压裂液伤害

压裂液伤害（精选六篇）

压裂液伤害 篇1

通过研究对比羟丙基胍胶(HPG)与羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)两种压裂液破胶性能、对天然岩芯的伤害、对支撑剂导流层的伤害以及现场选井应用对比分析,为下一步胍胶压裂液的发展提供方向。

1 胍胶压裂液的破胶性能

对HPG与CMHPG体系破胶性能进行研究。对不同浓度的羟丙基胍胶(HPG)配成溶液后加入一定量的防膨剂与助排剂,采用有机硼进行交联。羧甲基羟丙基胍胶配成不同浓度的溶液后,加入同样的添加剂,采用有机锆交联好后备用。破胶采用强氧化剂过硫酸铵,能够快速彻底地破胶,但高分子自身的特殊性,很难完全降解[2],破胶液中仍存在大量的絮状物沉淀。针对这些絮状物残渣进行含量、中值粒径进行分析,结果如表1所示。

采用过硫酸铵,胍胶压裂液较容易破胶,破胶后黏度均≤5 m Pa·s,水化后利于返排[3]。由表1看出,同一种胍胶,使用浓度越高残渣含量越高;在同等使用浓度的情况下CMHPG体系的残渣普遍仅为HPG体系的1/3。采用激光粒度仪测得残渣的中值粒径在80~100μm[4],而目前低渗透油藏低孔、低渗,孔喉细小,喉道中值半径一般小于1.5μm,胍胶残渣颗粒侵入地层的机率较小。

2 压裂液对天然岩芯的伤害

选取F4区块渗透率接近的的两块天然岩芯,长L=6.0 cm,直径D=2.5 cm,以3%NH4Cl饱和后测原始渗透率,分别注入3 PV破胶液的滤液(大颗粒残渣会堵塞岩芯端面如图2,影响实验进行,故采用滤液来实验)对岩芯进行模拟伤害,再反通入3PV的3%NH4Cl来模拟压后返排解除伤害的过程,流程如图1所示。

实验结果见表2,0.4%CMHPG破胶液伤害的岩芯,原始渗透率28.46×10-3μm2,通入破胶液后渗透率迅速降低至20.77×10-3μm2,模拟解除伤害后渗透恢复到25.54×10-3μm2,渗透率恢复到原始值的89%;0.4%HPG破胶液伤害的岩芯,原始渗透率22.46×10-3μm2,通入破胶液后渗透率迅速降低至19.08×10-3μm2,模拟解除伤害后渗透恢复到20.56×10-3μm2,渗透率恢复到原始值的90%,压裂液对天然岩芯伤害后渗透率可恢复。

对伤害过的天然岩芯,处理出截面后见图3,采用扫描电镜放大1 000倍后观察压裂液残渣侵入的深度如图4,在天然岩芯内部基本未见残渣絮状物,未见明显胍胶残渣,胍胶压裂液中的水不溶物、残渣等固相颗粒不会侵入地层。

3 压裂液对导流能力的伤害

压裂液中胍胶原有的水不溶物以及降解过程中形成的不溶残渣,会通过减少支撑剂充填层的有效孔隙空间来降低裂缝的导流能力,影响压裂效果[5]。

3.1 实验原理及方法

实验原理:采用智能裂缝导流能力测试仪,根据压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法[6],测得支撑裂缝导流能力:

式中,K为支撑裂缝渗透率,μm2;Q为裂缝内流量,cm3/s;μ为流体黏度,m Pa·s;L为测试段长度,cm;A为支撑裂缝截面积,cm2;Δp为测试段两端的压力差,k Pa;Wf为充填裂缝缝宽,cm。

实验方法:支撑剂都选用0.425~0.85 mm的陶粒,符合压裂支撑剂性能指标及测试方法的行业标准[7],在69 MPa下破碎率仅为4.0%。称取64.5 g陶粒,以10 kg/m2的铺砂浓度铺置于两平行钢板之间,先用2%KCl盐水测得10 MPa下的初始导流能力。然后通入不同孔隙体积数(PV数)破胶液,观察导流能力的变化。再反通2%KCl盐水,考察导流能力是否能恢复。对伤害后的支撑剂采用扫描电镜(SEM),观察残渣残胶在支撑剂表面的附着形态以及对孔隙度的堵塞状态。

两点说明:(1)实验采用10 MPa的闭合应力,未能模拟地层的闭合应力,主要防止支撑剂破碎会伤害支撑剂导流能力。(2)铺置层上下夹板采用钢板,而不采用天然岩芯,主要是减少支撑剂嵌入对实验的影响。

3.2 胍胶使用浓度的影响

分别将0.40%HPG、0.45%HPG、0.5%HPG、0.60%HPG交联压裂液水化破胶后备用。破胶后黏度均≤5 m Pa·s,残渣含量分别为360 mg/L、420mg/L、550 mg/L、700 mg/L。

注入不同PV数后导流能力的下降趋势如图5所示,当通入3 PV时,导流能力由初始的200μm2·cm,直线下降到50μm2·cm,伤害率达到70%~80%,当继续通入破胶液后伤害率基本达到90%,如图可以看出所使用的胍胶浓度越大,所形成的伤害越大。

再反通入2%KCl盐水模拟生产过程的返排过程,导流能力均不变,主要原因是一定闭合压力下,残渣堵塞在孔隙体积中,很难返排出来。

压裂液分别将0.25%CMHPG、0.35%CMHPG、0.45%CMHPG、0.60%CMHPG交联压裂液水化破胶后备用。破胶后黏度均≤5 m Pa·s,残渣含量分别为70 mg/L、105 mg/L、140 mg/L、270 mg/L。

