国外低伤害压裂液体系研究新进展
收稿日期:2007-01-29;改回日期:2007-04-20
作者简介:胡忠前(1982)),男,硕士研究生,研究方向:油田开发用水溶性聚合物和表面活性剂的研究与应用。E -mail:hz qsw pi@https://www.360docs.net/doc/0b9582155.html, 。
文章编号:1008-2336(2007)03-0093-05
国外低伤害压裂液体系研究新进展
胡忠前1,2,马喜平2,何 川3,王 红2,杜 剑2
(1.中海石油研究中心,北京100027;2.西南石油大学化学化工学院,四川成都610500;
3.深圳同德化工电子有限公司,广东深圳518034)
摘 要:针对目前国内广泛使用的胍胶系列水基压裂液地层伤害大的缺点,说明了发展低伤害压裂液的必要性。系统介绍了国外Schlumberger 公司、Halliburton 服务公司、Baker Hughes 公司和BJ 服务公司目前低伤害压裂液发展和应用概况,其耐温能力、较低的伤害、种类齐全、对各种储层的适应性是国内压裂液无法比拟的;重点介绍了清洁压裂液、F iber -F RA C *压裂液技术、疏水缔合聚合物/黏弹性表面活性剂复合压裂液和低分子量压裂液技术等压裂液体系,这对国内低渗低压储层和海上油气田的增产有重要借鉴意义。今后,国内压裂液将主要朝着地层伤害小、抗高温、地层适应性强、环境友好的方向发展。
关键词:综述;低伤害;压裂液;清洁压裂液;小分子压裂液中图分类号:T E357.1+2 文献标识码:A
压裂液自从1947年首次用于裂缝增产以来已经历了巨大的演变[1]
。早期的增产处理是通
过向汽油中添加形成足以压开和延伸裂缝的黏性流体;后来,现场工程师开始采用胍胶及其衍生物基工作液,随着井深的增加和井温的升高,对压裂液黏度的要求也比以前使用的线性凝胶所能提供的黏度要高。为了在高温储层中达到足够的黏度和提高其高温稳定性能,开始采用硼、锆、钛等无机和有机金属离子交联线性凝胶。上世纪80年代,泡沫压裂液因其对地层伤害小而受到广泛研究和应用。20世纪90年代,人们通过使用高效化学破胶剂和降低聚合物浓度的方法来减少胍胶对地层的伤害。选择何种压裂液时主要考虑的因素包括安全、易得,混配和使用方便,和地层的相容性,返排能力以及成本。按照组成不同,压裂液可分为:(1)油基或水基,(2)油水混合物组成的乳状液,(3)油基或水基泡沫(氮气或二氧化碳)体系。压裂工作流体已从20世纪50年代的油基体系,发展到20世纪90年代乃至目前仍广泛使用(超过90%)的水基体系。氮气和二氧化碳体系约占压裂施工总数的25%。
表1列出了目前常见的压裂液体系[2],压裂
液组成中,除了表中所列交联剂和胶凝剂外,还有杀菌剂、滤失添加剂、破胶剂、减阻剂、表面活性剂、起泡剂和黏土稳定剂。据估计,压裂增产过程中,材料和泵注成本中组成比例为:泵注约占46%,支撑剂为25%,压裂化学剂为19%,酸液为10%。
低伤害或零伤害压裂液体系给决策人员和现场工程师提供了一个在地层下和地面环境友好的选择,另外,技术的进步可以使化学剂成本不增加或增加很少。美国环境保护局发起的一项调查研究表明压裂施工对地下饮用水环境几乎没有危害或危害很小。
1 斯伦贝谢公司
1.1 清洁压裂液
1997年斯伦贝谢公司成功地将黏弹性表面活性剂应用于压裂液,这种压裂液是由EH AC 、异丙醇、氯化钾和氯化铵组成[1]。之后,黏弹性表面活性剂因其独特的清洁性能而得到广泛研究应用。这类压裂液与胍胶和羟乙基纤维素不同,它是由黏弹性表面活性剂和其它添加剂构成的,属
海 洋 石 油
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O FFSHORE OIL
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于新一代压裂液,通常称之为/黏弹性表面活性剂0(VES)压裂液体系或/清洁压裂液0。这类压裂液施工和现场混配简单,不需要聚合物预水化工序,也不需要交联剂和破胶剂,遇地层流体转变成球状胶束或乳状液;另外,相对于聚合物体系而言,对地层伤害小或无伤害。为了解决黏弹性表面活性剂价格过高的问题,相应的黏弹性表面活性剂与疏水缔合聚合物的复合体系也被考虑用做
表1交联水基压裂液体系
Tab.1Crosslinked water base fracturing f luid system s
交联剂胶凝剂pH值范围使用温度/u )B,非延迟guar,HPG8~1270~300 B,延迟guar,HPG8~1270~300 Zr,延迟guar7~10150~300 Zr,延迟guar5~870~250 Zr,延迟CM HPG,H PG9~11200~400 Zr,延迟*CMHPG3~670~275 T i,非延迟guar,HPG,CM HPG7~9100~325 T i,延迟guar,HPG,CM HPG7~9100~325 Al,延迟CMHPG4~670~175 Sb,非延迟guar,HPG3~660~120注:*表示与CO2相容
压裂液和堵水。而向其中添加聚合物,也可以改善其抗温和抗压性能[3]。为了提高黏弹性流体在高矿化度下的稳定性能。Schlumberger技术公司的Lungw itz,Bernhard等人[4]开发了一种由盐(有机盐或无机盐或它们的复合物)、助表面活性剂和两性离子表面活性剂组成的复合体系。目前,黏弹性表面活性剂在油田上遇到的主要技术问题是抗温性和在高速剪切条件下,蠕虫状结构的快速恢复能力[5]。
1.2PrimeFRAC*压裂液体系[6]
该压裂液体系由于减少了聚合物的加量(聚合物加量减少了35%以上)从而减少了对地层和裂缝的伤害,油气层使用温度200~375u,使用的黏土稳定剂为KCl,在较少的聚合物加量的情况下就能达到guar和CMG所能达到的流体黏度。
1.3FiberFRAC*压裂液技术[7]
FiberFRAC*压裂液技术减弱了支撑剂输送中流体黏度所起的作用,它在压裂液中形成纤维素基网络,从而通过机械手段输送、悬浮和置放支撑剂。由于支撑剂的输送不再依赖压裂液黏度,因此可以调节压裂液的流变性质来优化裂缝尺寸。如果裂缝高度增长是关注的焦点,即使在高温下,也可以使用低黏度流体,同时满足支撑剂输送的要求。另外,由于减少了聚合物的加量,保留裂缝导流能力得到显著提高。实验室研究表明减少40%的聚合物加量可以使保留裂缝渗透率提高24%。
1.4GreenSlurry*体系[8]
该体系适用于生态环境敏感地区,如英国北海、墨西哥湾等。它由快速水化(80%在2~3 min以内水化)、高回收率的聚合物构成,其中,水化时间与聚合物加量没有关系。
1.5ThermaFOAM*CO2泡沫体系[9]
CO2泡沫压裂主要用于衰竭地层来提高压裂液的返排率,进而提高压后产量;也可以用于增产水敏性地层。它的一个缺陷就是高温下不适用。ThermaFOAM*CO2泡沫体系是一种新的化学剂体系,适用井底温度为200~300u,泡沫质量分数为40%~70%。该体系可以获得与guar、guar 衍生物或交联标准泡沫压裂液体系相同或更好的流变性能。同时减少了聚合物加量和添加剂的种类。
1.6疏水缔合聚合物/黏弹性表面活性剂复合压裂液[10-11]
目前使用的黏弹性表面活性剂压裂液体系存在以下几个方面的缺点:
(1)化学剂成本要比传统的聚合物基压裂液体系要高,这主要是由于单位成本和较高的组分浓度。VES加量随温度而增加,成本差异变的更大。
(2)由于和地层产出烃中的某些物质不配伍,
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形成稳定的乳状液而伤害地层,尤其是在基质侵入区。
(3)健康、安全和环保(HSE)问题。尤其是在近海油气田,如英国北海,VES 压裂液的应用因此而受到限制。
(4)相对于聚合物体系,VES 压裂液体系因其较高的滤失速率而使其应用范围局限在低渗透储层(<10@10-3L m 2)。
解决方法之一就是减少表面活性剂的用量,提高其耐温性能和井底条件下胶束结构的快速恢复能力;另一种可供选择的方法就是将疏水缔合聚合物和黏弹性表面活性剂混合使用,称之为/疏水缔合聚合物/黏弹性表面活性剂复合压裂液0。这种混合流体和黏弹性表面活性剂一样,对地层烃类也是反应性的。即当遇到地层烃类时,聚合物和黏弹性表面活性剂的疏水缔合作用遭到破坏。这种流体分别和纯VES 压裂液和纯聚合物压裂液相比,只需在较低的表面活性剂和聚合物浓度下产生的流变性能就足以达到形成和延伸裂缝以及输送支撑剂的目的。聚合物/表面活性剂网络与地层的烃类接触时就会自动破胶,残余物形成乳状液的倾向较低。这样就可以提高其在地层基质侵入区的清洁能力,此外,疏水缔合聚合物和表面活性剂混合物因聚合物的存在而降低了滤失速率。
2 Halliburton 服务公司
[12]
2.1 Silverstim 和SilverStimLT 压裂液体系 这两种体系是在低的聚合物加量就可以得到很高的体系黏度和支撑剂输送能力。适用温度分
别为80~180u 和175~400u 。2.2 Delta Frac 压裂液体系
该体系的聚合物加量比传统体系低30%,温度范围80~200u ,因此可实现大幅减轻对地层的伤害并获得较高的裂缝导流能力,与酶或氧化破胶剂有很好的相容性。
2.3 HMP 压裂液体系
