延迟破胶及强制裂缝闭合技术的研究及应用
延迟破胶及强制裂缝闭合技术的研究及应用
文章编号:1001 5620(2006)04 0062 03延迟破胶及强制裂缝闭合技术的研究及应用管保山1丛连铸2丁里1周晓群1薛小佳1郭自新1周焕顺3隋立新4(1.中国石油长庆油田分公司油气工艺技术研究院,陕西西安;2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊; 3.中国石油长庆油田分公司勘探事业部,陕西西安;4.中国石油华北油田分公司采油工艺研究院;河北任丘)摘要 采用延迟破胶技术,在压裂施工过程中加入不同浓度的胶囊破胶剂,利用它的延缓释放特性,使植物胶压裂液耐温、耐剪切稳定性增强,并且可以在不造成压裂液的流变性、滤失性和携砂性等过早丧失的前提下高浓度使用胶囊破胶剂。
该技术与常规破胶技术相比,延缓释放率达50%,能更有效地清除液体残渣,减少压裂液对储层的伤害。
同时由于有延缓破胶的特性,放喷采用相应的措施,可以降低支撑剂沉降速度,形成较好的沉砂剖面,提供高的裂缝导流能力,并且可以降低滤饼和压裂液残渣的伤害。
关键词 压裂液 延迟破胶 胶囊破胶剂 过硫酸铵中图分类号:T E357.12文献标识码:A在水力压裂施工中,常规破胶剂过硫酸铵很难满足要求。
当压裂液中加入的过硫酸铵量过多时,液体粘度下降较快,使其携砂能力减弱,在地层或井眼周围脱砂,造成砂堵,影响压裂效果;相反当加入的过硫酸铵量过少时,会使高粘的压裂液在支撑导流床上大量富集,造成压裂液残渣和滞留液对裂缝和储层的伤害。
现在应用的破胶剂主要是氧化破胶剂和酶类破胶剂,氧化类破胶剂适用温度为60~130 ,酶类破胶剂只能适用于温度低于60 的地层。
目前的延缓破胶剂有胶囊破胶剂、胶囊酶破胶剂、粘土包裹的破胶剂、低温破胶剂等。
1 常规破胶技术的应用1.1 压裂液中常规破胶剂的应用对于常规的破胶技术在整个施工过程中,过硫酸铵的浓度一定。
而施工过程中压裂液在地层的耐温、剪切时间和滞留时间不同。
表1是加砂量为30m 3时的压裂泵注程序,以及随压裂施工进行压裂液在地层的滞留时间和此时间下降解后的粘度。
强制闭合压裂工艺技术研究与应用
李勇明等 ： 强制闭合压裂工艺技术研 究与应用
１ ５
③
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２ ２ 方程 右端 差分 化 ・
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Ｃ — — 阻 力系数 。 １ ３ 支撑 剂 回流起动 模型 ． 实验证 明ｎ ， 颗粒 大 比重 的支 撑剂 ， ］ 大 只有 在 较大 的流 速作用 下 才会 开始 运 动 ； 颗 粒 小 比重 的 小
（ ） 泵 以后 裂缝 立 即停 止延 伸 ； １停 （ ） 裂液破 胶 时间忽 略不计 ， ２压 即瞬 间破 胶 ； （） ３裂缝 在 闭合期 间 ， 底最 大缝 高和裂 缝 的长 井
令最 后一 段支 撑剂从 进入 裂缝 到速 度为零 时所
经历 的位 移 为 ｓ 通 过 对 注 入 的 最后 一 段 支 撑剂 的 ，
受力分析 ， 结合边界条件Байду номын сангаас ＝０可得 ｌ ，
当 Ⅳｍ ≤ ２时
ｌ ， ｎ Ｒ
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＋２ ０４ ｏ４ ． 广 ． ＋２ ８ ８