注入不同PV数后导流能力的下降趋势如图6所示,当分别通入4 PV破胶液时,4个浓度的导流能力下降的很少,伤害率仅10%~15%,继续通入破胶液后0.25%CMHPG、0.35%CMHPG、0.45%CMHPG最终的伤害率仅为20%~30%,0.60%CM-HPG的伤害率稍大达到65%~70%。说明胍胶的用量越大伤害越大。

再反通入2%KCl盐水模拟生产过程的返排过程,导流能力同样很难恢复,因此采用低伤害的压裂液对支撑剂导流层导流能力保持率起着关键的作用。

3.3 不同压裂液体系的影响

将相同使用浓度的0.60%CMHPG(残渣含量270 mg/L)与0.60%HPG(残渣含量700 mg/L)对导流能力的伤害过程进行对比,如图7所示。

当分别注入5个PV数时,0.60%CMHPG破胶液对导流能力的保持率高达70%以上,而0.60%HPG的破胶液使得导流能力保持率只有15%;当注入体积达到10个PV数时,两种破胶液的伤害都趋于稳定,0.60%HPG破胶液伤害的最终保持率为8%,0.60%CMHPG破胶液伤害的最终保持率为25%。同浓度下的CMHPG交联破胶液的伤害要小得多。

伤害后的支撑导流层采用扫描电子显微镜放大50倍后,观察残渣在陶粒表面的吸附情况,如图8、图9所示,0.60%CMHPG在陶粒表面的吸附情况得到大大改善。对伤害后的支撑导流层采用扫描电子显微镜放大2 000倍后,观察破胶液在陶粒表面的吸附及孔隙之间堵塞的状态。如图11所示,CMHPG在陶粒表面很难找到絮状物质的吸附,HPG在陶粒颗粒表面产生了大量吸附,如图10所示。

4 现场应用及效果

选井选层对不同胍胶体系实验对比分析,选择同一构造单元、同一层系、构造部位相似,有对应关系的F4—12与F4—13相比,见图12、图13。对F4—12井的22号层,2 128.0~2 141.4 m进行改造,排量3.5 m3/min,按设计加砂16 m3;同时对F4—13井的21、22号层,2 187.5~2 201.4 m进行改造,排量3.0 m3/min,按设计加砂14m3,施工参数、规模相近,对两口井对比分析。

F4—12井采用0.25%CMHPG压裂液,累计增油3316.0 t,F4—13采用0.45%HPG压裂液,累计増油2 470.9 t,F4—12比F4—13井多増油846.0 t,两口井产油量对比见图14,采用低伤害压裂液对提高压裂效果起到一定的作用。

5 结论

(1)胍胶压裂液,在保证与地层配伍性能好的基础上,对地层的伤害可逆,可恢复,渗透率可恢复到原始渗透率的90%。

(2)胍胶压裂液的伤害主要是对支撑剂导流能力的伤害,伤害后再解除伤害很难,关键还是施工过程中降低伤害。

(3)胍胶粉的使用浓度越高,残渣含量越高,对支撑剂导流能力的伤害越大,胍胶压裂液研究的关键问题是降低胍胶的使用浓度。

(4)羧甲基羟丙基胍胶是一种新型的低伤害胍胶,对导流能力的伤害低,在现场应用得到了验证,值得在现场推广应用。

摘要：水力压裂过程中,压裂液的伤害影响着压裂改造的效果。胍胶破胶液中的水不溶物、残渣等固相颗粒不会侵入低渗地层,胍胶对地层的伤害可逆,可通过返排过程渐渐恢复至90%。胍胶对支撑剂导流层的伤害随浓度增加而增加,且几乎不可逆;关键是施工过程中就要降低伤害。对羟丙基胍胶与羧甲基羟丙基胍胶系列配方,以及不同浓度的配方分别对支撑剂导流层伤害分析,胍胶使用量越大、浓度越高、残渣越高对导流能力的伤害越大。在F4区块现场应用证明,降低胍胶压裂液的伤害可大幅提高产能。

关键词：胍胶,压裂液,羟丙基胍胶,羧甲基羟丙基胍胶,残渣,支撑剂导流能力,伤害性

参考文献

[1]顾宏新.羧甲基羟丙基瓜尔胶的制备与表征.成都:四川大学,2007:8—10图14F4—12与F4—13井月产油量对比曲线2万仁薄.采油工程手册.北京:石油工业出版社,2000:1120—1160

[3]中国石油天然气行业标准.压裂液通用技术条件,(SY/T6376—2008).北京:石油工业出版社,2010:2—7

[4]郭建春.压裂液破胶过程伤害微观机理.石油学报,2012;3(6):1019—1021

[5]米卡尔,埃克诺米德斯J,肯尼斯G诺尔特.油藏增产措施(第三版).北京:石油工业出版社,2002:250—271

[6]中国石油天然气行业标准.压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法(SY/T6302—2009).北京:石油工业出版社,2010:6—10

压裂液伤害及相关保护研究 篇2

1 压裂液伤害类型

压裂液伤害类型有很多, 本文主要针对由于伤害的对象和位置引起的伤害进行分析, 主要有以下几种:

1.1 表面伤害

压裂液稠化剂中水不溶物很容易引起表面伤害, 通常也可称作固相伤害。比如当瓜胶中的残渣分子量超过120万时, 就会呈团状悬浮于注入水中, 扩散开来, 体积不断膨胀并且以网状形式吸附于缝隙表面, 造成表面伤害。压裂液进入地层方向与注入水的方向相同, 与返排方向相反, 可形成两次滤饼。加上压裂液残渣返排时没能彻底排出, 使得部分压裂液残渣仍然滞留在裂缝表面, 造成伤害。返排率与返排速度同样影响着表面伤害。当返排率很高时, 残渣被带走的更多, 缝隙中残存的越少, 造成的伤害更小, 相反情况下伤害会更大。残渣在液体中会缓慢沉降, 当返排速度较快时, 残渣不容易聚集、沉积于缝隙里, 及时排出, 造成的伤害小, 相反, 如果返排速度慢, 造成的伤害则更大。

1.2 内部伤害

压裂液由于自身因素, 比如PH值、表面张力、残渣等, 都会在进入地层后引起伤害, 通常称作五敏伤害。

1) 酸敏。当进入地层的压裂液PH值小于7呈酸性时, 会与地层中的铁离子发生化学反应生成沉淀, 以致堵塞缝隙造成伤害。PH值越小, 与铁离子发生反应更活跃, 生成的沉淀越多, 堵塞度越高, 造成更大的伤害。2) 碱敏。当压裂液PH大于7呈碱性时, 溶液中离子会渗透进粘土层, 使得粘土内部相邻层之间的力的作用变小, 粘土体积增大, 容易被水冲走造成伤害。3) 水敏。压裂液进入土层后能与粘土中矿物质发生化学和物理反应, 使得粘土体积膨胀, 堵塞喉道造成伤害。4) 速敏。压裂液进入地层和返排时都会带有一定的速度, 会将粘土中的一些颗粒冲入喉道, 造成伤害。5) 盐敏。当压裂液的矿物质浓度小于土层中的浓度, 并且低至一临界点时, 同水敏一样, 会同粘土发生作用, 使得粘土体积变大, 堵塞喉道, 造成伤害。

内部伤害是由压裂液进入地层内部后引起的固相伤害, 降低了土层的物理性能, 如孔隙率, 并且造成的伤害不可修复。

1.3 缝内伤害

尽管表面伤害和缝内伤害都属于固相伤害, 但由于伤害的对象、位置不同, 需将压裂液的表面伤害和缝内伤害区分开来。地层中的原油经地层孔隙、裂缝壁面、裂缝沙堤孔隙和井筒后流向地面, 在经过裂缝后, 压裂液残渣会有一部分被堆积在沙堤中部。沙堤孔隙直径与基岩和渗透率相比, 高出两个数量级以上, 能快速有效的透过压裂液残渣, 造成的伤害更小, 但是由于地层压力减小使得压裂液返排速度和返排率都降低, 相当一部分压裂液残渣未能被携带出去, 会沉积在沙堤造成伤害。

1.4 滞留伤害

滞留伤害因伤害程度上不一样, 所以与缝内伤害、内部伤害要加以区分。压裂液返排率受到地层的非均质性影响, 如果地层区域内的渗透条件较好, 促进返排速度, 压裂液残渣将很快经过返排进入缝隙, 最终流向地面;如果区域内的渗透条件差, 会降低返排速度, 情况严重的甚至不会发生返排, 压裂液残渣将滞留在缝隙中, 造成伤害及降低裂缝泄油能力。压裂液在返排过程中不可避免的产生逆向毛管张力, 毛管张力受到喉道直径大小的影响, 喉道直径小时, 毛管张力比较大, 渗透能力降低, 造成滞留伤害较大, 相反直径较大时, 毛管张力相对变小, 渗透能力提高, 造成的滞留伤害减小。尽管从理论上计算, 通过合理调节压差, 能减小甚至于完全消除毛管张力造成的伤害, 但是在实际情况中, 由于受到各种因素的影响 (如施工设备) , 使得压差很难随意调节, 留下永久不可恢复的伤害。

1.5 其他伤害

1) 重复压裂造成的伤害。重复压裂会形成新的裂缝, 与旧有裂缝平行, 旧有裂缝像一道屏障般阻挡了新缝一侧地层深部的油体向裂缝的转移, 大幅度降低了新缝泄油量。

2) 冷伤害。压裂液的进入必然引起地层温度的变化。当地层温度过度下降时, 会使得原油物理、化学性质发生改变, 比如原油稠度会发生较大提高的情况, 使得原油在缝隙中流动困难, 造成伤害;又比如会洗出高碳石蜡蜡晶, 使得喉道堵塞, 引起固相伤害。前者会随着施工结束后温度的升高而稠度降低, 原油在缝隙中的流动性得到改善, 后者很可能会造成无法恢复的伤害。

2 保护措施

针对压裂液伤害类型, 可从压裂液和施工工艺两方面入手来减小伤害。

压裂液方面:1) 压裂液中水不溶物过高, 对注水井的表面伤害和油井的缝内伤害比较大, 所以要选择水不溶物低的压裂液以减小伤害。选择清洁或者泡沫压裂液能起到同样的效果。2) 选择具有放热性能的压裂液能有效的减小冷伤害。3) 根据粘土层PH值选择PH值大小合适的压裂液, 并选择结合性能优越的稳定剂, 可达到减小内部伤害的目的。4) 提高破胶返排速度, 增加压裂液中破胶剂含量, 也可在施工过程中追加, 缩短破胶时间, 减小伤害。