低分子量压裂液技术(分子量约为HPG 的1/20~1/30)是压裂液技术的一个重要里程碑,该体系使用温度达260u ,携砂性能良好,能够清洁支撑剂充填裂缝,同时得到较长的有效裂缝长度。
由于该体系形成的水凝胶网络是暂时的,如
图1所示[13],因此不需要另加破胶剂,而且能够实现对压裂液流变性能的实时监测和调节。由于使用的低分子量聚合物增稠剂中不含残渣,所以大幅度减轻对地层和支撑裂缝的伤害。
图1 小分子压裂液暂时网络结构的形成F ig.1T he formation of temporary netw ork structur e
in HM P fracturing fluids
2.4 SeaQuest 压裂液体系
此体系是针对温度约300u 下的近海砂岩储层(固结和非固结)而开发的一次增产液技术,同样地适用于浅滩和深水环境,是专门针对用海水混配而设计的,该体系不会产生沉淀伤害。为施工设计和服务提供了很多便利。2.5 DeepQuest 体系
该体系适用于温度在80~325u 的超深储层,这种高密度硼交联体系可以提供的密度达1.3~1.38,而常规水基体系的密度为1.0~1.04,因有高的密度提供额外的静水压力,因而减轻对地面设备压力的要求。如果没有这种流体,许多超深井由于目前的地面设备压力的限制而无法进行压裂施工。
2.6 Sirocco 压裂液体系
[14]
Sirocco 压裂液体系不仅实现了低聚合物加量的要求,而且对盐有很好的相容性,适用温度为275~400u ,这种体系可以达到传统的CMHPG 体系一样高的支撑剂输送能力,但所加聚合物量更少,因而可获得更高的导流能力。2.7 Pur -Gel ó型体系
该体系是一种延迟交联压裂液体系。适用井底温度80~275u ,增稠剂为低残渣CMHPG 。用锆作为交联剂并加入缓冲试剂后,该体系与CO 2有很好的相容性。CO 2主要用于提高压裂液与地层流体的相容性并起到压后助排作用。2.8 Thermagel 体系
该体系是专门用于井底温度高于300u 的地层,这种延缓交联凝胶液应用CMH PG 作为胶凝剂。
2.9 Hybor 体系
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它是一种延迟硼交联guar或H PG体系,适用温度125~300u。形成的滤饼在产水时得以清除。
2.10Water Frac体系
Halliburton服务公司开发研制出一系列添加剂以优化降阻水的压裂效果。这种体系适用于低黏和低砂浓度聚合物压裂液体系。
2.11MistFrac SM服务体系[15]
泡沫压裂是增产低渗透储层(包括页岩和煤层)的一种标准技术,泡沫在低压低渗水敏性地层能很好地起作用。泡沫能够减少地层的水敏程度,并能提供压开裂缝和输送支撑剂所需的黏度。在北美,泡沫压裂液占很大比例,典型气体比例为65%~80%的氮气或二氧化碳。当气体质量分数低于65%时,则黏度优势会丧失,而高于80%,则高的井低砂浓度应用受到限制,这通常是由于低流体速率下设备限制引起的。而M istFrac SM服务体系可以解决以上这些问题。
M istFrac SM服务使用一种超高质量分数的氮气泡沫压裂液,与传统的压裂液相比有以下优点:(1)降低水与地层接触程度;(2)减少因黏土、铁矿物、高起泡剂浓度和大量工作液所引起的储层敏感性问题;(3)改善了在水敏性地层条件下置放支撑剂的能力;(4)在低温储层中提高快速、清洁的破胶能力;(5)压后清洁能力提高,从而改善了裂缝导流能力;(6)减少了施工设备、现场施工人员和混配所需工作流体和化学剂,从而降低了施工成本;(7)提高了施工效率。
3Baker Hughes公司
3.1B9Emerald FRAQ TM体系[16]
B9Emerald FRAQ TM体系是Baker Hug hes公司开发的一种高品质、低毒、易生物降解,适用于近海的压裂液体系。利用EPA1664,Revision A 中介绍的环己烷萃取方法确定B9Emerald FRAQ 中油和grease浓度<29mg/L,LC50> 30000L l/L。除环境友好之外,该体系还拥有优异的流体性能,剪切稳定,pH值>9,支撑剂输送能力良好,油气层适用温度超过300u,可以间歇式混配,也可以连续混配,可以加破胶剂以减轻对地层的伤害。
3.2Baker清洁凝胶[17]
Baker清洁凝胶是一种HEC聚合物,压后地层渗透率保持在80%以上,同传统的硼交联压裂液体系相比,减少了裂缝聚合物充填量,从而减轻了对地层的伤害。
4BJ SERV ICES公司
4.1表面活性剂体系
为了满足不同工况下的需要,BJ SERVICES 公司开发了门类齐全的低伤害压裂液体系,如AquaClear[18]和ElastraFrac[19]表面活性剂压裂液体系,其中ElastraFrac T M凝胶由环境友好的阴离子表面活性剂和各种盐组成的各相异性聚集体(三维网状结构),耐温性好,最高可达250u。4.2水基泡沫凝胶体系
水基凝胶体系主要有N2和CO2二元泡沫、CO2泡沫、甲醇泡沫和N2泡沫体系四类。
5结论
目前,国外压裂液体系朝着地层伤害小、环境友好的方向发展,并不断提高其耐温能力。已形成门类齐全,适用于各种地层和环境条件下的压裂液体系,并得到广泛应用。而国内在低压、低渗储层以及海上油气田低伤害压裂液体系研究和应用方面还处在起步阶段。各个科研院所开发的成果也只是在某个油田小范围应用,因此,参照国外的经验,应该加强低伤害压裂液体系的系统研究和推广应用工作。
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The latest development of foreign low-damage fracturing fluids systems
Hu Zhongqian1,2,M a Xiping2,He Chuan3,Wang Hong2,Du Jian2
(1.T he resear ch center of CN OO C,Beij ing100027;2.T he Chemistry and Chemical Engineer ing College of Southwes t
Petroleum Univer sity,Chengdu610500;3.Shenz hen T ongde Chemicals&Electr onic Co.L td.,Shenz hen518034)
Abstract:At present,the w ater base fracturing fluids w ith guar and its derivatives such as gelling agents have the problem of damag ing formation,so the development and application of low er damage fracturing fluids are necessary.This paper reviews the current general situation of low-dam age fracturing fluids sys-tems of four foreign oilfield service corporations:Schlumberger company,Halliburton service company, Baker H ughes com pany and BJ services company.T heir excellent properties of foreig n low-dam age fractur-ing fluid such as temperature resistant,low potential damage,varieties available,reservoir adaptability are unique.During w hich four kinds of fracturing fluids such as clean fracturing fluids,FiberFRAC*fracturing fluids techonolg y,hydrophobic associating polymer/v iscoelastic surfactant complex fracturing fluids and low-molecular w eight fracturing fluids are emphasized,and it w ill be of guiding significance for the stimula-tion of domestic reservoir with low pressure,and low permeability offshore oil/gas field.From now on,the development trend of domestic fracturing fluids is to exploit the ones w ith properities of low or zero forma-tion damage,high-temperature resistance,g ood reservoir adaptability,and environment friendly.