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无固相弱凝胶钻井液延时破胶剂的制备及性能评价
价 了其缓释性 能和对 Ｐ Ｄ钻井 液的破胶效 果。结果表 明 ， Ｈ Ｐ用量 为４ ５ 时 ， １０ ａ Ｒ 当 Ｙ ．％ 在 ０ Ｃ条件 下经过５ｄ 破胶 ，Ｒ Ｐ Ｄ钻井液破胶率达８ ．％ ， ０ ２ 可满足储层温度在９ ０℃以上完 井破胶的要求 。延迟
破胶储层保护效果评价结果表明 ， 渗透率恢复值达９ ％ 以上 ， ２ 具有 较好 的储层保护效果。
２ １ ９月 ００年
王文彬等． 固相弱凝胶 钻井 液延 时破胶剂 的制备及性 能评价 无
１ ７
时， 破胶时 间３ｄ５ｄ ， 的破胶率均大－５％和８％ 。 ？０ ０
２ ２ 温度和 时间对破 胶剂 ＨＧＣ放氧速率 的影响 ．
由图 ３可 以看 出 ， 随着 包囊 材 料 Ｈ Ｎ用 量 的 Ｓ
瓣
餐
ｓ Ａ；Ｒ Ａ Ｐ Ｄ钻井液 ， 组成为 ： 其 天然海水 ＋ ．％ ０２
Ｎａ ＯＨ ＋ １ ％ Ｎａ ＣＯ Ｏ． ５ ２ ３＋１ ５ ． ％ Ｆ ＯＣ Ｌ ＡＴ ＋０． ％ ６
ＨＶＩ Ｓ＋２ Ｊ Ｘ —Ｃ ＋１ ％ ＫＣ 。 ％ Ｌ １ Ｉ
破胶剂量． ％
１ ２ 缓 释 性破 胶剂 的制备 ．
率密切 相关 ， 氧速率快 ， 同 的破 胶效果 则所 需 放 相 破胶时 间短 。 因此 ， 内对 不 同温 度 下 的破 胶 剂 室 Ｈ Ｃ进行 了不 同时 间 内累计 放 氧速 率 的测 定 ， Ｇ 考 察 温度 和时 间对破 胶剂 ＨＧ Ｃ放 氧 速率 的影 响 ， 结
比较 将 缓 释 破 胶 剂 ＨＹ Ｐ与 破 胶 剂 Ｈ Ｃ对 Ｐ Ｄ Ｇ Ｒ 钻 井液 的破胶 能力 进行 比较 ， 结果 见表 Ｉ 。
关键词 钻井液 钻井液添加剂 破胶剂 地层伤 害
利用纳米化技术改善耐延迟断裂高强度螺栓钢的机械性能
利用纳米化技术改善耐延迟断裂高强度螺栓钢的机械性能纳米化技术在材料科学领域具有广泛的应用前景，可以通过改变材料的微观结构，来显著改善材料的机械性能。
在高强度螺栓钢的应用中，耐延迟断裂是一个重要的性能指标。
本文将探讨如何利用纳米化技术来改善耐延迟断裂高强度螺栓钢的机械性能。
首先，我们需要了解高强度螺栓钢的耐延迟断裂机制。
高强度螺栓钢常常遭受到复杂的应力环境，如拉伸、剪切和扭转等。
这些应力会导致螺栓表面的缺陷形成和扩展，最终引发断裂。
因此，提高高强度螺栓钢的抗断裂能力是关键。
纳米化技术可以通过调控材料的晶粒尺寸和晶界结构，来改善其机械性能。
首先，通过降低晶粒尺寸，可以提高材料的屈服强度和硬度。
较小的晶粒尺寸会限制位错滑移和晶界移动，从而增加材料的塑性变形能力，降低疲劳开裂的敏感性。
同时，纳米化技术还可以改善材料的晶界结构。
晶界是位错和原子的交错区域，通常是材料的强度和韧性的主要起因。
晶界的性质与材料的断裂性能密切相关。
通过纳米化技术改变晶界的组织结构，可以增强晶界的稳定性和阻止位错的扩展。
除了纳米化技术，还可以利用表面改性技术来进一步改善高强度螺栓钢的机械性能。
如利用化学镀、电化学处理等方法，可以在材料表面形成一个致密的保护层，提高钢材的疲劳寿命和耐腐蚀性能。
此外，纳米化技术还可以应用于高强度螺栓钢的涂层改进。
通过在材料表面涂覆纳米材料，可以增加涂层与基材的结合强度，提高材料的耐磨性和抗腐蚀性能。
同时，纳米涂层还可以减小摩擦系数，降低螺栓的摩擦损耗，并且提供更好的自润滑性能。
尽管纳米化技术在改善高强度螺栓钢的机械性能方面具有潜力，但仍然面临一些挑战。
首先，纳米结构的稳定性是一个问题。
