中高温酸性清洁压裂液研究与应用.ppt

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1、中高温酸性清洁压裂液研究与应用汇汇 报报 提提 纲纲技术背景技术背景1室内研究室内研究2压裂工艺技术研究压裂工艺技术研究3前期现场试验及效果分析前期现场试验及效果分析4结论结论5 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

2、较大能力影响较大，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，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。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清洁压裂液年施工已达150口井以上规模，但稠化水只适合口井以上规模，但稠化水只适合80以内储层改造以内储层改造，因此在稠化水的基础上开发了适合中高温（因此在稠化水的基础上开发了适合中高温（

3、100以上以上）储层的酸性清洁压裂液）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。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、技术背景一、技术背景一、技术背景一、技术背景汇汇 报报 提提 纲纲技术背景技术背景1室内研究室内研究2压裂工艺技术研究压裂工艺技术研究3前期现场试验及效果分析前期现场试验及效果分析4结论结论5耐温稠化剂的开发耐温稠化剂的开发 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，形成液态稠化剂份的稠化剂，通过

4、复配其它表面活性剂和酸液，形成液态稠化剂 LHM-1。该该液态稠化剂液态稠化剂液态稠化剂液态稠化剂无需交联剂，遇水即可无需交联剂，遇水即可快速稠化携砂快速稠化携砂快速稠化携砂快速稠化携砂，进入储层后在，进入储层后在油气油气水水的作用下即可破胶，破胶后无残渣，施工简单。的作用下即可破胶，破胶后无残渣，施工简单。二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究稠化剂开发稠化剂开发耐温稠化剂耐温稠化剂LHM-1中高温酸性清洁压裂液中高温酸性清洁压裂液编编号号GW-1复合酸复合酸GZ-1GY-1H2O粘度粘度(mPa.s)120.50.20.44.532.0220.50.40.44.587.5320.

5、50.60.44.5105.0420.50.80.44.5110.2530.50.60.44.5116.5620.80.60.44.592.5721.00.60.44.587.3稠化剂复配实验稠化剂复配实验 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、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究稠化剂开发稠化剂开发压裂液稠化时间压裂液稠化时间 中高温酸性清洁压裂液体系配方：8%LHM-1+4%HCl8%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

6、度如下表：时间时间(min)粘度粘度(mPa.s)1.01052.01253.01324.0132从上表可看出，稠化从上表可看出，稠化剂剂遇水遇水1min1min即可达到携砂粘度，即可达到携砂粘度，3min3min粘度粘度稳稳定。定。稠化剂遇水稠化时间稠化剂遇水稠化时间压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价低低-无残渣无残渣样样品品编编号号123456残渣含量（残渣含量（mg/L）0.850.720.600.650.580.76中高温酸性清洁压裂液残渣含量测定中高温酸性清洁压裂液残渣含量测定 残渣含量平均残渣含量

7、平均0.69mg/L，主要为工业品生产过程中产生杂质，可认，主要为工业品生产过程中产生杂质，可认为无残渣，而现用为无残渣，而现用0.5%胍胶压裂液的残渣为：胍胶压裂液的残渣为：380-560mg/L。二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价中高温酸性清洁压裂液耐酸试验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，范围内粘度达到最大值，因此

8、，体系盐酸浓度因此，体系盐酸浓度3.0%-6.0%。压裂液耐酸性测试压裂液耐酸性测试二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价压裂液耐矿化度测试压裂液耐矿化度测试矿矿化物化物浓浓度度(%)粘度粘度(mPa.s)CaCl211533172MgCl211453156KCl11413141NaCl11453141CaCl2+MgCl2+KCl+NaCl1+1+1+1156苏苏里格地里格地层层水水直接将稠化直接将稠化剂剂配于配于苏苏里格地里格地层层水水147中高温酸性清洁压裂液耐盐试验中高温酸性清洁压裂液耐盐试验 从测试结果看，从测试结果看，K、Na、Ca、M

9、g对体系的粘度都有一定的提高作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。用，说明该压裂液有较好的耐矿化度的能力。二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究压裂液耐温性压裂液耐温性 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，达到了最高，40-70之间粘度均在之间粘度均在300mPa.s以上。以上。中高温酸性清洁压裂液耐温试验中高温酸性清洁压裂液耐温试验 压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究中高温酸性清洁压裂液携砂性能中高温酸性清洁压裂液