Key words:review;low-damage;fracturing fluids;clean fracturing fluids;low molecular weig ht fracturing fluids
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最新压裂技术现状及发展趋势资料
压裂技术现状及发展趋势 (长城钻探工程技术公司) 在近年油气探明储量中，低渗透储量所占比例上升速度在逐年加大。低渗透油气藏渗透率、孔隙度低，非均质性强，绝大多数油气井必须实施压裂增产措施后方见产能，压裂增产技术在低渗透油气藏开发中的作用日益明显。 1、压裂技术发展历程 自1947年美国Kansas的Houghton油田成功进行世界第一口井压裂试验以来，经过60多年的发展，压裂技术从工艺、压裂材料到压裂设备都得到快速的发展，已成为提高单井产量及改善油气田开发效果的重要手段。压裂从开始的单井小型压裂发展到目前的区块体积压裂，其发展经历了以下五个阶段[1]：（1）1947年-1970年：单井小型压裂。压裂设备大多为水泥车，压裂施工规模比较小，压裂以解除近井周围污染为主，在玉门等油田取得了较好的效果。 （2）1970年-1990年：中型压裂。通过引进千型压裂车组，压裂施工规模得到提高，形成长缝增大了储层改造体积，提高了低渗透油层的导流能力，这期间压裂技术推动了大港等油田的开发。 （3）1990年-1999年：整体压裂。压裂技术开始以油藏整体为单元，在低渗透油气藏形成了整体压裂技术，支撑剂和压裂液得到规模化应用，大幅度提高储层的导流能力，整体压裂技术在长庆等油田开发中发挥了巨大作用。 （4）1999年-2005年：开发压裂。考虑井距、井排与裂缝长度的关系，形成最优开发井网，从油藏系统出发，应用开发压裂技术进一步提高区块整体改造体积，在大庆、长庆等油田开始推广应用。 （5）2005年-今：广义的体积压裂。从过去的限流法压裂到现在的直井细分层压裂、水平井分段压裂，增大储层改造体积，提高了低渗透油气藏的开发效果。 2、压裂技术发展现状 经过五个阶段的发展，压裂技术日趋完善，形成了三维压裂设计软件和压裂井动态预测模型，研制出环保的清洁压裂液体系和低密度支撑剂体系，配备高性能、大功率的压裂车组，使压裂技术成为低渗透油气藏开发的重要手段之一。 2.1 压裂工艺和技术
压裂技术详解
压裂技术详解 第一节压裂设备 1．压裂车： 压裂车是压裂的主要设备，它的作用是向井内注入高压、大排量的压裂液，将地层压开，把支撑剂挤入裂缝。压裂车主要由运载、动力、传动、泵体等四大件组成。压裂泵是压裂车的工作主机。现场施工对压裂车的技术性能要求很高，压裂车必须具有压力高、排量大、耐腐蚀、抗磨损性强等特点。 2．混砂车： 混砂车的作用是按一定的比例和程序混砂，并把混砂液供给压裂车。它的结构主要由传动、供液和输砂系统三部分组成。 3．平衡车： 平衡车的作用是保持封隔器上下的压差在一定的范围内，保护封隔器和套管。另外，当施工中出现砂堵、砂卡等事故时，平衡车还可以立即进行反洗或反压井，排除故障。 4．仪表车： 仪表车的作用是在压裂施工远距离遥控压裂车和混砂车，采集和显示施工参数，进行实时数据采集、施工监测及裂缝模拟并对施工的全过程进行分析。
5．管汇车： 管汇车的作用是运输管汇，如；高压三通、四通、单流阀、控制阀等。第二节压裂施工基本程序 1．循环： 将压裂液由液罐车打到压裂车再返回液罐车。循环路线是液罐车-混砂车-压裂泵-高压管汇-液罐车，旨在检查压裂泵上水情况以及管线连接情况。循环时要逐车逐档进行，以出口排液正常为合格。 2．试压： 关死井口总闸，对地面高压管线、井口、连接丝扣、油壬等憋压30-40Mpa，保持2-3min不刺不漏为合格。 3．试挤： 试压合格后，打开总闸门，用1-2台压裂车将试剂液挤入油层，直到压力稳定为止。目的是检查井下管柱及井下工具是否正常，掌握油水的吸水能力。 4．压裂： 在试挤压力和排量稳定后，同时启动全部车辆向井内注入压裂液，使井底压力迅速升高，当井底压力超过地层破裂压力时，地层就会形成裂缝。5．支撑剂： 开始混砂比要小，当判断砂子已进入裂缝，相应提高混砂比。 6．替挤：
(工艺技术)油田压裂新技术工艺
2012年4月8日星期日 1、黑油模型：指油质较重性质的油藏类型。黑油模型是最完善、最成熟，也是应用最为广 泛的模型。是油藏数值模拟的基础，其它模型大都是黑油模型的扩展。 （1） 黑油模型的基本假设：（1）油藏中的渗流是等温渗流。 （2）油藏中最多只有油、 气、水三相，每一相均遵守达西定律。 （3）油藏烃类只含有油、气两个组分。在油 藏状态下，油气两组分可能形成油气两相，油组分完全存在于油相内，气组分则可 以以自由气的方式存在于气相中，也可以以溶解气的方式存在于油相中，所以地层 内油相为油组分和气组分的某种组合。在常规油田中，一般不考虑油组分向气组分 挥发的现象。（4）油藏中气体的溶解和逸出是瞬间完成的，即认为油藏中油气两相 瞬时达到相平衡状态。（5）油水之间不互溶；天然气也假定不溶于水。 煤层气：赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于 煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。 全国煤层气试验区分布图 J3-K1 哈尔滨 28 3、页岩气 页岩气形成的条件 （1） 岩性：形成页岩气的岩石除页岩外，还包括泥岩、粉砂岩、甚至很细的砂岩 （2） 物性：页岩最突出的特点是孔隙度和渗透率极低，典型的气页岩的基质渗透率处于微 达西~纳达西范围，因此气体在储层中的流动主要取决于页岩中天然裂缝的发育情况 （3 ）矿物组成：粘土矿物和碳酸盐含量低、粉砂质或硅质（石英）含量较高比较有利。 （4）裂缝： 裂缝发育适中。 2012-4-9 4、压裂工艺成果 压裂工艺推陈出新，分段压裂、裂缝性气藏压裂、火山岩压裂、降滤压裂、重复压裂、转向 压裂、控缝高压裂等压裂技术得到了成功应用， 特别是水平井分段压裂技术的推广应用, 保障油气田增储上产方面发挥了巨大作用。 较好指标： 2、 乌鲁木齐 J1-2 J3-K1 J3-K1 J3-K1 J3-K1 J2 J1-2 J1-P2 J1-2 J1-2 西宁 兰州 J1-2 1-2 西安 P2 成都 2"| C-P 北京1 ? 济南3 9 C-P 长春 E J3-K1 1开滦 15 韩城 2大城 16 蒲县 3济南 17 柳林 4淮北 18 吴堡 5淮南 19 三交 6平顶山 20 临县 7荥巩 21 兴县 8焦作 22 丰城 9安阳 23 冷水江 10晋城 24 涟邵 11屯留 25 沈北 12阳泉 26 红阳 29 阜新 13澄合 27 铁法 30 辽河 14彬长 28 鹤岗 T3 武汉二 长沙 2 ： P2 上海 P2 P2 福州 卢台北
第二章钻井液体系
