中高温酸性清洁压裂液研究与应用.ppt

中高温酸性清洁压裂液研究与应用,汇报提纲,水力压裂技术发展到目前，已经形成比较完善的压裂液体系，特别在中高温储层的压裂改造中，形成了以植物胶和人工合成聚合物为主的压裂液体系，基本满足高温下压裂施工要求，但常规的压裂液破胶后有大量残渣，对支撑带的导流能力影响较大 ，且只是单纯的携带支撑剂的流体，而对储层的改造作用有限，因此需要开发低伤害功能性压裂液，而携酸型清洁压裂液是一个重要方向。 目前清洁压裂液在中低温应用获得了一定的进展，工程院开发的稠化水酸性清洁压裂液年施工已达150口井以上规模，但稠化水只适合80以内储层改造 ，因此在稠化水的基础上开发了适合中高温（100以上）储层的酸性清洁压裂液体系，延伸酸性清洁压裂液的应用领域，更好的为油田开发服务。,一、技术背景,汇报提纲,耐温稠化剂的开发,在查阅国内外相关文献的基础上，确立了以超支化表面活性剂为主要成份的稠化剂，通过复配其它表面活性剂和酸液，形成液态稠化剂 LHM-1。 该液态稠化剂无需交联剂，遇水即可快速稠化携砂，进入储层后在油气水的作用下即可破胶，破胶后无残渣，施工简单。,二、室内研究,稠化剂开发,稠化剂复配实验,通过室内复配，3号样品具有较好的粘度且用量较少，因此确定2%GW-1+0.5%复合酸+0.6%GZ-1+0.4%GY-1+4.5%H2O为最佳稠化剂配方。,二、室内研究,稠化剂开发,压裂液稠化时间,中高温酸性清洁压裂液体系配方：8%LHM-1+4%HCl，室温25，水温18下，测试稠化剂遇水后不同时间的粘度如下表：,从上表可看出，稠化剂遇水1min即可达到携砂粘度，3min粘度稳定。,稠化剂遇水稠化时间,压裂液综合性能评价,二、室内研究,压裂液综合性能评价,低-无残渣,中高温酸性清洁压裂液残渣含量测定,残渣含量平均0.69mg/L，主要为工业品生产过程中产生杂质，可认为无残渣，而现用0.5%胍胶压裂液的残渣为：380-560mg/L。,二、室内研究,压裂液综合性能评价,中高温酸性清洁压裂液耐酸试验,在常温常压下，体系中加入不同浓度的盐酸，随着盐酸浓度的增大，体系粘度先升高再降低，在盐酸浓度达到3.0%-6.0%范围内粘度达到最大值，因此，体系盐酸浓度3.0%-6.0%。,压裂液耐酸性测试,二、室内研究,压裂液综合性能评价,压裂液耐矿化度测试,中高温酸性清洁压裂液耐盐试验,从测试结果看，K、Na、Ca、Mg对体系的粘度都有一定的提高作用，说明该压裂液有较好的耐矿化度的能力。,二、室内研究,压裂液耐温性,随着温度的升高，体系粘度出现先升高再降低的现象，粘度在50达到了最高，40-70之间粘度均在300mPa.s以上。,中高温酸性清洁压裂液耐温试验,压裂液综合性能评价,二、室内研究,中高温酸性清洁压裂液携砂性能,压裂液综合性能评价,二、室内研究,80-100 压裂液耐温抗剪切流变曲线,用PVS高温高压流变仪，在3.5mPa压力，170S-1的剪切速率下测试满足100 以上储层加砂改造要求 。,压裂液综合性能评价,二、室内研究,压裂液耐温耐剪切性,压裂液破胶性能,压裂液综合性能评价,二、室内研究,温度80，当体系遇到0.5%的煤油可在400min内破胶，破胶粘度5.0mPa.s，随着煤油浓度的增大，破胶时间相应减少，当煤油浓度为5%时，体系可在120min内破胶；,遇原油破胶性能,遇原油破胶,压裂液综合性能评价,二、室内研究,遇水稀释破胶性能,常温常压下，当体系遇到清水时即可使粘度降低，当清水：中高温酸性清洁压裂液为5：1时，体系粘度10mPa.s，已经破胶；,遇水破胶,压裂液综合性能评价,二、室内研究,自动破胶,定时自动破胶性能,常压下温度80 ，当体系持续加热超过240min，自动破胶；,压裂液综合性能评价,二、室内研究,加破胶剂破胶,破胶剂加量与破胶时间粘度关系,常压下温度80 ，当体系加入破胶剂浓度在0.2%-0.5%时，破胶效果较好。另外新开发一种破胶剂PAP，该破胶剂浓度为0.1-0.2%时即可快速使该压裂液破胶；,压裂液综合性能评价,二、室内研究,遇天然气破胶,经过文献检索，发现石油大学做了相关方面的研究，通过研究发现，天然气能显著降低阳离子表面活性剂压裂液的粘度，中高温酸性清洁压裂液含有阳离子粘弹性表面活性剂，可达到遇天然气破胶的目的。,压裂液综合性能评价,二、室内研究,压裂液破乳性能,体系破乳性能测试,在90min时油水基本不发生乳化，油水分离界面清晰，说明该压裂液体系与煤油不存在乳化伤害。,压裂液综合性能评价,二、室内研究,压裂液滤失性能,80，滤失系数5.62×10-4，与常规胍胶滤失系数接近，但初滤失较大， 整体满足施工要求。