压裂施工工艺方面:1) 施工过程中, 裂缝一旦闭合, 立即进行返排, 并与压裂液的快速破胶相结合, 提高返排率。也可采用液体混合注入或者前置液, 能达到同样的效果。当压裂工程中采用气举返排或者抽吸返排等工艺时, 可有效的提高返排速度和返排率。2) 减少入井液体量, 同时降低前置液含量及提高砂比, 能最大程度上减小各种类型的伤害。

3 结语

通过对压裂液伤害类型的研究, 笔者发现, 针对上述伤害的不同特点, 可从压裂液和施工工艺两方面入手来减小伤害。其中, 在压裂液方面, 需注意水不溶物的高低、放热性能的好坏、PH值的大小以及破胶剂的含量;在压裂液施工工艺方面, 需注意提高返排率并降低前置液含量。同时还要注意到伤害类型的转化, 不同的油井、不同时期的油井伤害程度不一样, 伤害类型也不一样。

摘要：压裂液进入地层必然造成伤害, 直接影响压裂工程的质量。本文对压裂液的表面伤害、内部伤害、缝内伤害和滞留伤害等进行了详细阐述, 并针对这些伤害提出了相关建议。

关键词：压裂液,伤害类型,措施

参考文献

[1]中国石油天然气总公司.水基压裂液性能评价标准[S].中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 5107-1995, 1995.

压裂液对储层伤害及性能对比 篇3

1 压裂液对煤岩的伤害因素

1.1 压裂液与储层不配伍

压裂液与储层流体发生乳化造成的乳化堵塞。用水基压裂液时, 由于压裂液与储层流体互不相溶, 形成了乳化液。乳化液中的分散相在通过毛细管和空隙吼道时会产生贾敏损害。压裂液与储层温度不配伍, 对储层冷却造成的温度损害[2]。

1.2 压裂液堵塞渗流通道

由于压裂液形成滤饼时, 滤饼的形成不一定是沿着整个裂缝壁面, 较砂岩地层而言, 渗流通道堵塞所造成的渗透率损害, 煤岩更为严重。当煤层薄, 孔隙度低而渗透率高时, 压裂液在煤层裂缝中的侵入会更深, 造成的潜在损害比预想的要严重很多。煤岩储层渗流通道堵塞伤害基本可分为机械杂质堵塞伤害、煤粉堵塞伤害和胶液残渣堵塞伤害[2]。

1.3 压裂液固相侵入

煤层极易受压裂液固相颗粒的污染, 压裂液中存在不同粒径的固相颗粒, 这些微粒会沿着煤储层的孔隙和割理进入煤层, 会填充和堵塞煤层气的运移通道。在低压煤层气中, 这种固相颗粒的侵入并残留在孔隙之中而无法清除, 进而造成永久性的损害[3]。

1.4 液体吸附

煤储层具有极易吸附、吸收各类液体和气体的能力。煤层吸附液体后会造成煤层基质的膨胀, 压裂液导致基质膨胀的同时也会降低割理孔隙度和渗透率。由于煤层对液体的吸附和所引起的基质膨胀是完全不可逆的[4]。

1.5 煤岩储层中的敏感性矿物

煤层中, 含有多种多样的矿物质, 它们基本以微粒状散布在基质中或充填在粒内孔隙当中。其中粘土矿物中含有多种敏感性物质, 如蒙脱石、伊利石、绿泥石。蒙脱石是引起水敏现象的主要因素, 伊利石是引起速敏的主要因素, 碳酸盐类矿物会带来酸敏, 还有其他矿物也可能是造成潜在的伤害因素[3]。

1.6 煤岩润湿性

润湿现象是存在于固体表面的结构与性质、固液两相分子间相互作用的微观现象。由于压裂液是一种性质十分复杂的混合物, 在其与煤的接触过程中, 煤的润湿性可能发生改变引起润湿反转, 从而影响孔隙中的毛管力大小和方向, 最终导致煤层渗透率降低。煤岩是低空低渗, 毛管力作用强就会引起压裂液滞留在煤储层中, 形成水相圈闭, 从而对储层造成伤害。

1.7 煤岩储层应力敏感性

由于煤岩塑形特征明显, 这样容易产生煤粉使其发生运移、堵塞、降低煤岩裂缝导流能力, 从而影响煤层气的产量。

2 四种压裂液的性能对比如表1

经过分析对比应用效果, 最终认为, 清洁压裂液效果最好, 但是由于其成本高, 因此研制出低成本高效的清洁压裂液具有十分重要的经济价值[1]。

3 清洁压裂液与常规压裂液数据比较如表2

由此可见, 清洁压裂液效果高, 对储层伤害更小, 压裂增产效果比胍胶压裂液要好。并且在鄂尔多斯地区进行了多次现场实验, 结果表明, 清洁压裂液的压裂效果是普通胍胶的1.5倍[5]。

4 结论及建议

(1) 由于煤储层吸附能力强、比表面积大, 割理裂缝发育, 低空低渗、固相侵入堵塞、容易发生水相圈闭和液相滞留, 这是导致煤层伤害的主要因素[6]。

(2) 压裂过程中, 由于压力异常过高, 导致了煤层容易受各种因素的损害, 从而降低煤层气开发效果, 所以我们需要从压裂液方面考虑解决问题[7]。

(3) 增强压裂液与煤层的配伍性, 研制出对储层伤害更小的新的压裂液体系已经迫在眉睫。

(4) 清洁压裂液具有良好的控滤失作用, 并且压裂效率高对储层的伤害更小, 具有很好的压裂增产的效果。

(5) 目前, 清洁压裂液的开发和应用中相对比较成熟, 同时具有很好的增产效果, 因此, 开发出应用领域更广的耐高温清洁压裂液具有很强的研究意义。

摘要：水力压裂是目前国内外煤岩储层增产的主要技术手段。我国煤层气储量居世界第三, 并且地下2000 m以内的浅煤层气资源量丰富[1], 煤层气属于低压、低渗、低饱和及储层天然特殊性, 开采难度相当大, 在水力压裂过程中易受到伤害, 文总结了压裂液对煤岩的多种伤害因素, 并对比4种压裂液性能, 认为清洁压裂液效果最好, 最后针对压裂液存在的问题, 提出相应的可行对策。

关键词：煤层气,压裂液,储层伤害,伤害机理

参考文献

[1]李亭.煤层气压裂液研究及展望[J].天然气勘探与开发, 2013 (1) :11, 65-67.