在高温和高应力条件下，纳米晶体的晶粒会发生再长大和结晶，从而导致材料性能的下降。
因此，研究如何稳定纳米结构，是进一步推动纳米化技术应用的关键方向。
其次，纳米化技术的大规模制备和成本问题也需要解决。
纳米化技术要求对材料进行微观调控，需要精密的加工和控制手段。
裂缝延伸压力与闭合压力
裂缝延伸压力与闭合压力
裂缝延伸压力与闭合压力
裂缝延伸压力是指一旦产生水力裂缝，该缝欲在长、宽、高三方位扩展所需的初始流体压力。
一般情况下，裂缝延伸压力小于地层破裂压力而大于裂缝的闭合压力。
该值的高低与储集层岩石断裂韧性、压开的裂缝体积，即与施工规模的大小有关。
裂缝闭合压力有两种不同的定义，但其实质一样。
（1）开始张开一条已存在的水力裂缝所必须的流体压力。
（2）使裂缝恰好保持不至于闭合所需要的流体压力。
这一流体压力与地层中垂直于裂缝面上的最小主应力大小相等，方向相反。
闭合压力小于开始形成水力裂缝所需要的破裂压力，并始终小于裂缝的延伸压力，即使产层存在天然裂缝也是如此。
（1）裂缝闭合压力是所有压裂压力分析的参考，或作为基准压力。
该压力相当于油藏渗流分析中的原始地层压力。
因此，它是压裂设计与压裂效果评价的重要参数。
（2）裂缝闭合压力是选择支撑剂类型、粒径尺寸、铺置浓度和确定导流能力的主要依据。
延迟裂纹的产因及控制
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微观组织结构
材料的微观组织结构，如晶粒大小、第二相分布、位错密度等，对延迟裂纹的 产生也有重要影响。例如，粗大的晶粒和第二相粒子可能成为裂纹形核的热点。
工艺因素
热处理工艺
热处理工艺对材料的微观组织结构和力学性能有显著影响，不当的热处理工艺可 能导致延迟裂纹的产生。例如，淬火过程中冷却速度控制不当，可能导致淬火裂 纹。
料的剩余寿命。
基于疲劳寿命的评估
02 根据材料的疲劳寿命曲线，结合实际工况下的应力水
平，评估材料的剩余寿命。
基于无损检测和在线监测技术的寿命预测
03
利用无损检测和在线监测技术获取的材料损伤信息，
结合材料的性能退化规律，预测材料的剩余寿命。
04
延迟裂纹的控制策略
材料选择与优化
选用高强度材料
01
选择具有高强度和良好韧性的材料，以提高抗裂纹扩展的能力。
实时监测
通过实时监测材料的应力、应变等参数，可以及时发现潜在的延迟裂纹。研究和发展实时监测技术，有助于实现 更有效的延迟裂纹控制。
延迟裂纹控制的智能化发展
智能化控制
利用人工智能、机器学习等技术，可 以实现材料的智能化控制，自动调整 材料的加工工艺、热处理工艺等，以 减少延迟裂纹的产生。
预测与优化
通过建立材料性能与加工工艺之间的 预测模型，可以对材料的加工工艺进 行优化，从而减少延迟裂纹的产生。
加工工艺
材料的加工工艺，如锻造、轧制、焊接等，也可能影响其延迟裂纹敏感性。例如 ，不合理的锻造工艺可能导致材料内部产生微裂纹。
环境因素
使用环境
材料在使用过程中受到的环境因素，如温度、压力、介质等 ，可能诱发延迟裂纹。例如，在高温高压环境下工作的材料 ，可能因为温度和压力的波动而产生延迟裂纹。
压裂裂缝延伸控制技术
控制剂主要性能 承受压力：10—85Mpa
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技术特点
在地层可以形成滤饼―――很好的封堵率
所需的压力和封堵时间，可以通过应用量剂大小
在压裂液中可以完全溶解
内含含F表面活性剂，有利于返排
投入方法简单，不会给压裂工艺带来新的负担。
目前四页\总数三十二页\编于十八点
