层的高效酸压提供理论依据。
为扩大酸液在碳酸盐岩储层压裂裂缝中的波及范围及作用距离，实现酸液对裂缝中岩面的非均匀刻蚀，提高酸蚀导流能力，提出了碳酸盐岩多级交替酸压技术。在分析多级交替酸压机理的基础上，采用压裂裂缝模拟软件，对前置液造缝阶段裂缝参数变化规律、造缝液体类型及交替注酸阶段交替注入参数进行了模拟优化，并进行了流态模拟与酸液腐蚀试验，优化了交替注入液体体系。模拟及试验结果表明：设计压裂缝长的70%是在裂缝快速增加阶段形成的，裂缝快速增加阶段可作为最佳的前置液造缝阶段，该阶段结束后即是多级交替注入酸液的最佳时机。多级交替泵注胶凝酸+压裂液及胶凝酸+交联酸段塞过程中，每级顶替液排量以阶梯递增方式注入、每级顶替液液量按递减方式注入、提高顶替液黏度和增加交替注入级数都有利于提高酸液在裂缝中的波及范围及均匀分布。研究结果可为碳酸盐岩储层的高效酸压提供理论依据。
2022, 50(1): 103-111.
DOI: 10.11911/syztjs.2021118
为给研发功能性压裂液提供理论依据，在纳米尺度（50 nm）对SiO2进行C8和季铵盐（QAS）修饰，合成了疏水纳米材料SiO2-C8和疏水带电纳米材料SiO2-QAS，评价了SRFP型聚合物清洁压裂液分别加入SiO2，SiO2-C8及SiO2-QAS等3种纳米材料后的配伍性、稳定性及综合性能；利用量化模拟手段，建立了纳米材料在砂岩表面的吸附结构模型及吸附动力学模型，分析了纳米材料在砂岩表面的吸附及油水分离特征。试验及模拟结果表明：SiO2，SiO2-C8及SiO2-QAS等3种纳米材料在压裂液中具有较好的分散稳定性，可有效降低表界面张力，表现出良好的耐温、耐剪切性能；SiO2-C8和SiO2-QAS加入压裂液后有利于砂岩表面油分子被置换出，促进油水分离；SiO2-C8和SiO2–QAS加入压裂液后可有效改善压裂液性能，提高驱油效果，降低压裂液波及范围内的含油饱和度。研究结果可为功能性压裂液发展和研制提供理论依据，为优化致密油、页岩油压裂方案和优选压裂液提供参考。
摘要：
为给研发功能性压裂液提供理论依据，在纳米尺度（50 nm）对SiO2进行C8和季铵盐（QAS）修饰，合成了疏水纳米材料SiO2-C8和疏水带电纳米材料SiO2-QAS，评价了SRFP型聚合物清洁压裂液分别加入SiO2，SiO2-C8及SiO2-QAS等3种纳米材料后的配伍性、稳定性及综合性能；利用量化模拟手段，建立了纳米材料在砂岩表面的吸附结构模型及吸附动力学模型，分析了纳米材料在砂岩表面的吸附及油水分离特征。试验及模拟结果表明：SiO2，SiO2-C8及SiO2-QAS等3种纳米材料在压裂液中具有较好的分散稳定性，可有效降低表界面张力，表现出良好的耐温、耐剪切性能；SiO2-C8和SiO2-QAS加入压裂液后有利于砂岩表面油分子被置换出，促进油水分离；SiO2-C8和SiO2–QAS加入压裂液后可有效改善压裂液性能，提高驱油效果，降低压裂液波及范围内的含油饱和度。研究结果可为功能性压裂液发展和研制提供理论依据，为优化致密油、页岩油压裂方案和优选压裂液提供参考。
为给研发功能性压裂液提供理论依据，在纳米尺度（50 nm）对SiO2进行C8和季铵盐（QAS）修饰，合成了疏水纳米材料SiO2-C8和疏水带电纳米材料SiO2-QAS，评价了SRFP型聚合物清洁压裂液分别加入SiO2，SiO2-C8及SiO2-QAS等3种纳米材料后的配伍性、稳定性及综合性能；利用量化模拟手段，建立了纳米材料在砂岩表面的吸附结构模型及吸附动力学模型，分析了纳米材料在砂岩表面的吸附及油水分离特征。试验及模拟结果表明：SiO2，SiO2-C8及SiO2-QAS等3种纳米材料在压裂液中具有较好的分散稳定性，可有效降低表界面张力，表现出良好的耐温、耐剪切性能；SiO2-C8和SiO2-QAS加入压裂液后有利于砂岩表面油分子被置换出，促进油水分离；SiO2-C8和SiO2–QAS加入压裂液后可有效改善压裂液性能，提高驱油效果，降低压裂液波及范围内的含油饱和度。研究结果可为功能性压裂液发展和研制提供理论依据，为优化致密油、页岩油压裂方案和优选压裂液提供参考。