[2]陈飞, 池晓明, 王祖文, 等.煤岩储层保护技术研究进展[J].中国煤层气, 2013 (1) :28-32.

[3]问晓勇, 伊向艺, 卢渊, 等.不同压裂液对煤岩渗透率伤害实验评价初探[J].石油化工应用, 2011 (3) :22-25.

[4]崔会杰, 魏子仲, 韩琴, 等.清洁压裂液在桐12, 桐47断块整体压裂中的应用[J].油气井测试, 2007 (4) :50-51, 53, 83.

[5]方飞飞, 唐善法, 田磊, 等.国内清洁压裂液的研究与应用[J].精细石油化工进展, 2012 (10) :9-13.

[6]贾振福, 郭拥军, 等.清洁压裂液的研究与应用[J].精细石油化工进展, 2005, 6 (5) :4-7.

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[8]陈紫薇, 张胜传, 等.无残渣压裂液研制与应用[J].石油钻采工艺, 2005 (27) :57-60.

浅议新型低伤害增能压裂液体系 篇4

目前新疆油田常用压裂液体系存在的主要问题是:

a) 压裂液对低压、低渗、水敏油气藏造成的损害;

b) 压裂液是在碱性条件下交联, 高p H会引起无机垢生成;

c) 地层压力低, 采取的措施主要是“液氮伴注”技术, 但增加了压裂费用, 存在较大安全问题。

本文提出自生气泡沫压裂液是将自动生气增能体系引入压裂液中, 形成新型低伤害增能压裂液体系, 实现自动生气、伴生热、酸性交联, 具有较好的助排能力, 大大降低滤失性, 减小对储层的伤害。

1 低伤害增能压裂液体系的研究

1.1 自动生气体系筛选

结合工程、经济及施工安全等, 选择N2作为工作气体, 利用Na NO2和NH4Cl在加入催化剂后发生化学反应生成N2, 其化学反应方程式如下:

1.2 自生气速度影响因素

1.2.1 催化剂浓度影响

室内通过改变催化剂加量来认识催化剂浓度对生气速度的影响。实验结果见图1。由实验得出, 生气速度随催化剂加入量的增加而加快。

从图1看出:低于0.3%的催化剂, 速度比较慢。加量到0.5%以上, 反应速度太快, 会造成压力过高而无法施工, 因此将用量定在0.3%~0.5%之间, 具体用量还需要根据井况调试。

1.2.2 化学剂用量的影响

催化剂从看出生气速度随化学剂用量的增加而不断加快。在40℃温度条件下将催化剂用量定位0.3%进行测试, 实验结果见图2。

由实验得知相同条件下, 生气速度随化学剂用量呈正比。

1.2.3 温度影响

当各添加剂浓度恒定时, 将压裂液装入自制高温高压密闭容器, 改变反应温度, 测定生气速度, 压裂液体积100 m L。实验结果见表1。

由表1看出, 温度对反应的影响较大, 温度越高, 化学反应的生气速度越快。

1.3 生气速度的控制方法

研究表明生气剂浓度、催化剂浓度、环境温度等很多因素对生气速度都有影响。然而, 在应用现场, 油层温度是一定的, 可以根据某一井温, 在确定化学剂浓度下, 可通过调整催化剂加入量控制生气速度。

1.4 化学剂浓度确定

生气剂用量与生气速度关系:浓度越高, 生气速度越快, 生气量也越大, Na NO2和NH4Cl以摩尔比1∶1参与反应, 生成1 mol的N2。按每次压裂100 m3基液加4 m3液氮来计算。1 m3液氮换算为标准状态下600m3, 当Na NO2加量达到4.5% (相应NH4Cl加量达到5.5%) , 可以达到液氮伴注效果。

2 低伤害增能压裂液体系添加剂筛选

2.1 增稠剂研制

选择的体系是在弱酸性条件下发生反应, 要求增稠剂及交联体系与之配伍。通过室内研究, 优选HPAM为增稠剂, 实验中配制0.3%的基液, 在170 s-1下, 粘度可达60 MPa·s聚丙烯酰胺 (HPAM) , 具有较好的增粘性能。

2.2 交联剂筛选

本文所研制的HPAM交联环境为弱酸性, 筛选出专用于HPAM交联剂产品WR, WR在弱酸性条件下与HPAM发生很好的交联作用, 形成的冻胶均匀、整体挑挂性能好等特点, 该交联剂具有延迟交联特性。

2.3 破胶剂的筛选

通过实验, 最终选择经济、应用最广泛的APS为破胶剂, 且确定出用量范围在0.2%~0.4%间。APS破胶彻底, 破胶液外观清澈透明, 粘度较低。

2.4 助排剂的筛选

考虑弱酸性条件下交联和自动生气体系的特点, 对4种助排剂进行对比实验, 优选助排剂FPJ-02, 其用量范围确定为0.2%~0.5%。实验结果表明FPJ-02能把破胶液表面张力降至21 m N/m以下, 见图3, 并且协同该体系的“升压”助排的特性, 提高压裂液返排率, 使该体系具有优良的返排效果。