第二章钻井液体系 目前，国内常用的钻井液体系分为水基、油基和含气钻井液三大系列。水基钻井液因使用方便、配制简单、价格低廉、对环境污染较小而应用广泛；油基钻井液由于其良好的抗泥页岩水化膨胀缩径性能而主要应用于泥页岩水化缩径严重的区块和对油气层保护要求较高的井；含气钻井液主要用于钻易漏的低压底层。 上世纪90年代又成功发展出合成基钻井液、超低渗透钻井液和不渗透钻井液并在大量井现场应用中取得良好的效果。合成基钻井液对环境污染更小，并具有部分油基钻井液的特性，能很好的保持井壁稳定；超低渗透钻井液和不渗透钻井液在防止地层损害和提高油气井产量上有较突出的效果而得到较广泛的应用； 各种钻井液体系是人们在钻井液技术发展过程中不断实践创造和完善的，不要死记硬背，生搬硬套，而应该对其熟练掌握、灵活应用，并在解决所遇到的各种钻井液问题中不断总结，积累并不断的加以完善。 一、膨润土浆（坂土浆） 1、膨润土浆是常用的水基钻井液的基础结构，用于代替清水开钻，形成泥饼以加固上部地层井壁防止冲坏基础和防止井漏；也用于储备钻井液，在钻井过程中各种事故复杂处理后钻井液量不足时用于做配制钻井液的基浆。 2、常规膨润土浆配方： （1）钠膨润土：水+ 0.1-0.2%烧碱+ 0.2-0.3纯碱+ 6-10%钠膨润土 （2）钙膨润土：水+ 0.3-0.5%烧碱+ 8-12%钙膨润土+纯碱（钙膨润土的6%）配置好水化24小时以后可加入0.1-0.3%的CMC-LV护胶降失水。 土是膨润土浆的基础结构，烧碱用于除去水中镁离子和调节膨润土浆PH值并促进膨润土水化，纯碱用于除去水中钙离子和促进膨润土水化；实际应用中，烧碱和纯碱的加量可根据配浆水中的钙镁离子含量来适当增减调节。 3、配置步骤 （1）清淘干净一个配浆罐，用清水清洗干净后装入配浆水（配浆水要求总矿化度小于1000mg/L ）。 （2）软化配浆水：检测配浆水中钙镁离子含量，根据钙镁离子含量加入纯碱、烧碱除去配浆水中钙镁离子，软化水质，以提高膨润土的造浆率，使配制出的膨润土浆有较 理想的粘度。 （3）室内小型实验，配制小样，检测小样性能。 （4）通过加重泵按实验合格的小样配浆，配浆前应用配浆水排替管线，配好后连续搅拌并用泵循环2-4小时，然后预水化24小时备用。 （5）如有必要，加入一定数量的护胶剂护胶，通常是加入0.1-0.3%CMC-LV或中小分子
水基压裂液增稠剂的研究进展
水基压裂液增稠剂的研究进展 李超颖1,王英东2,曾庆雪1 (1.东北石油大学化学化工学院;2.中国石油大庆石化分公司,黑龙江大庆 163711) 摘 要:本文综述了水基压裂液增稠剂的研究进展。低伤害、耐高温的改性胍胶研究广泛。除香豆胶、魔芋胶的改性物外,新型低损害苦苈胶综合性能优于羟丙基胍胶。疏水缔型聚合物,与传统聚丙烯酰胺类比较,热稳定性更好、抗剪切性能更强,具有广阔的应用前景。 关键词:压裂液;增稠剂;植物胶;疏水缔合型聚合物 中图分类号:T E357.1+2 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2011)05—0008—03 增稠剂是水基压裂液中的主要添加剂,其性能好坏对压裂液综合性能、压裂施工效果都有着重要影响。尤其面临高温、低渗、碱敏储层的开发,寻求增稠能力更强、对地层伤害更小、高温稳定性更好的增稠剂成为国内外学者研究的方向。目前使用的水基压裂液增稠剂种类繁多,可分为天然聚合物、人工合成聚合物两大类,本文分别就其研究进展进行评述。1 天然聚合物 1.1 植物胶衍生物 植物胶衍生物增稠能力强、易交联成冻胶、性能稳定,是国内外压裂作业主要使用的增稠剂。由于受分子精细结构、加工工艺、加工设备的影响,植物胶品种不同,性能有差异。 1.1.1 胍胶 胍胶原粉取自瓜尔豆内胚乳,直接使用具有不能快速溶胀和水合,溶解速度慢,水不溶物含量高,粘度不易控制,易被微生物分解而不能长期保存等缺点。而各种改性胍胶可改善胍胶原粉不足,但增稠能力均有所下降。目前,在广泛应用的改性胍胶:羟丙基胍胶(HP G)、羧甲基胍胶(CM G)、羧甲基羟丙基胍胶(CM HPG)、阳离子胍胶等基础上,适应当前要求的其他改性物出现。 1.1.1.1 低分子量胍胶 胍胶的低分子量化,是为了降低常规胍胶压裂液的造壁性和破胶后分子量依然很大的破胶液对低渗储层细小喉道的伤害。 程巍等[1,2]研究了硼交联低分子量胍胶凝胶体系的流变性,具有良好的粘弹性和剪切变稀性。J. Weaver等[3]提出的低分子量胍胶压裂液体系无需内部破胶剂,优良的支撑剂传输性能和低滤失性能,适合高砂比作业。 胍胶降解后分子量降低,为常规胍胶的1/20- 1/10,水不溶物降低,同样条件下压裂液破胶液分子量也降低,减少了对地层的伤害。但基液浓度下降,只有10mP a?s左右(常规压裂液现场应用的基液粘度一般在36m Pa?s以上),不适合高温作业。使用硼交联后,形成致密的聚合物网络结构,因为聚合物的短链和高紧密聚合物网络形成的交联液具有更好的粘性和弹性,液体链的体积也较小,粘弹性较高,提高了压裂液的携砂性能。 1.1.1.2 酸性交联胍胶 大多数植物胶压裂液都是在碱性条件下交联,为了保留植物胶稠化剂的优势并使其适应对碱敏性地层的压裂改造、进行酸性压裂和CO2泡沫压裂,需研制酸性条件下交联的植物胶压裂液,其中一个方向是研制可酸性交联的稠化剂。 郭吉清等[4]研究表明,改性胍胶M GG水不溶物含量及1%基液粘度优于特级羟丙基胍胶,与一种金属化合物可在pH值2.5～5.5范围内交联而形成稳定冻胶体系,其冻胶可用过硫酸铵破胶,破胶残渣质量浓度可降至180mg/L。 王博涛等[5]将羧甲基酸性交联冻胶压裂液应用于安塞油田长(10)储层,施工平稳,增产效果明显。周际春等[6,7]向普通胍胶分子中引入亲水基团钠羧甲基和羟丙基,研制出酸性条件下交联的新型压裂液增稠荆GXG。该增稠剂溶解和增黏性能都很好,破胶后残渣含量少,破胶液黏度低,有利于压裂液的破胶返排。由该增稠剂作为基液的压裂液有很好的流变性、破胶性,对储层伤害小。 胍胶改性后,除了本身具有适合碱性交联的羟基外,还具有酸性交联的官能团,而常规硼砂交联pH>9,因此,除了在稠化剂方面进行改性外,还需研制与其配伍的酸性交联剂。 1.1.1.3 高温改性胍胶 压裂施工趋于深井或超深井,而现有高温压裂液一般只满足150℃以下作业,因此需要研制适合180℃以上的超高温压裂液,其中一个方向是研制具有抗高温分子结构的稠化剂。 辛军等[8]研制了超高温改性胍胶(CHPG)稠化剂,与有机硼锆交联后,198℃下显示出优异的抗温抗剪切性能。张应安等[9]研制了新型羧甲基胍胶压裂液,有耐高温(180℃)、低浓度、低残渣、低伤害、低摩阻的特点,压裂施工获得很好的增产效果。疏水改性胍胶[10,11]具有疏水缔合物特殊的流变性:超过临 8内蒙古石油化工 2011年第5期 收稿日期:2011-01-15 作者简介:李超颖(1986-),女,在读硕士研究生,东北石油大学化学工艺专业。
压裂液调研报告
压裂液的研究进展调研报告 压裂已经广泛应用于增产当中, 压裂液的性能在作业中起到至关重要的作用。压裂液存在着破胶难，污染环境，污染储层，抗温抗盐性能差的问题。为此，在研究大量文献的基础上,回顾了压裂液技术的发展和现状,总结了适合不同地层条件的国内外压裂液新技术,以及现阶段存在的问题,展望了未来的发展方向。研究结果表明，目前仍是以聚合物增黏剂为主的水基体系，并且研究出了抗高温清洁压裂液，微束聚合物压裂液，无聚合物压裂液以及新型原油基压裂液等等。水基压裂液残液五步处理法，在现场应用效果明显，残渣，破胶性能，相容性，水锁伤害是储层伤害的主要原因。压裂液将主要朝着地层伤害小，抗温抗盐，地层适应性强，环境友好的方向发展。 压裂液的类型：水基压裂液、油基压裂液、酸基压裂液、泡沫压裂液。 压裂液自从1947年首次用于裂缝增产以来经历了巨大的演变。早期的压裂液是向汽油中添加足以压开和延伸裂缝的黏性流体;后来,随着井深的增加和井温的升高,对压裂液的黏度提出了更高的要求,开始采用瓜胶及其衍生物基压裂液。为了在高温储层中达到足够的黏度和提高其高温稳定性,研究出了高温油基压裂液。最初使用的压裂液是炼制油和原油，由于最初担心压裂液和含有非酸性水液的油气储层接触，可能产生不利影响，后来实验已经证明，用适当的添加剂（粘土控制物质，表面活性剂等），使用水基液能处理大部分油气储层，在一个已知储层的压裂液处 理中，最好是通过实验室地层岩心实验（或者一贯的现场结果）来确定水基压裂液的可用性。 水基压裂液体系及技术包括：非交联型黄原胶/魔芋胶水基冻胶压裂液技术、pac阳离子聚合物压裂液体系、有机硼交联水基压裂液技术、哈利伯顿微束聚合物压裂液体系、高黏度水基压裂液、无聚合物压裂液体系、低凝胶硼酸压裂液、无固相压裂液、无破胶剂压裂液技术压裂液。 