同粒径段塞理论依据
延伸方向接近于垂直最小主应力方向的裂缝的最容易开启，因此更容易被支撑剂填充。停泵等裂缝闭合后重新启泵，支撑剂填充多的裂缝由于导流能力高于其它裂缝，在重新开启时首先张开，而其它裂缝不会再张开，通过这种方式促进主裂缝的延伸，保证足够的缝宽。 由于该技术必须保证主裂缝的导流能力，因此必须采用较大粒径的支撑剂作为段塞。
控制机理
目前十五页\总数三十二页\编于十八点
编号
控制剂在压裂液中溶解性: 控制时间范围：1－4小时
目前十六页\总数ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ十二页\编于十八点
电脑
平流泵
中间容器
填砂段
药剂
顶替液
天平
一级压力传感
二级压力传感
三级压力传感
目前三页\总数三十二页\编于十八点
停泵同粒径段塞技术
操作方式: 在主压裂前根据小型压裂的分析结果，设计一定砂比的支撑剂段塞去处理近井地带问题，停泵分析段塞进入地层后的曲线变化，根据结果决定是否进一步处理。
要解决的问题:多裂缝，弯曲摩阻,较高的岩石模量等造成的压裂施工困难 一般方法:提高前置液量、增大压裂液粘度、粉陶段塞技术等方法 停泵同粒径段塞: 是指与主压裂具有相同粒径段塞（20/40mesh）作为处理近井多裂缝，弯曲摩阻的主要手段。
目前七页\总数三十二页\编于十八点
断裂(裂缝)面的开启及闭合压力实验研究
断裂(裂缝)面的开启及闭合压力实验研究下载提示：该文档是本店铺精心编制而成的，希望大家下载后，能够帮助大家解决实际问题。
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纤维压裂调研报告
纤维网络加砂压裂工艺技术调研报告编写：审核:中石化江汉油田分公司采油工艺研究院2011年3月目录一、江汉油区低渗透油藏常规压裂现状 (1)二、纤维加砂技术防支撑剂返出机理 (1)三、纤维压裂技术调研 (2)四、建议 (10)一、江汉油区低渗透油藏常规压裂现状江汉油田低渗透储层，主要采用压裂改造来提高油井产能，压裂总井次逐年增多，措施增油取得了较好的效果。
然而随着开发的进行，常规压裂工艺技术暴露出一些不足，其主要包括有以下几个方面：1、常规压裂施工结束后，通常关井扩散2小时，以确保压裂液在地层中能够充分破胶，降低残留压裂液对储层造成的伤害。
但关井时间过长，地层中液体易形成胶团；关井时间过短，未破胶的高粘度液体，易携支撑剂返排。
为了加速返排，通常采用液氮拌注增能压裂、泡沫压裂液作业，提高压后返排速度，但此类方法增加了流体动能，使得支撑剂容易返吐，一定程度上限制了返排速度的进一步提高。
同时破坏了压裂施工原有的人工裂缝的铺砂剖面。
2、充填人工裂缝的支撑剂破碎后，部分颗粒的运移影响油井产量加砂压裂结束后，随着裂缝闭合，部分支撑剂被压碎成细小的颗粒，在生产压差的作用下，颗粒逐渐向井筒方向运移堆积，堵住支撑剂间的空隙，降低其导流能力，或者随地层液体返出井筒，造成油井出砂而进行维护作业。
不单影响了油井产量，同时还增加了成本。
为防止常规压裂油井出砂、支撑剂回流的等现象，提高压裂效果，国内进行了大量的研究工作，主要应用纤维加砂压裂工艺。
纤维网络加砂工艺，通过物理而非化学作用来稳定裂缝中的支撑剂，通过纤维的作用产生超强的悬浮携砂能力和支撑剂固定能力，受地层流体、地层温度、闭合压力和关井时间的影响较小，与压裂液的配伍性良好，可在压后直接开井返排，实现快速、高效排液，降低地层伤害。
此项工艺已在国内多个油田开展应用，并取得较好的效果，整体工艺相对成熟。