2.5 低伤害增能压裂液体系配方体系确定

a) 基液。清水+0.3%~0.35%HPAM+4.5%生气剂Na NO2+5.5%生气剂NH4Cl+0.5%~1.0%粘土稳定剂 (LN-07) +0.2%~0.5%助排剂 (FPJ-02) +0.1%杀菌剂;

b) 交联液。清水+2.0%~2.5%的WR+0.3%~0.5%催化剂+0.2%~0.4%破胶剂APS。

3 低伤害增能压裂液体系性能评价

3.1 低伤害增能压裂液体系流变性能

流变性能是评价压裂液优良的性能指标之一, 结果见图4。

由图4得知, 在170 s-1下剪切1 h, 其粘度均在50MPa·s以上, 该体系具有很好的流变性能, 完全能满足施工要求。

3.2 压裂液的滤失性能

压裂液的滤失不仅对造缝和压裂液效率有十分重要的影响, 并且会对地层造成伤害。室内测得该体系滤失系数为3.2×10-5m/min0.5, 初滤失量4.2×10-3m3/m2, 远低于滤失系数1.0×10-3m/min0.5, 初滤失量5.0×10-2m3/m2的压裂液标准。

3.3 自生气泡沫压裂液破胶性能

压裂液的破胶性能直接影响到压裂施工的效果。在确保施工前提下, 破胶时间越快, 破胶液粘度越低, 对储层伤害越低;越易返排。实验结果是:该体系在3.0 h内彻底破胶, 破胶液表观粘度3.0 MPa·s, 破胶液表面张力22 m N/m, 破胶液与煤油界面张力1.0m N/m, 残渣含量150 mg/L, 各项指标都好于通用标准。

3.4 泡沫膨胀性能

自生气泡沫压裂液通过反应产生大量气体, 形成泡沫, 体积急剧膨胀, 从而起到增压助排作用。在室温25℃和常压条件下, 取200 m L自生气泡沫压裂液研究压裂液的膨胀性能, 结果见表2。

实验中随反应时间增长体积膨胀7倍多, 随着反应时间的增长压裂液体积膨胀能力越大, 对储层增压能力越高。在放喷时, 推动压裂液进入井筒, 同时压裂液密度下降, 有利于压裂液返排。

3.5 自生气泡沫压裂液对储层的伤害性评价

对储层的伤害程度决定了压裂的成败, 用WD39—井岩芯进行岩芯伤害实验, 实验表明, 该体系对岩芯伤害率仅为13%, 远低于标准要求的低于30%伤害率。

4 现场应用实例

TD41017井属于克拉玛依油田四1区二次开发调整井, 改造油层段T2K1 (638.5 m~694.5 m) , 属于低压、低渗透、水敏储藏, 为此在该井压裂改造中开展自生气泡沫压裂液现场应用试验。2011年11月7日对该井实施压裂, 泵入前置液38 m3, 携砂液54.7 m3, 加入支撑剂15 m3, 平均砂比27.3%, 施工排量2.8m3/min~3.2 m3/min, 停泵压力7.4 MPa。该井压后取得了良好效果, 由压前不出到压后14.4 t/d, 见表3。

5 结语

压裂液伤害 篇5

1 实验部分

1.1 主要仪器及试剂

实验仪器:H H-4型数显恒温水浴锅、逆流式黏度计、ZNN-D6型六速旋转粘度计、CP214型分析天平、LD4-1.8型自动平衡离心机等。

实验药品:四硼酸钠、甲醛、无水乙醇、过硫酸铵、硫酸铝钾、氧氯化锆、硼酸、三氯化铝、氯化钠等。

1.2 实验主要指评价方法

1.2.1 水基压裂液的制备

水基压裂液配液过程是:水+添加剂+稠化剂→基液;水+添加剂+交联剂→交联液;基液十交联液→水基冻胶压裂液;基液:交联液=100: (1~12) [3], 压裂液配方组成如表1所示。

1.2.2 压裂液稠化剂交联性能的测定

交联性能测定:配制0.6%改性瓜胶, 交联液浓度为0.5%, 将100m L改性瓜尔胶溶液置于烧杯中, 用玻璃棒搅拌, 同时加入交联液10m L, 搅拌一段时间记录形成冻胶的时间 (能用玻璃棒挑挂) , 观察冻胶性能。

1.2.3 压裂液破胶性能的测定

将压裂液装入密闭容器中, 放入电热恒温器中加热恒温, 恒温温度为储层温度, 压裂液在恒定温度下破胶。根据施工工艺时间要求, 取破胶液上面的清液测定粘度, 测定不同时间破胶液表观粘度, 破胶液粘度为5.0m Pa.s时的恒温时间为破胶时间[4]。

1.2.4 压裂液破胶残渣含量测定

测试程序:制备冻胶压裂液, 量取定量体积V。的压裂液, V一般可取50m L离心管, 装人密闭容器中加热恒温破胶, 把彻底破胶的破胶液全部移人已烘干恒量的离心管中在3000r/min±150r/min的转速下离心30min, 然后慢慢倾倒出上层清液, 再用水50m L洗涤破胶容器后倒人离心管中, 用玻璃棒搅拌洗涤残渣样品, 再放人离心机中离心20m i n, 倾倒上层清液, 将离心管放人恒温电热干燥箱中烘烤, 在温度105℃±1℃条件下烘干至恒量, 其值为m3。压裂液残渣含量按式1计算:

式:中:h3—压裂液残渣量;m3—残渣质量, mg;V0—压裂液用量, m L

2 实验结果与讨论

2.1 新型压裂液用稠化剂溶胀性能的考察

根据S Y/T5764-2007压裂用植物胶通用技术要求配制改性瓜尔胶溶液测定其粘度, 由图1可知, 随溶胀时间的延长改性瓜尔胶粘度越来越大, 溶胀时间在120m i n时, 瓜尔胶改性产品的黏度达到最大。溶胀时间过短, 瓜尔胶改性产品不能完全溶解, 黏度不能完全释放;随着溶胀时间增长, 瓜尔胶改性产品中的小分子基团能够完全溶解, 使黏度充分的释放出来[5]。

2.2 新型压裂液用稠化剂交联性能的考察

根据1.2.2中要求配制相应的溶液, 测定其交联性能, 结果如表2所示。

由上表2可以看出硼砂、有机硼交联效果明显好于其他交联剂。硼砂、有机硼溶于水时, 发生水解生成硼酸与Na OH, 使溶液呈弱碱性[6]。生成的硼酸与瓜改性胶分子中的甘露糖邻位顺式羟基络合, 将瓜胶分子彼此连接起来, 形成网状结构, 将水包在里面, 形成粘弹性很高的冻胶。

2.3 新型压裂液用稠化剂耐盐性能的考察

分别配置不同浓度盐度的Na CL溶液, 配制0.6%新型稠化剂瓜尔胶和普通羟丙基瓜尔胶稠化剂溶液, 在30℃分别测定其粘度变化结果如图2所示。

从图2可以看出新型改性瓜尔胶稠化剂耐盐性能明显好于普通羟丙基瓜尔胶稠化剂, 随着盐度的增大新型稠化剂粘度变化不大, 能够保持较高的粘度, 这对于高温深井的开采有重要的意义。

2.4 新型压裂液用稠化剂耐酸碱性能的考察

由图3可以看出, 改性瓜尔胶黏度在p H为6.0的时达到最大, 其原因可能是改性瓜尔胶的结构中存在较高的羧甲基, 以阴离子形式存在[7]。溶液中的聚电解质和中性聚合物一样, 呈无规则线团状。当溶液酸度增大时溶液中H+浓度增大, 他会使得其分子相互排斥作用减弱, 链发生卷曲, 尺寸减小, 从而酸度增大黏度下降。加入碱时, 虽然也增加了阳离子浓度, 由于电解质效应会使溶液的黏度降低, 所以改性瓜尔胶在弱酸性环境下粘度最大。

2.5 新型压裂液破胶性能的考察

压裂液破胶性能的好坏直接影响压裂液返排特征, 而压裂液的返排程度直接影响支撑裂缝导流能力及压后增产效果。若压裂液破胶时间较长, 破胶程度低, 则压裂施工后返排不彻底, 造成滞留, 将对地层造成损害, 降低油层的渗透性[8]。对于本研究新型压裂液采取在70℃下破胶, 破胶粘度变化如图4所示。

从图4中可以看出来不同浓度的改性瓜尔胶配置成的压裂液在60m i n后基本完全破胶, 60min后粘度小于5m Pa.s, 破胶完全, 能够满足现场施工的要求。

2.6 新型压裂液残渣含量测定

按照1.2.4中方法, 用过硫酸铵作为破胶剂, 测定不同配方的新型压裂液残渣含量, 结果如表3所示。

压裂液残渣是指压裂液破胶水化液中残存的水不溶物, 其主要来源是稠化剂及压裂液未破胶物质、防虑失剂、粘土防膨剂等添加剂中的水不溶物[9]。破胶液中含有机械杂质及水不溶物残渣可堵塞地层孔隙, 因此要求破胶液中残渣含量越低越好, 从而尽量减小破胶液对地层的污染[10]。由表3可以看出不同配方压裂液破胶后残渣含量均小于600m g/L, 但是用有机硼做交联剂的压裂液破胶后残渣含量最低, 所以交联剂选择有机硼最为合理。

3 结论

(1) 对本实验室合成的改性瓜尔胶溶胀性能进行了考察, 改性瓜尔胶在120min后粘度达到最大, 粘度大于110m Pa.s, 是性能优良的压裂液用稠化剂。

(2) 对改性瓜胶交联性能进行了考察, 有机硼可以作为理想的交联剂使用。并对其耐盐性能进行了考察, 其耐盐性能明显好于普通瓜尔胶, 在较高的盐度下能够保持较高的粘度。

(3) 该压裂液体系在弱酸条件下应用能够保持较高的粘度, 在70℃下对其破胶性能进行了考察, 破胶2h后粘度小于5m Pa.s, 残渣含量为450mg/L。

参考文献

[1]郭建军, 辛军, 王世彬, 等.异常高温胍胶压裂液体系研制与应用[J].石油钻采工艺, 2010, 3 (32) :64-67

压裂液伤害 篇6

华北油田二连探区储层主要以低渗透油藏特征为主, 储层为滨浅湖水下沉积体, 近物源、成熟度低。储层物性差、储层非均质性强, 岩性复杂如赛汉凹陷以砂砾岩、砂岩、混合为主, 乌里雅斯太主要以砂砾岩为主, 岩性孔隙度一般为5%-13%, 平均孔隙度8%, 渗透率多低于1×10-3μm2, 最低小于0.1×10-3μm2, 粘土含量在10-20%, 且主要以蒙脱石为主, 粘土膨胀性大, 储层低孔、低渗特征明显, 80%探井需压裂改造来认识储层。因此, 针对探井勘探而言, 压裂改造的成功与否成为勘探工作的关键所在, 而针对该类储层如何提高低伤害压裂特点成为压裂改造成功的关键, 因此研究低伤害压裂技术具有重大的意义。