油基压裂液体系及技术：低渗、低压、水敏性油气藏储量占每年探明储量的1/3 而且有继续上升的趋势，有效合理地开发这部分油气藏对稳定增加油气产量意义重大。国内油基压裂液主要由原油、胶凝剂、交联剂、破胶剂等组成，其中胶凝剂是压裂液中关键组分，因为其结构中的烷基碳链分布与所选原油或柴油之间存在一定的对应关系，并且其性能直接影响到压裂液的质量。 油基压裂液交联机理：柴油为非极性物质，无活泼官能团，化学惰性大难以形成交联结构，所用成胶剂是低分子量的表面活性剂，本身不增加黏度，但可以在油中形成胶束成胶剂扩散进入初交联剂液滴内时其中所含的酸性磷酸酯溶解在滴中并被中和引起铝酸根离子浓度减小，铝离子浓度增大，在适当条件下形成铝离子的八面向心配价体，初成胶剂中所含的磷酸酯通过该配价体与铝离子形成桥架网状结构产物，与初成胶剂中的烷基磷酸酯形成长链大分子，使油的黏度大幅度升高。 酸基压裂液：用植物胶或纤维素稠化酸液得到稠化酸或非离 子型聚丙烯酰胺在浓盐酸溶液中，与甲醛交链而得到酸冻胶。酸基压裂液适用于碳酸盐类油气层的酸压。 针对低渗低压油层存在的压力系数低，渗透率低、污染严重、返排困难等现象，开发研制了ｈｃｔ－酸化压裂液，该酸化压裂液集酸化压裂于一体，且使挤入的液体产生热和气，形成多组分泡沫认为中速残液返排，减少对地层的伤害。以丙烯酰胺（am）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（amps）为共聚单体,采用一种复合多段低温引发体系来引发聚合,制得了一种酸液稠化用聚合物,将由此聚合物配制的稠化酸液与交联剂yq-2、破胶剂共同使用得到了一种耐高温的冻胶酸体系。用转子旋转法评价了聚合物种类及浓度、交联剂加量对成胶时间的影响;以体系粘度为指标,使用旋转粘度计评价了聚合物种类及浓度、交联剂加量对冻胶酸体系
钻井液体系
国内外钻井液技术发展概述 (2012-05-2711:05:36)摘要：本文主要论述了国内外钻井液的发展状况及发展趋势，介绍了近年来国内外发展起来的16种新型钻井液技术，国内外钻井液技术仍以抗高温、高压、深井复杂地层的钻井液技术为主攻目标，指出了钻井液处理剂的发展方向是高效廉价、一剂多效、保护油气层、尽可能减轻环境污染，并寻求技术更先进、性能更优异、综合效益更佳的钻井液体系及钻井液处理剂。对钻井液技术发展进行了展望，由于深井、复杂井、特殊工艺井以及特殊储藏的开发、环境保护的重视，对钻井液完井液的要求越来越高，所以抗高温、高压、深井复杂地层、油气层保护仍是钻井液完井液技术发展的重要方向。 关键词：钻井液技术发展 一、国内外钻井液技术新发展概述 钻井液作为服务钻井工程的重要手段之一。从90年代后期钻井液的主要功能已从维护井壁稳定，保证安全钻进，发展到如何利用钻井液这一手段来达到保护油气层、多产油的目的。一口井的成功完井及其成本在某种程度上取决于钻井液的类型及性能。因此，适当地选择钻井液及钻井液处理剂以维护钻井液具有适当的性能是非常必要的。钻井液及钻井液处理剂经过80年代的发展高潮以后，逐渐进入稳定期，亦即技术成熟期。可以认为，由于钻井液及钻井液处理剂都有众多的类型及产品可供选择，因此现代钻井液技术已不再研究和开发一般钻井液及钻井液处理剂产品，而是在高效廉价、一剂多效、保护油气层、尽可能减轻环境污染等方面进行深入研究，以寻求技术更先进、性能更优异、综合效益更佳的钻井液及钻井液处理剂。 1．抗高温聚合物水基钻井液 所使用的聚合物在其C-C主链上的侧链上引入具有特殊功能的基团如：酰胺基、羧基、磺酸根（S03H）、季胺基等，以提高其抗高温的能力。不论是其较新的产品，如磺化聚合物P OLYDRILL，或早己生产的产品如S.S.M.A.（磺化苯乙烯与马来酸酐共聚物）均是如此，并采取下列措施：
国外低伤害压裂液体系研究进展
国外低伤害压裂液体系研究进展 2014-05-30能源情报 文/胡忠前马喜平何川王红杜剑，中海石油研究中心西南石油大学深圳同德化工 压裂液自从1947年首次用于裂缝增产以来已经历了巨大的演变。早期的增产处理是通过向汽油中添加形成足以压开和延伸裂缝的黏性流体;后来,现场工程师开始采用胍胶及其衍生物基工作液,随着井深的增加和井温的升高,对压裂液黏度的要求也比以前使用的线性凝胶所能提供的黏度要高。为了在高温储层中达到足够的黏度和提高其高温稳定性能,开始采用硼、锆、钛等无机和有机金属离子交联线性凝胶。上世纪80年代,泡沫压裂液因其对地层伤害小而受到广泛研究和应用。20世纪90年代,人们通过使用高效化学破胶剂和降低聚合物浓度的方法来减少胍胶对地层的伤害。选择何种压裂液时主要考虑的因素包括安全、易得,混配和使用方便,和地层的相容性,返排能力以及成本。按照组成不同,压裂液可分为:(1)油基或水基,(2)油水混合物组成的乳状液,(3)油基或水基泡沫(氮气或二氧化碳)体系。压裂工作流体已从20世纪50年代的油基体系,发展到20世纪90年代乃至目前仍广泛使用(超过90%)的水基体系。氮气和二氧化碳体系约占压裂施工总数的25%。 表1列出了目前常见的压裂液体系,压裂液组成中,除了表中所列交联剂和胶凝剂外,还有杀菌剂、滤失添加剂、破胶剂、减阻剂、表面活性剂、起泡剂和黏土稳
定剂。据估计,压裂增产过程中,材料和泵注成本中组成比例为:泵注约占46%,支 撑剂为25%,压裂化学剂为19%,酸液为10%。 低伤害或零伤害压裂液体系给决策人员和现场工程师提供了一个在地层下和地 面环境友好的选择,另外,技术的进步可以使化学剂成本不增加或增加很少。美国环境保护局发起的一项调查研究表明压裂施工对地下饮用水环境几乎没有危害 或危害很小。 1 斯伦贝谢公司 1.1 清洁压裂液 1997年斯伦贝谢公司成功地将黏弹性表面活性剂应用于压裂液,这种压裂液是由EHAC、异丙醇、氯化钾和氯化铵组成。之后,黏弹性表面活性剂因其独特的清洁性能而得到广泛研究应用。这类压裂液与胍胶和羟乙基纤维素不同,它是由黏弹 性表面活性剂和其它添加剂构成的,属于新一代压裂液,通常称之为“黏弹性表面活性剂”(VES)压裂液体系或“清洁压裂液”。这类压裂液施工和现场混配简单,不需要聚合物预水化工序,也不需要交联剂和破胶剂,遇地层流体转变成球状胶 束或乳状液;另外,相对于聚合物体系而言,对地层伤害小或无伤害。为了解决黏弹性表面活性剂价格过高的问题,相应的黏弹性表面活性剂与疏水缔合聚合物的复 合体系也被考虑用做压裂液和堵水。而向其中添加聚合物,也可以改善其抗温和 抗压性能。为了提高黏弹性流体在高矿化度下的稳定性能。Schlumberger技术公司的Lungwitz,Bernhard等人开发了一种由盐(有机盐或无机盐或它们的复合物)、助表面活性剂和两性离子表面活性剂组成的复合体系。目前,黏弹性表面活性剂 在油田上遇到的主要技术问题是抗温性和在高速剪切条件下,蠕虫状结构的快速 恢复能力。 1.2 PrimeFRAC3压裂液体系 该压裂液体系由于减少了聚合物的加量(聚合物加量减少了35%以上)从而减少 了对地层和裂缝的伤害,油气层使用温度200～375υ,使用的黏土稳定剂为KCl, 在较少的聚合物加量的情况下就能达到guar和CMG所能达到的流体黏度。 1.3 FiberFRAC3压裂液技术 FiberFRAC3压裂液技术减弱了支撑剂输送中流体黏度所起的作用,它在压裂液 中形成纤维素基网络,从而通过机械手段输送、悬浮和置放支撑剂。由于支撑剂 的输送不再依赖压裂液黏度,因此可以调节压裂液的流变性质来优化裂缝尺寸。 如果裂缝高度增长是关注的焦点,即使在高温下,也可以使用低黏度流体,同时满 足支撑剂输送的要求。另外,由于减少了聚合物的加量,保留裂缝导流能力得到显著提高。实验室研究表明减少40%的聚合物加量可以使保留裂缝渗透率提高24%。 1.4 GreenSlurry3体系
长庆油田钻井液现状分析