根据江汉油田压裂存在的问题，通过前期对纤维压裂的初步了解，本次前往西南油气田分公司和博仁达公司进行现场施工工艺和室内试验评价等系统调研。
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。
油井服务压裂技术
克拉玛依职业技术学院学生毕业设计（论文）题目：油井服务压裂技术学生姓名:专业年级：油气开采指导教师：辅导教师：评阅日期：完成日期：摘要水力压裂是油田增产、增注，保持油田稳产的一项重要工艺技术。
它利用液体传导压力的性能，在地面利用高压泵组，以大于地层吸收能力的排量将高粘度液体泵入井中，在井底憋起高压，此压力超过油层的地应力和岩石抗张强度，在地层产生裂缝，继续将带有支撑剂的携砂液注入裂缝，裂缝边得到延伸，边得到支撑。
停泵后就在油层形成了具有一定宽度的高渗透填砂裂缝，由于这个裂缝扩大了油气流动通道，改变了流动方式，降低了渗流阻力，可起到增产增注作用，这一施工过程就叫油层水力压裂。
水力压裂包括理论力学、材料力学、热化学、高分子化学、机械制造等多个学科。
关键词：油田增产；油井服务；压裂工艺；压裂设备；压裂液；支撑剂目录第1章前言 (1)第2章压裂液的功能介绍 (2)2.1压裂液的作用 (2)2.2压裂液的性能 (2)2.3压裂液的分类 (3)2.4水基压裂液 (3)第3章压裂支撑剂的性能 (6)3.1支撑剂的种类 (6)3.2压裂支撑剂的主要性能 (7)第4章压裂设备和压裂管柱 (10)4.1地面压裂设备 (10)4.2压裂车组 (10)4.3压裂工具和压裂管柱 (11)第5章压裂工艺技术 (13)5.1普通压裂工艺 (13)5.2多裂缝压裂工艺 (13)5.3选择性压裂工艺 (13)5.4限流法压裂工艺 (14)5.5复合压裂工艺 (14)5.6 CO₂泡沫压裂工艺 (14)5.7端部脱砂压裂工艺 (15)第6章压裂油层保护技术 (16)6.1地层伤害的因素 (16)6.2压裂施工油层中保护措施 (16)第7章压裂施工和质量要求 (18)7.1压裂施工过程 (18)7.2压裂施工质量要求 (18)7.3压裂施工异常情况处理 (20)第8章压裂新工艺 (22)8.1注入井树脂砂压裂技术 (22)8.2新井压裂高效助排剂的应用 (23)8.3保护薄隔层压裂工艺 (24)8.4聚驱采出井防砂压裂 (25)结论 (27)参考文献 (28)致谢 (29)第1章前言石油是一种非常重要的能源和战略资源，与当今的国际政治、经济形势密切相关。
《钻井液与无井液》2006年总目次
2006年总目次文 题 作者 期号页码理论研究与应用技术钻井液用GPJ 系列广谱暂堵剂的研制熊英等11聚合酸降粘剂的研究与应用张家栋等15空气泡沫钻井液回收再利用技术刘德胜等111超高温(240℃)水基钻井液体系研究孙金声等115新型环保型杂多糖甙钻井液在江苏油田的应用许春田等119钻井液触变性评价方法的合理性探索崔茂荣等124甲酸钾含量对氯化钠和硫酸钙溶解量的影响聂勋勇等127L H 21水包油型解卡剂的研制王旭等130长庆某气田完井液缓蚀剂的研究和应用李琼玮等132南堡1井钻井液技术朱可尚137正电聚醇钻井液体系在老堡南1井的应用田春雨等142塔河油田沙116井钻井液技术刘庆来等147CO 2泡沫压裂液的研究及现场应用李阳等151CO 2泡沫压裂液在裂缝中的两相流动研究刘通义等155一种新型广谱水基固井前置液体系的研究杨香艳等158耐碱玻璃纤维对掺矿渣油井水泥石力学性能的影响岳林锋等162长封固段复杂地层固井用SP 