2 低伤害液体体系研究

2.1 低浓度压裂液体系研究

压裂液的性能在作业中起到至关重要的作用。大量的调研结果表明, 目前国内仍是以聚合物增粘剂为主的水基体系, 其他压裂液体系如清洁压裂液、羧甲基压裂液体系及新型原油基压裂液等等也有一定的应用。二连探区主要以水基压裂液为主, 压裂液存在伤害主要有以下几个方面:压裂液残渣会堵塞岩石孔隙和裂缝, 降低填砂裂缝支撑带的导流能力和油气层的渗透率。实验表明瓜胶压裂液对岩心渗透率损害率为26.06%, 压裂液对油层的污染均较为严重。压裂液破胶性能的好坏将直接影响压裂液返排特性, 而压裂液的返排程度直接影响支撑裂缝导流能力及压后增产效果。若压裂液破胶时间比较长, 破胶程度低, 则压裂施工后返排不彻底, 造成滞留, 将对地层造成损害, 降低油层的渗透性。因此, 采用低浓度弱交联的压裂液体系有利于降低对人工裂缝和储层的伤害, 提高压后效果。

2.2 新型低伤害清洁压裂液体系

清洁压裂液为一种无固相体系, 具有低伤害、易破胶返排等特点。与常规的压裂液相比清洁压裂液的优点主要体现在以下方面:清洁压裂液依靠胶束互相缠绕并形成空间网状结构, 流体呈现出粘弹性, 能有效的携带支撑剂量, 不需要交联剂;粘度25MPa.S的流体即能非常有效的携砂。图2采用的新型低伤害清洁压裂液在50℃时的变剪切性能及耐温耐剪切试验, 可以看出清洁压裂液在高剪切下仍能保持很高的粘弹性。不需要破胶剂, 能高效返排。

针对储层的特点, 进行清洁压裂液体系适应性分析。优化出新型清洁压裂液体系, 通过设计优化和现场施工达到了低伤害的目的, 效果对比见表1。

施工的数据对比表明, 在适合应用清洁液的前提下, 利用清洁液施工能够达到同等瓜胶条件下的施工规模和砂比。

3 低伤害压裂施工工艺技术

由于二连储层粘土含量略高水敏性较强, 因此需要在提高压裂液防膨的同时提高压裂施工的低伤害技术, 通过近年来的研究和现场实验, 在压裂工艺上低伤害有很大的突破。

3.1 低前置液百分比技术

前置液量决定了在支撑剂达到端部前可以获得多少裂缝的穿透深度。另一方面, 太多的前置液在某些情况下甚至可能引起更多的伤害, 图1表明通过近6年的施工工艺研究前置液量由原来的55%降低到了36%, 降低19%, 大大降低了对储层的伤害。

3.2 变粘性液体施工技术

为进一步降低对储层的伤害, 前置液阶段采用了线性胶和弱交联压裂液体系交替注入技术, 通过结合其它工艺技术使得施工成功。

3.3 高砂比施工技术

对于低渗储层, 较高的导流能够提供更长久的渗流通道。因此在上述低伤害的同时, 如能保证较高的砂比施工, 则在前置液与携砂液上都起到了进一步低伤害的目的。

3.4 欠顶替技术

在压裂瞬时停泵后, 裂缝仍将继续延伸。如按常规方法顶替到压裂目的层顶部, 则停泵后随着裂缝的继续延伸, 本来是近井筒高导流的支撑裂缝, 会变得不可控制, 对近井筒处支撑剖面更为不利了, 甚至可能完全没有支撑, 出现通俗的“包饺子”现象。这种现象对产量的影响很大。

4 现场应用效果

通过上述低伤害的综合配套技术, 施工的50多口井对比。利用该技术后施工效果有了大幅度提高。增液、增油效果均很明显。压后平均增液达到20m3/d, 增加近一倍。增油平均达到16m3/d, 增加近三倍。

5 结论

(1) 瓜胶伤害对压裂裂缝有着较大的影响, 通过近5年的研究与应用, 使得瓜胶浓度大幅度降低, 由05年的0.55%降到09年的0.42%。

(2) 新型液体体系的针对性应用进一步提升了低伤害空间, 使得低伤害的应用领域得到较大提升。

(3) 通过综合低伤害工艺技术研究使得低伤害压裂技术得到实现和逐步提升。

(4) 通过该技术应用使得效果得到很大提高。压后平均增液达到20m3/d, 增加近一倍, 增油平均达到16m3/d, 增加近三倍。

(5) 需要进一步加强低伤害压裂技术研究与应用, 进一步提升低伤害压裂技术。

参考文献

[1]王鸿勋, 张士诚.水力压裂设计数值计算方法[M].石油工业出版社, 北京, 1998年6月, 238-246[1]王鸿勋, 张士诚.水力压裂设计数值计算方法[M].石油工业出版社, 北京, 1998年6月, 238-246

[2]K Adegbola, C Boney.Effect of Fracture FaceDamage on Well Productivity.SPE73759[2]K Adegbola, C Boney.Effect of Fracture FaceDamage on Well Productivity.SPE73759