延安职业技术学院毕业论文 题目：长庆油田钻井液现状分析 所属系部：石油工程系 专业：钻井技术 年级/班级：07(五)钻井班 作者：赵文田 学号：071395002023014 指导教师： 评阅人： 2012年5 月27日
目录 第1章绪论 (1) 第2章长庆油田储层特征和钻井难点 (3) 2.1 长庆油田储层特征 (3) 2.2 长庆油田钻井问题分析 (4) 第3章长庆油田常用钻井液体系分析 (6) 3.1 低固相聚合物钻井液 (6) 3.1.1 体系的配方 (6) 3.1.2 体系的特点 (6) 3.1.3 现场应用分析 (7) 3.2 双钾离子聚合物钻井液 (7) 3.2.1 体系的配方 (7) 3.2.2 体系的特点 (7) 3.2.3 现场应用分析 (8) 3.3 无土相低伤害暂堵钻井液 (9) 3.3.1 体系的配方 (9) 3.3.2 体系的特点 (9) 3.3.3 现场应用分析 (10) 3.4 环保钻井液体系 (10) 3.4.1 体系配方处理剂 (10) 3.4.2 体系特点 (10) 3.4.3 现场应用分析 (11) 第4章结论 (12) 致谢 (13) 参考文献 (14)
摘要：根据长庆油田储层特征，认为在油气田开采过程中涉及的钻井液性能，必须注意以下几点：(1)对储层伤害小；(2)必须有较好的抑制性能和滤失性能；(3)低毒或无毒，对环境污染小；(4)对油品污染小。通过对现有钻井液进行归纳，并对长庆油田近年来使用的钻井液进行总结，将长庆油田钻井液体系归纳为：一开时，钻穿表层黄土层，主要用清水或低固相聚合物钻井液，提高钻井速度，钻井液主要组成有膨润土、高分子聚合物(如KPAM、PAC-H、HV-CMC)等，防止坍塌及有效清洗井眼，使表层套管下入顺利；二开以防塌、防漏、安全快速钻进为目的，以低固相聚合物体系或双钾聚合物钻井液体系为主；若遇水平井段，使用无土相低伤害暂堵钻(完)井液体系。在此基础上分别对各个钻井液体系的组成、特点及应用进行了分析。 关键字：长庆油田；储层特征；钻井
压裂-工程技术试题(管理岗)
工程技术试题（管理人员） 填空题部分 1.破裂压力计算：直井：瞬时停泵压力+（射孔底界—射孔顶界）/2*100 、水平井：瞬时停泵压力+垂深、 2.如井下有封隔器，压裂时套管平衡压力一般采用地面泵压的1/3~1/5。 3.常用压裂管柱的规格:（1） 73mm(2?in ）油管：外径73mm ，内径62mm 。内容积3.019L/m ，外容积 4.185 L/m 。（2）89mm(3in ）油管：外径88.9mm ，内径76mm 。内容积4.536L/m ，外容积6.207 L/m 。 4.对于任意时间段的混砂比，可通过下式计算得出：平均混砂比= 砂量时间排量砂量 *64.0* % ，该式为石英砂(密度1.67×103Kg/m)混砂比计算公式，如果为其它支撑剂，则视其密度，式中系数作相应变化。 5.原地层的渗透率与有效厚度的乘积称为地层系数。 6.喷砂器的作用：向地层喷砂液，造成节流压差，保证封隔器所需的坐封压力。 7.压力系数是指某地层深度的地层压力与该深度的静水柱压力之比。 8.在进行井下作业时，压井液压力的下限要能够保持与地层压力平衡，而其上限则不应超过地层的破裂压力以避免压裂地层造成井喷。 9.理想的压裂液必须具有多种用途并满足以下条件：低滤失性，携砂性，降阻性，稳定性，配伍性，低残渣，易返排。 10.施工时液体的流动过程：压裂液罐-混砂装置-压裂泵车-管汇-地面管线-井口-井下管线-喷砂器-油套环空-射孔炮眼-地层。 11.地质构造的基本类型有四类：水平构造、倾斜构造、褶皱构造和断裂构造。 12.天然石油是从油、气田中开采出来的；人造石油是从煤或油页岩等干馏出来的。 13.根据圈闭的成因，圈闭分为构造圈闭、地层圈闭、岩性圈闭等。 14.一个油气藏必须具备两个基本条件：同一圈闭内油气聚集；具有统一的压力系统。 15.大庆长垣的原油属于石蜡基原油，含蜡量达20％～30%，凝固点为23～
高速通道压裂新技术
高速通道压裂新技术 水力压裂的目的是建立从地层到井筒的流动路径，提高油气井产能。常规压裂技术通常采用支撑剂填充裂缝，保持裂缝开启，从而建立有效生产通道。本文所述的新型压裂技术在整个支撑剂填充区形成高速通道网络，将裂缝导流能力提高几个数量级。通过在几个油气田的成功实施，表明该技术能明显改善油气井的经济生产能力。 Emmanuel d’Huteau YPF公司 阿根廷NEuquén Matt Gillard Matt Miller Alejandro Pe?a 美国得克萨斯州SuGaR LanD Jeff Johnson Mark Turner Encana油气（美国）公司 1947 年，Stanolind 石油天然气公 司在美国堪萨斯州西南部的 Hugoton 油田进行了首次水力压裂实验。此后， 勘探与生产公司开始广泛采用这种油 气藏增产技术提高或延长油井产能。 实际上，今天仍在生产的很多油气田， 如果没有实施水力压裂，早就不具备 经济开采能力。 水力压裂作业过程中，用专业化 设备向井中快速泵入压裂液，泵入速 度快于压裂液向地层中的渗入速度， 从而迫使地层压力上升，使地层破裂， 从而产生裂缝（下图）。通过连续泵入 压裂液，使裂缝从井筒向地层远处延伸， 从而增加导流面积，确保更多油气流 向井筒，帮助提高油气井产能。 美国科罗拉多州丹佛 Oleg Medvedev 加拿大艾伯塔省埃德蒙顿 Tom Rhein PEtRoHawk能源公司 得克萨斯州CoRPus CHRisti Dean Willberg 美国犹他州盐湖城 《油田新技术》2011 年秋季刊：23 卷，第 3 期。 ?2011 斯伦贝谢版权所有。 ClEaRFRAC 和 HiWAY 是斯伦贝谢公司的商标。 裂缝单翼 ^理想化的裂缝延伸横截面视图。通过连续泵入压裂液（虚线箭头）使裂 缝沿最小应力面向两边延伸，形成裂缝单翼。 4 油田新技术
国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展
国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展 发布时间：2019-07-30 11:11 来源：特种油气藏 摘要：致密页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井 需要储层改造才能获得比较理想的产量。目前，国外页岩气开发最主要的增产措施是减阻 压裂，即利用减阻... 致密页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井需要储 层改造才能获得比较理想的产量。目前，国外页岩气开发最主要的增产措施是减阻压裂， 即利用减阻水压裂液进行体积改造。减阻水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展起来 的一种新的压裂液体系。在美国、加拿大等国，减阻水压裂液的使用获得了显著的经济效 益并且已经取代了传统的凝胶压裂液而成为最受欢迎的压裂液。近年来，页岩气能源的 开采在中国受到越来越高的重视。作为页岩气体积改造的关键技术，减阻水压裂液在中国 具有广阔的应用前景。 一、减阻水压裂液发展历程 减阻水压裂液是指在清水中加入一定量支撑剂以及极少量的减阻剂、表面活性剂、黏 土稳定剂等添加剂的一种压裂液，又叫做滑溜水压裂液。减阻水最早在1950 年被引进用 于油气藏压裂中，但随着交联聚合物凝胶压裂液的出现很快淡出了人们的视线。在最近的 一二十年间，由于非常规油气藏的开采得到快速发展，减阻水再次被应用到压裂中并得到 发展。1997 年，Mitchell 能源公司首次将减阻水应用在Barnett 页岩气的压裂作业中并取得了很好的效果，此后，减阻水压裂在美国的压裂增产措施中逐渐得到了广泛应用，到2019 年减阻水压裂液的使用量已占美国压裂液使用总量的30%以上(表1) 。 表1 2019年美国油气田各类压裂液用量所占百分比 早期的减阻水中不含支撑剂，产生的裂缝导流能力较差，后来的现场应用及实验表明，添加了支撑剂的减阻水压裂效果明显好于不加支撑剂时的效果，支撑剂能够让裂缝在压裂 液返排后仍保持开启状态。目前在国外页岩气压裂施工中广泛使用的减阻水的成分以水 和支撑剂为主，总含量可达99%以上，其他添加剂(主要包括减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂、阻垢剂和杀菌剂) 的总含量在1%以下，尽管含量较低，这些添加剂却发挥着重要作用(表2) 。 表2 减阻水压裂液中的主要添加剂 二、减阻水压裂液技术研究进展 1、新型减阻水压裂液体系