,体系滤失速率曲线,压裂液综合性能评价,二、室内研究,耐酸性降滤失剂的开发,通过优选，筛选出耐酸性液态降滤失剂ASR-2，该降滤失剂加入中高温酸性清洁压裂液中后，可在1min内析出细微颗粒物，进入储层后在砂岩表面形成屏蔽暂堵层，待体系酸液消耗后析出颗粒物可溶于地层水，堵塞解除。 ASR-2的理化指标： 外观：无色透明液体； 密度：1.35-1.4g/cm3。,粒径测量,压裂液综合性能评价,二、室内研究,ASR-2的降滤失性能： 室内用GGS71型高温高压失水仪测试了100下加入2ASR2后体系的滤失性能，实验压力3.5MPa，实验数据见下表。,从实验数据看，1%-2%的加量可使滤失系数C大大降低，说明ASR-2具有较好的降滤失性能。,ASR-2加入体系后的滤失系数,压裂液综合性能评价,二、室内研究,压裂液摩阻性能评价,清洁压裂液在排量为3m3/min时摩阻只为清水的25%，显示了该压裂液体系具有比胍胶压裂液更优良的降摩阻性能。,压裂液综合性能评价,二、室内研究,通过现场压裂施工曲线分析可知，在2寸7外加厚油管内，砂浓度为640kg/m3，施工排量1.8m3/min的条件下，中高温酸性清洁压裂液每千米的管路沿程摩阻损失比常规胍胶压裂液的摩阻低23Mpa。,二、室内研究,压裂液综合性能评价,氮气对压裂液粘度影响,氮气对压裂液性能影响,常温和80下120min内压裂液粘度基本保持不变，说明氮气对该压裂液性能没有影响。,压裂液综合性能评价,二、室内研究,苏里格岩芯溶蚀试验,中高温酸性清洁压裂液岩芯溶蚀试验,对岩芯4-42/57的平均溶蚀率16.37%，而对2-8/59的溶蚀率只有2.52%，酸溶成分差别较大，可见苏里格石盒子储层非均质性很强。,压裂液综合性能评价,二、室内研究,压裂液伤害评价,岩芯伤害评价,压裂液综合性能评价,中高温酸性清洁压裂液携带酸液对储层矿物有一定的溶蚀作用，且体系中添加有多元醇混合物，有利于降低水锁伤害，因此有利于改善基质渗透率。,二、室内研究,大牛地太2岩芯伤害前后渗透率变化,压裂液综合性能评价,二、室内研究,召74井盒8岩芯伤害实验,压裂液综合性能评价,二、室内研究,加酸,不加酸,汇报提纲,三、压裂工艺技术研究,连续混配 、破胶剂拌注（气井）,下古气田,体系盐酸浓度为6%（前置液可适当提高酸浓度到9%），施工工艺为全程连续混配酸化加砂压裂； 加砂量可在现有基础上适当提高，具体改造规模根据地质情况而定； 压裂施工参数选择大前置液量（前置液比例大于50%），低砂比（30%以内），造长缝。,上古气田,体系盐酸浓度为3%以内，施工工艺为全程连续混配酸化加砂压裂； 压裂施工参数参照目前上古改造的模式，优化氮气伴注。,三、压裂工艺技术研究,中高温酸性清洁压裂液,含酸液,三、压裂工艺技术研究,汇报提纲,坊85-90井选井,砂体较稳定，易于对比效果。储层温度93度。,黄39井区长8层中高温稠酸性清洁压裂液试验井与邻井储层参数及试油效果对比,四、前期现场试验及效果分析,坊85-90井长8层压裂实际泵注程序表,压裂施工参数表,压裂方案设计及施工概况,压裂工艺：常规压裂工艺 压裂液:中高温酸性清洁压裂液（前段携酸浓度为5%，后段携酸浓度为3% ）,施工概况,压裂破压34.3MPa，注前置液40m3(其中酸浓度约5%），破压过后，施工压力下降至18MPa，加砂过程中压力平稳，在调换稠化剂罐后施工压力略有上升(酸浓度下降到3%)，稳定在24MPa，在施工后期，砂比提到35%时施工压力下降，砂比提到40%时，施工压力回升。后打顶替液8.5m3，施工完毕。,四、前期现场试验及效果分析,试油结果,四、前期现场试验及效果分析,措施效果分析,中高温酸性清洁压裂液能有效降低摩阻，从现场施工可以看出相对于邻井，坊85-90井施工压力低； 中高温酸性清洁压裂液耐高温性能较好，在储层温度93度条件下，施工最高加砂砂比达到40%，施工顺利； 试油在第11个班见油，比邻井班次要少（坊85-91井见纯油为16个班）说明中高温酸性清洁压裂液体系伤害低，易于反排。,四、前期现场试验及效果分析,汇报提纲,综合评价，中高温酸性清洁压裂液具有较好的耐温抗剪切能力，破胶方式多元，其性能可满足100以上储层的加砂压裂改造要求； 该体系破胶液对苏里格盒7和盒8及大牛地太2和盒8岩芯伤害评价为改善，对黄36区块长8岩芯伤害小于16%； 伴注氮气对该压裂液没有影响，在制定合理的施工工艺后，中高温酸 性清洁压裂液可满足长庆上古和下古气田的改造要求； 该体系在长庆油田黄39井区高温长8储层成功进行了压裂改造施工，达到了较好的措施效果。,五、结论,汇报完毕 请批评指证,