21水泥浆体系研究严海兵等166KCl/聚合醇协同防塌作用机理研究邱正松等21致密砂岩气藏水相圈闭损害实验研究及应用游利军等24纳米膨润土复合体的制备及性能孙金声等28超低渗广谱油层保护技术在板深51区块的应用田增艳等211粘度法研究接枝型高聚物与表面活性剂的相互作用罗陶涛等215硅酸盐钻井液对泥页岩地层井眼稳定性影响研究罗健生等217延迟膨胀颗粒堵漏剂的研究与应用张歧安等221高密度钻井液随钻堵漏技术研究李辉等225堵漏型聚合物凝胶材料研究与评价罗兴树等228氮气膨胀剂的研究与应用孙凌等233胶乳水泥浆体系研究及应用靳建洲等237NM 钻井液体系现场应用研究崔迎春等240升深2217井络合铝聚合物充气钻井液现场试验何恕等244宾汉流体同心环空螺旋流数值模拟贺成才低伤害洗井液WF 2Ⅱ的室内研究郑勇等5钻井液参数虚拟测试系统的研制宋佳声等5第23卷第6期 钻 井 液 与 完 井 液 Vol.23No.62006年11月 DR I LL IN G FLU ID &COMPL ETION FL U ID Nove.20062472124江汉油田黄场区块泡沫酸化室内研究关富佳等257阳离子化多元醇防塌剂的研制黄维安等31两性表面活性剂芥子酰胺丙基甜菜碱的合成与应用郑云川等34欠平衡泡沫钻井液技术在窿14井的应用李丽红等38深水低温条件下水基钻井液的流变性研究吴彬等312钻井液对孔隙型砂岩动滤失量影响因素的研讨卢淑芹等314易漏地层防漏增韧水泥浆体系的研究和应用吴叶成320碳纤维增韧防窜油井水泥体系的实验研究程荣超等323水泥水化动力学模型杨智光等327一种新型油井水泥低温早强剂韩卫华等331纤维水泥防漏实验研究何德清等334普光气田固井水泥浆技术石凤歧等337一种新型钻井防漏堵漏剂的研究与应用王富华等342WuM121羽状分支水平井充气钻井液技术张明海等345青西地区复杂深井钻井液技术研究与应用梁为等347有机盐聚合醇氯化钾钻井液的应用艾贵成等351新型阳离子聚合物NC P 的合成及应用沈丽354高温高压泡沫钻井液流变实验处理方法严宇等357应用核磁共振技术研究压裂液伤害机理丁绍卿等360待钻井地层孔隙流体渗流速度预测模型及应用赵静等363JSS 低温抗盐水泥浆体系的研究及应用朱海金等41纤维防漏增韧水泥浆应用研究罗云等44SDJ R 胶乳水泥浆体系研究赖金荣47温度对泡沫稳定性的影响刘德生等410新型端基型疏水缔合水溶性聚合物的合成及其性能蔡新明等413涠洲1221油田中块低压储层保护研究罗健生等416张海502井钻井液技术田春雨等421川中地区保护裂缝性致密砂岩储层屏蔽暂堵技术室内研究杨建等425幂律流体在偏心环空中流动的Hanks 稳定性参数贺成才428利用地震分形属性钻前预测安全钻井液密度范围吴超等432高钙盐钻井液在塔河油田TK909H 井的应用崔文锋等435低密度微泡沫压井液在吐哈油田的应用李八一等439随钻堵漏技术在滨4210210井中的应用高建礼等441DL M 201型堵漏模拟装置在堵漏试验中的应用刘永峰等444降低固井水泥浆密度的新技术Fre d Sabi ns 447CB6D 2P4古潜山水平井钻井液工艺刘金明等450徐闻X 1井钻井液研究与应用吴叶成等454清洁压裂液在煤层气井压裂中的应用崔会杰等58延迟破胶及强制裂缝闭合技术的研究及应用管保山等6纳米T O 处理河南油田压裂废水技术研究王松等6590 钻 井 液 与 完 井 液 2006年11月442i 24高温高压钻井液密度预测新模型的建立张金波等51严重造浆地层高密度钻井液技术研究与应用刘德胜等54超高密度钻井液在官7井的应用张东海等58超高密度压井液在英深1井的应用王书琪等512“理想充填理论”—d 