国内大型压裂技术的应用与发展_张光生
第41卷第1期 辽 宁 化 工 Vol.41，No. 1 2012年1月 Liaoning Chemical Industry January，2012 收稿日期： 2011-09-19 国内大型压裂技术的应用与发展 张光生1，2，王维波1，杨冬玉1，廖 晶2，张红丽3，王雷波4，王华军1 （1. 西安石油大学石油工程学院， 陕西 西安 710065； 2. 河南油田勘探开发研究院地质实验室， 河南 南阳 473132； 3. 中国石油川庆钻探长庆钻井公司第二工程项目部， 甘肃 庆阳 745100； 4. 北京恩瑞达科技有限公司压裂套管堵漏项目部， 北京 100192） 摘 要：大型压裂在我国的应用与发展已有十余年时间，但大型压裂目前尚无明确的界定标准。国内近年来形成了低渗透薄互层油藏大型压裂、大型酸化压裂改造、大型加砂压裂、低伤害大型压裂等一系列成熟的大型压裂技术。大型压裂具有地质条件复杂多样、机组功率大、施工规模大、增产效果显著等特点，在今后很长时期内将继续担当低渗透油气层勘探试油，新井投产和油层改造的重任。 关 键 词：大型压裂；低渗；薄互层油藏；裂缝；酸化压裂 中图分类号：TE 357 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2012）01-0046-05 1 中小规模压裂向大型压裂的变化 水力压裂凭借由地面向井内泵注液体的能量，使油层破裂，继而填以支撑剂，形成并保持裂缝，从而改善油气层导流能力，以达到油水井增产增注的目的。水力压裂技术是人们在认识地层、开发油气资源的长期实践中逐步总结出来的成果。 1947年7月世界第一口压裂井在美国堪萨斯州Hugoton 气田Kelpper 1井成功压裂[1] ，至今已有上百万井次的压裂作业。1954年中国开始应用水力压裂，20世纪70年代逐步对油层水力压裂基本原理、压裂工艺、压裂液、支撑剂、压裂工具、压裂设备、压裂施工中的事故预防和处理等问题进行研究和实践。五十多年来，水力压裂技术已由简单的、低液量、低排量压裂增产方法发展成为一项标准的开采工艺技术。最初的压裂作业，液量一般只有几立方米，而现代大型压裂作业液量已达几百立方米，支撑剂达上百吨。 大型压裂（Massive Hydraulic Fracturing，MHF）是相对于中小规模的压裂而言，虽然目前没有文献或者资料对大型压裂做出明确界定，但公开出版的文献中普遍将压裂液用量400 m 3 以上、加砂量50 m 3 以上、最高施工泵压60 MPa 以上，同时动用了数台较大功率机组且有较大排量和较长作业时间的压裂作业称为大型压裂。20世纪90年代国内开始实施大型压裂施工,迄今已完全具备大型、超大型压裂的技术能力。如果能制定明确的大型压裂标准，无疑将有利于行业技术实力的量化比较和品牌形象的树立。 2 国内大型压裂技术应用现状 2.1 应用现状 为研究致密气藏而发展起来的的水力压裂技术，其作业规模从小型发展到大型甚至超大型已成为压裂技术发展的一个重要方面。国内近年来将其广泛应用于油气藏增产改造，并取得良好增产效果。胜利、新疆、四川等油气田，屡屡以压裂液用量、加砂量、最高施工泵压等关键参数，不断刷新和创造国内大型压裂规模纪录。表1汇总了近年来国内部分大型压裂井况与施工参数。 大型压裂不仅应用于低渗透薄互层砂岩油藏、低孔-特低渗薄互层油藏、低渗砂砾岩油藏、潜山裂缝性变质岩油藏、火山岩油藏、致密页岩气藏、低压气藏、低渗透砂岩气藏等，而且也用于碳酸盐岩油气藏酸压改造，以及煤层气压裂[2,3] 。 2.2 主要技术的研究与开发 （1）低渗透薄互层油藏大型压裂技术 ① 二维流动的拟三维裂缝扩展模拟技术[4] 大型压裂技术的出现使人们认识到裂缝内过高的压力容易克服遮挡层岩石应力，使水力压裂的裂缝沿长、宽、高三个方向同时延伸。低渗透薄互层砂岩油藏隔层薄、强度低，裂缝的长高比往往小于4，以前只考虑流体一维流动的拟三维裂缝扩展模型就不够真实。根据低渗薄互层油藏大型压裂的特点，在适当假设的基础上，应用线弹性断裂理论，建立流体沿着裂缝高度和长度方向流动的拟三维裂缝扩展
钻井液体系总汇分类
钻井液的种类 （1）稳定泡沫钻井液技术 稳定泡沫钻井液是一种低密度钻井液体系，是在钻井液中加入表面活性剂，降低气、液、固三相表面张力，使空气均匀、稳定地存在于体系中，从而降低钻井液密度。其特点是能够产生低于水的表观密度，在低压地层中产生微泡膨胀桥堵孔隙，保护油气层，提高勘探开发的综合效益。通过对稳定泡沫钻井液系统研究，开发出适合大港油田低压油气藏特点的稳定泡沫钻井液体系。 我公司进行了稳定泡沫钻井液技术研究，形成了研究成果。在现场应用中实现钻井液密度可调、泡沫稳定时间较长、抗污染能力强等优点。在官新10-16井进行了现场试验，现场钻井液密度达到0.7g/cm3,收到了预期的效果。2003年我公司在长庆油田气探井的服务中成功应用该钻井液技术，解决了低压气藏储层保护的难题。（2）无固相欠平衡钻井液技术 无固相欠平衡钻井液主要是为了解决低压、低渗油气藏而研究的钻井液体系，控制合理的钻井液密度实现欠平衡条件，减少钻井液滤液对储层的损害是该技术的核心，它适用于灰岩地层、稳定的砂泥岩地层。 1999年完成了第一口井深为5191.96m板深7井，所用的钻井液体系为具有防H2S 损害、CO2腐蚀及防水锁损害的无土相钻井液，体系的特点主要表现在：体系采用无土相有利于保护油气层；体系的抑制性较强；体系具有防腐能力；体系便于维护；有利于清洗井眼，由于采用欠平衡有利于提高机械钻速；成本低。到2002年使用该钻井液体系，相继完成了板深8、板深4、千18－18、西G2等16口井的现场应用，使用最高密度为1.42g/cm3，最低密度为0.84g/cm3。 该体系在现场应用中取得了明显的效果，尤其在保护油气层方面成果显著，该体系在大港油田首次欠平衡探井施工作业中一举成功，在所实施井中平均恢复值达到88%，实施井均获得良好的油气显示，为发现和保护油气层展现了光明的前景，尤其板深7井最为突出，经过5～11mm油嘴多次测试，平均产气量为1×105m3/d，其中轻质油31.75 m3/d，完钻后测试表皮系数为-1.35，投产后井口压力和油气产量相对稳定。 （3）广谱型屏蔽暂堵保护油层技术 广谱型屏蔽暂堵保护油气层技术是基于非均质砂岩油藏储层的孔隙结构特点和流体流动机理，提出了依据对渗透率贡献率的大小来区别对待不同的孔喉，尤其适用于渗透性严重不均质的砂岩油藏。该项技术在冀东油田柳赞的现场应用成功后，2003年开始在大港油田港东、段六拨、枣81X1等区块上进行了7口井的先导性试验，试验井产油量与邻井相比提高了57.64%，该项保护油气层技术得到甲方的一致认可。2004年陆续在扣50断块、羊1断块、官107×1断块等十三个断块的18口开发井进行了推广应用，取得了良好的效果，产量比邻井提高了37.18%。通过该项技术的推广，较好地解决非均质砂岩油气层保护问题，目前该项技术还在继续推广。 （4）有机盐钻井液技术 有机盐钻井液是国际公认的高效、低毒钻井液体系，国外已经广泛应用，取得了非常好的效果，该体系特点：性能稳定，抗污染能力强，有利于发现和保护油气层、抑制防塌能力强、有利于提高机械钻速、有利于提高固井质量，解决了井壁稳定和保护油气层之间的矛盾。2000年至2001年对有机盐钻井液体系进行了研究，完成了7口井的现场试验，取得了较好的成果。