10、携砂性能 压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究80-100 压裂液耐温抗剪切流变曲线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压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究压裂液耐温耐剪切性压裂液耐温耐剪切性压裂液破胶性能压裂液破胶性能多元破胶多元破胶配方：配方：8%LHM-1+4%HCl原油原油天然气天然气地层水地层水自动破胶自动破胶破胶剂破胶剂高温高温压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室

11、内研究二、室内研究煤油煤油(%)破胶破胶时间时间(min)破胶粘度破胶粘度(mPa.s)03005.00.54005.01.02005.05.01205.0 温度温度80，当体系遇到，当体系遇到0.5%的煤油可在的煤油可在400min内破胶，破胶粘度，随内破胶，破胶粘度，随着煤油浓度的增大，破胶时间相应减少，当煤油浓度为着煤油浓度的增大，破胶时间相应减少，当煤油浓度为5%时，体系可在时，体系可在120min内破胶；内破胶；遇原油破胶性能遇原油破胶性能 遇原油破胶遇原油破胶压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究清水：中高温酸性清清水：中高温酸性清洁压

12、洁压裂液裂液粘度粘度(mPa.s)1：11322：1983：1544：1215：110遇水稀释破胶性能遇水稀释破胶性能 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；遇水破胶遇水破胶压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究自动破胶自动破胶样样品品加加热时间热时间（min）破胶粘度破胶粘度(mPa.s)8%LHM-1+4%HCl60280120180180502408.0定时自动破胶性能定时自动破胶性能 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压

13、裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究加破胶剂破胶加破胶剂破胶破胶破胶剂剂加量加量%时间时间（min）/粘度（粘度（mPa.s）30456075900.05/0.1/9.80.2/9.68.20.5/9.48.27.40.810.08.57.25.24.8破胶剂加量与破胶时间粘度关系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压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究遇天然气破胶遇天然

14、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，天然气天然气能显著降低阳离子表面活性剂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压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究压裂液破乳性能压裂液破乳性能体系破乳性能测试体系破乳性能测试 在90min90min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压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究时间时间(min)(min)1010202030304040

15、50506060707080809090破乳率（破乳率（%）80.080.086.086.090.490.490.090.088.088.092.092.092.092.096.096.0100.0100.0压裂液滤失性能压裂液滤失性能80，滤失系数5.6210-4，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。体系滤失速率曲线体系滤失速率曲线 压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究耐酸性降滤失剂的开发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1min1min内析出细微

16、颗粒物细微颗粒物，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：3。标标准准筛筛（目）（目）比例（比例（%）平均平均800000120232.52.520042454343.3280565254.544.2粒径测量粒径测量压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、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。ASR-2加入量（加入量（%）01.02.0滤滤失系数失

17、系数C（m/min1/210-4）全全滤滤失失10.56.5 从实验数据看，1%-2%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加入体系后的滤失系数压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究压裂液摩阻性能评价压裂液摩阻性能评价清洁压裂液排量与摩阻的关系清洁压裂液排量与摩阻的关系清洁压裂液摩阻与水比较所占的（百分比）清洁压裂液摩阻与水比较所占的（百分比）清洁压裂液在排量为3m3/min时摩阻只为清水的25%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压裂液

18、综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究中高温酸性清洁压裂液中高温酸性清洁压裂液胍胶压裂液胍胶压裂液 通过现场压裂施工曲线分析可知，在通过现场压裂施工曲线分析可知，在2寸寸7外加厚油管内，砂浓度为外加厚油管内，砂浓度为640kg/m3，施工排量，施工排量1.8m3/min的条件下，的条件下，中高温酸性清洁压裂液中高温酸性清洁压裂液每千米的管每千米的管路沿程摩阻损失比路沿程摩阻损失比常规胍胶压裂液常规胍胶压裂液的摩阻低的摩阻低23Mpa。二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价温度温度()氮气流速氮气流速(ml/min)时间时间(m