压裂液国内外研究现状
1. 压裂液国内外发展概况 压裂技术是我国油气田开发必不可少的重要措施之一，它在增加产量和储量动用方面起到了重要的作用。压裂的目的主要是形成具有一定几何形状的高导流能力裂缝，改善油气通道，从而增加油气产量。而压裂液在压裂中起着非常重要的作用，压裂液体系的性能是关乎整个压裂施工作业成败及压裂效果的关键点之一，性能好的压裂液不但能够保障压裂施工的顺利进行，而且能够保护储层，获得理想的增产效果[1]。压裂液通常是由各种化学添加剂按一定比例配制成具有良好粘弹性的冻胶状物质，主要分为水基压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液、清洁压裂液[2]。 1947年，水力压裂首次在现场成功应用的初期，主要使用以原油、成品油所配成的油基压裂液，原因是水基压裂液会对水敏地层造成损害。五十年代，出现了控制水敏地层损害的方法以后，水基压裂液才被应用在压裂作业中，但油基压裂液仍为主要的压裂液。到六、七十年代，增稠剂瓜胶及其衍生物的出现，使水基压裂液迅速发展并占据主要地位。到了八十年代，由于致密气藏开采和部分低压油井压后返排困难等问题，出现了泡沫压裂液。到九十年代及以后，为了解决常规压裂液在返排过程中由于破胶不彻底对油藏渗透率造成很大伤害的问题，又开发研制了粘弹性表面活性剂压裂液，即清洁压裂液。 1.1 水基压裂液 水基压裂液是以水作溶剂或分散介质，向其中加入稠化剂、添加剂配制而成的，主要采用三种水溶性聚合物作为稠化剂，即植物胶（瓜胶、田菁、香豆、魔芋等）、纤维素衍生物及合成聚合物。这几种高分子聚合物在水中溶胀成溶胶，交联后形成粘度极高的冻胶。具有低摩阻、稳定性好、携砂能力强、低损害、施工简单、货源广、廉价等特点。通常，水基压裂液按加入稠化剂种类大致可分为三种类型: 天然植物胶压裂液、纤维素压裂液以及合成聚合物压裂液。 1.1.1 天然植物胶压裂液 国内外最先研究和应用的是天然植物胶压裂液，因而这类压裂液使用最多，其中瓜胶及其改性产品为典型代表[3]。美国BJ公司开发了一种新型低聚合物浓度的压裂液体系，稠化剂是一种高屈服应力的羧甲基瓜胶，一般使用浓度是0.15-0.30%，可适用底层温度为93-121℃。该压裂液体系具有较高的粘度，良好的携砂能力。目前，国外已经进行了350口井以上的压裂施工，获得了较理想的缝长和较彻底的清洁返排，增产效果好于使用HPG交联冻胶的结果。田菁胶是国内植物胶中大分子结构与瓜胶十分相似的一种，最早于20世纪70年代末由胜利油田开发应用。继田菁胶之后而出现的香豆胶最早由石油勘探开发科学研究院研制成功。用无机硼酸盐交联的香豆胶压裂液常用在30-60℃的地层，用有机硼交联的香豆胶可用于60-120℃的地层。90年代中期开发了一种GCL锆硼复合交联剂使耐受温度达到140℃[4]。从20世纪90年代以来，香豆胶已在大庆、吉林、玉门、塔里木、吐哈等各大油田得到了推广使用[5]。20世纪80年代，四川、华北油田研究并应用了魔芋胶压裂液。 1.1.2 纤维素压裂液 纤维素衍生物主要是纤维素醚，用于石油行业的是高取代度的纤维素醚，它以每年3%-5%的速度增长。其中CMC、HEC和HPMC应用最多，在我国，这三类衍生物的用量曾占10%左右[6]，CMC、HEC冻胶的热稳定性及滤失性能好，可用于140℃下井下施工，其主要问题是摩阻偏高，尚有待进一步改进。由于纤维素衍生物对盐敏感、热稳定性差，增稠能力不大，不如植物胶应用广泛。2010年李永明等[7]配制出了含纤维的超低浓度稠化剂压裂液，其稠化剂浓度为0.2%、BF-2纤维加量为0.7%，该压裂液携砂性能好，残渣量较少，储层损害小，现场应用取得成功，川孝270井用该压裂液对储层改造后获得天然气产量为
非常规压裂液发展现状及展望_许春宝
非常规压裂液发展现状及展望 许春宝1，何春明 2 （1．中国石化西南油气田分公司装备管理处，成都610017； 2．西南石油大学研究生院“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室，成都610500）［摘 要］系统总结了国内外已经广泛应用的非常规压裂液体系，包括表面活性剂类压裂液 体系、醇类压裂液体系、二氧化碳类压裂液体系以及凝胶液化石油气类压裂液体系等；并对各种非常规压裂液的性能、储层类型以及现场应用进行了介绍。 ［关键词］非常规压裂液 储层 发展现状 现场应用 收稿日期：2012－03－29。 作者简介：工程师，从事工程设备材料管理与研究工作。 随着勘探开发的不断深入以及对能源需求的日益增加，非常规油气资源已成为当前勘探开发的新热点。非常规油气资源主要包括致密砂岩气、 煤层气以及页岩气（致密油）等［1］ 。 压裂改造是非常规油气资源勘探开发的最重要措施，但非常规油气藏与常规油气藏的储层特征存在巨大差异，非常规油气藏（如页岩气及致密砂岩气）岩心通常表现为水湿， 且储层原始条件下其含水饱和度往往远低于束缚水饱和度，这种情况下外界流体进入储层后会发生自吸现象，造成近井地带或近裂缝壁面区域发生水相圈闭伤害，严重影响储层流体的流动能力。 非常规油气藏压裂改造的思路以及对压裂改造工作液性能的要求与常规储层存在较大差异。由于非常规储层的物性很差，因此对压裂改造工作液性能提出了更高的要求，主要包括低伤害性、与储层良好的配伍性、良好的返排性等。依据储层对压裂液性能的要求， 国内外已开发出多种适合非常规储层压裂改造的非常规压裂液体系，包括表面活性剂类压裂液体系、醇类压裂液体系、二氧化碳类压裂液体系以及凝胶液化石油气类压裂液体系等。1表面活性剂类压裂液 1．1 黏弹性表面活性剂基压裂液早在1980s ，Nehmer ［2］ 就报道了表面活性剂 流体作为携砂液在砾石充填作业中的应用，表面活性剂流体在砾石充填领域的成功应用为其在压裂液领域的应用提供了依据。1997年，Samuel 等 ［3］ 成功研制了无聚合物水基压裂液（VES 压裂 液）， VES 压裂液以季铵类表面活性剂为主要成分， 加入反离子使表面活性剂分子缔合形成蠕虫状胶束， 赋予流体黏弹性具有较好的携砂性能。VES 压裂液体系不需外加化学破胶就能自动破胶， 破胶液表面张力很低，返排能力强，且压裂液残渣含量几乎为零；同时，体系含有大量阳离子表面活性剂能够有效地稳定黏土，压裂过程中较低的表皮效应和油层污染能有效提高油气井压裂改造后的产能 ［4－5］ 。 目前，作为VES 压裂液使用较多的表面活性剂包括：阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂、 两性离子表面活性剂、双子型表面活性剂（Gemini 表面活性剂）。VES 压裂液体系配制简单， 只需加入表面活性剂以及无机盐（反离子）或带不同电荷的表面活性剂， 就能形成具有黏弹性的流体。体系不需要加入杀菌剂，因为体系中加入的阳离子表面活性剂本身就具有杀菌的能力；体系也不用加助排剂，因为VES 压裂液体系本身就具有很低的表面张力以及界面张力；同时也不用加黏土稳定剂，因为体系含有大量无机盐类物质（如KCl ，NaCl 等）以及阳离子表面活性剂，具有很好的防止黏土膨胀和微粒运移的能力。 压裂液的携砂性能是保证压裂施工成功以及支撑剂在产层良好铺置的关键。2002年，Asadi 等 ［6］ 提出，零切黏度是压裂液携砂的关键参数， VES 压裂液具有很强的黏弹性，在低剪切速率下压裂液表现出一定的屈服应力，支撑剂沉降速率