19、in)粘度粘度(mPa.s)常温常温(30)1200135120301251206013212090139120120132801200222120302161206021912090216120120225氮气对压裂液粘度影响氮气对压裂液粘度影响 氮气对压裂液性能影响氮气对压裂液性能影响 常温和80下120min120min120min120min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压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究苏里格岩芯溶蚀试验苏里格岩芯溶蚀试验岩芯号岩芯号岩心重量岩心重量g破胶液破胶液g溶溶蚀蚀后重量后重量g溶溶

20、蚀蚀率率%召召74744-42/574-42/572.0116201.660417.462.0279201.718015.28平均平均2.0198201.689216.37召召742-8/592.0589202.01132.312.0752202.01862.73平均平均2.0671202.01502.52中高温酸性清洁压裂液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压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究压裂

21、液伤害评价压裂液伤害评价岩芯伤害评价岩芯伤害评价 压裂液综合性能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多元醇多元醇多元醇混合物，有利于降低水锁伤害降低水锁伤害，因此有利于改善基质渗透率。二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究井井别别井号井号岩芯号岩芯号层层位位长长度度(cm)(cm)直径直径(cm)(cm)渗透率渗透率(mD)(mD)伤伤害率害率(%)(%)伤伤害液配方及方法害液配方及方法气井气井D57D576-34/53-46-34/53-4太太2 23.5783.5782.5382.5380.3490.349-71.3

22、-71.38%LHM-1+4%HCl+0.2%YDC8%LHM-1+4%HCl+0.2%YDC伤伤害前用害前用盐盐水水饱饱和和D74D741-11/61-11-11/61-1盒盒8 83.9603.9602.5402.5400.3890.389-66.6-66.6D28D281-10/61-31-10/61-3盒盒8 83.9653.9652.5252.5250.3690.369-4.7-4.7苏苏2642647 7盒盒7 72.6442.6442.5322.5322.5122.512-24.0-24.0召召74744-42/57-24-42/57-2盒盒8 82.9802.9802.5432

23、.5430.6150.615-56.0-56.0召召74744-42/57-14-42/57-1盒盒8 83.0203.0202.5422.5421.7591.75921.821.88%LHM-1+4%HCl+0.2%YDC8%LHM-1+4%HCl+0.2%YDC伤伤害前不用害前不用盐盐水水饱饱和，和，伤伤害后害后烘干烘干测伤测伤害害召召74744-42/57-34-42/57-3盒盒8 83.2563.2562.5422.5420.7120.71234.6234.628%LHM-1+0.2%YDC8%LHM-1+0.2%YDC伤伤害前不用害前不用盐盐水水饱饱和和油井油井F83-96F83-

24、961-73/172-11-73/172-1长长8 83.4063.4062.5162.5160.31490.31499.529.528%LHM-1+4%HCl+1%8%LHM-1+4%HCl+1%煤油煤油F84-86F84-862-17/101-22-17/101-2长长8 83.5583.5582.5182.5180.17670.176722.0322.03大牛地太大牛地太2岩芯伤害前后渗透率变化岩芯伤害前后渗透率变化 压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价二、室内研究二、室内研究二、室内研究二、室内研究召召74井盒井盒8岩芯伤害实验岩芯伤害实验压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价二、室内研

25、究二、室内研究二、室内研究二、室内研究加酸加酸不加酸不加酸汇汇 报报 提提 纲纲技术背景技术背景1室内研究室内研究2压裂工艺技术研究压裂工艺技术研究3前期现场试验及效果分析前期现场试验及效果分析4结论结论5三、压裂工艺技术研究三、压裂工艺技术研究三、压裂工艺技术研究三、压裂工艺技术研究破胶剂破胶剂LSN8%LHM-1+4%HCl8%LHM-1+4%HCl破胶剂破胶剂LSN预置液预置液前置液前置液携砂液携砂液顶替液顶替液破胶剂破胶剂LSN裂缝闭合后裂缝闭合后低于破压强挤低于破压强挤返排液返排液加碱中和残酸加碱中和残酸连续混配、破胶剂拌注（气井）下古气田u体系盐酸浓度为6%（前置液可适当提高酸浓度

26、到9%），施工工艺为全程连续混配酸化加砂压裂；u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；u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u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；u压裂施工参数参照目前上古改造的模式，优化氮气伴注。三、压裂工艺技术研究三、压裂工艺技术研究三、压裂工艺技术研究三、压裂工艺技术研究中高温酸性清洁压裂液中高温酸性清洁压裂液含酸液含酸液三、压裂工艺技术研究三、压裂工艺技术研究三、压裂工艺技术研究三、压裂工艺技术研究汇汇 报报 提提 纲纲技术背景技术背景1室内研究室内研究2压裂工艺技术研究

27、压裂工艺技术研究3前期现场试验及效果分析前期现场试验及效果分析4结论结论5坊坊85-9085-90井选井井选井u砂砂体体较较稳稳定定，易易于于对对比比效效果果。储储层层温温度度93度度。黄黄3939井区长井区长8 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四、前期现场试验及效果分析四、前期现场试验及效果分析四、前期现场试验及效果分析射孔井段射孔井段(m)加砂量加砂量(m3)设计设计排量排量(m3/min)砂比砂比(%)2831.0-2835.0 351.829.6坊坊85-9085-90井长井

28、长8 8层压裂实际泵注程序表层压裂实际泵注程序表 压裂施工参数表压裂施工参数表 压裂方案设计及施工概况压裂方案设计及施工概况压裂工艺：常规压裂工艺压裂工艺：常规压裂工艺压裂液压裂液:中高温酸性清洁压裂液（前段携中高温酸性清洁压裂液（前段携酸浓度为酸浓度为5%，后段携酸浓度为，后段携酸浓度为3%）施工概况施工概况压压裂裂破破压压34.3MPa，注注前前置置液液40m3(其其中中酸酸浓浓度度约约5%），破破压压过过后后，施施工工压压力力下下降降至至18MPa，加加砂砂过过程程中中压压力力平平稳稳，在在调调换换稠稠化化剂剂罐罐后后施施工工压压力力略略有有上上升升(酸酸浓浓度度下下降降到到3%)，稳稳

29、定定在在24MPa，在在施施工工后后期期，砂砂比比提提到到35%时时施施工工压压力力下下降降，砂砂比比提提到到40%时时，施施工工压压力力回回升升。后后打打顶顶替替液液8.5m3，施工完毕。，施工完毕。四、前期现场试验及效果分析四、前期现场试验及效果分析四、前期现场试验及效果分析四、前期现场试验及效果分析班次班次工作工作内容内容工作制度工作制度班产量班产量抽时抽时(时时)抽次抽次(次次)抽深抽深(m)(m)动液面动液面(m)(m)油油(m(m3 3)水水(m(m3 3)氯根氯根(mg/l)(mg/l)1 1抽汲抽汲7 746468008006506500 021.421.4212821282

30、2抽汲抽汲7 7353512001200105010500 01414531953193 3抽汲抽汲7 7262615001500135013500 010.410.4726972694 4抽汲抽汲7 724241800180016001600油花油花14.214.2815681565 5抽汲抽汲7 723231900190017001700油花油花13.813.8851085106 6抽汲抽汲7 722222000200018001800油花油花1313886588657 7抽汲抽汲7 719192000200018001800油花油花11.811.8921992198 8抽汲抽汲5 513

31、131900190017001700油花油花8 8939693969 9抽汲抽汲7 717172100210019501950油花油花7.87.8922092201010抽汲抽汲7 7161621002100195019501.31.33.73.7939793971111抽汲抽汲7 7151521002100195019504.34.30 01212抽汲抽汲7 7141421002100195019504.24.20 0试油结果试油结果四、前期现场试验及效果分析四、前期现场试验及效果分析四、前期现场试验及效果分析四、前期现场试验及效果分析措施效果分析措施效果分析u中高温酸性清洁压裂液能有效降低

32、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；u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；u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四、前期现场试验及效果分析四、前期现场试验及效果分析四、前期现场试验及效果分析汇汇 报报 提提 纲纲技术背景技术背景1室内研究室内研究2压裂工艺技术研究压裂工艺技术研究3前期现场试验及效果分析前期现场试验及效果分析4结论结论5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、结论五、结论五、结论五、结论