90经验规则在昆2井中的应用艾贵成等514川东北地区气体钻进后的钻井液技术及应用冯学荣等518改性玉米淀粉钻井液降滤失剂的研究李仲谨等521乳化压裂液在低渗强水敏地层中的应用研究董强等523江汉油田黄场低渗透区块油基压裂液室内研究关富佳等526苏里格气藏岩石应力敏感性研究张倩等529大港油田水平井保护油层钻井液技术黄达全等531环保型正电聚醇钻井液在大港油田的应用研究熊腊生等536油基钻井液的封堵性能研究与应用岳前升等540WZ 油田环保钻井液应用技术吴富生等543特低渗透油藏保护油层钻井液研究与应用林勇等547MEG 钻井液在吐哈油田小井眼侧钻井中的应用雍富华等550低密度膨胀型堵漏技术在塔深1井的应用宋玉宽等553水化膨胀复合堵漏工艺技术左凤江等556增韧纤维水泥浆在胜利油田小间隙井的应用研究赖金荣559长庆苏里格气田欠平衡及小井眼固井技术王文斌等564吐哈油田抗盐水泥浆固井技术研究与应用田军等567二连油田水平井钻井液技术陈德铭等570高粘度复合变性淀粉的流变性与降滤失性能刘祥等61淹没条件下钻井液半透膜评价方法研究白小东等65低损害高弹性聚合物压裂液体系研究张汝生等67甲酸盐钻井液技术在吐哈油田水平井的应用李益寿等610硫酸钾钻井液体系的室内评价与应用范振忠等615深探井高硅钻井液技术李先锋等618XCR 水基极压润滑剂的研制及应用罗春芝等622英深1井钻井液技术研究与应用王书琪等624鸭深1井钻井液技术韩玉华等629天然高分子钻井液体系的研究与应用胥思平等633甲基葡萄糖苷2超低渗透钻井液性能评价窦红梅等636水基成膜钻井液在神北6井的应用张金山等639新型清洁压裂液的实验室合成贾振福等642偏高岭土对油井水泥性能影响岳前升等644油井水泥高温缓凝剂DZH 22室内评价与应用桑来玉等647高强塑性水泥浆实心减轻材料F XW 室内研究何育荣等65粉煤灰降失水水泥浆在天然气井中的研究与应用常占宪等65一种可替代漂珠的低密度材料沙林浩等65591 第23卷第6期 2006年总目次 02粉煤灰超细玻珠复配轻集料在固井低密度水泥浆中的作用刘怀炯等657钻井液滤饼厚度测量新方法初探张洪杰等661天然气水合物生成的影响因素及敏感性分析邓柯等664专论水基钻井液配浆剂纳米化途径和表征方法崔迎春等169水平井钻井完井液损害实验评价技术新进展王永恒等172乳液和乳化技术及其在钻井液完井液中的应用蓝强等261使用优质钻井液提高固井二界面胶结质量杨振杰等270成膜封堵低侵入保护油层钻井液技术的研讨徐同台等366快速钻进钻井液技术新进展屈沅治等368低温地层钻进特点及其钻井液技术现状综述张凌等469油井水泥高性能化严海兵等473Cem CRE TE 水泥浆固井技术概述齐奉忠等668经验交流塔里木山前构造带高密度钻井液堵漏技术王书琪等176苏69X 井低密度增强水泥浆近平衡固井技术陈光等178抑制性钾铵聚合物钻井液的推广应用王学良等180“322”固控对调整钻井液性能的功效发挥及应用王洪升等184塔里木油田水基废钻井液无害化固化技术研究王书琪等276胜利油田大位移井钻井液技术研究与应用王宝田等280可膨胀高效承压剂在堵漏作业中的应用黄达全等371SLN R 纳米乳液在高难度浅层大位移水平井的应用司贤群等374强抑制性聚合醇防塌钻井液在大安地区的应用李万清等377陕北富县探区天然气藏钻井液屏蔽暂堵技术窦庆华等379煤气储层应力敏感、速敏和水敏性研究郑军等477Cl -含量测定方法的修正意见蔡利山等479B Z 2521油田常规井钻井液体系的优选和应用孙东征等481钻井液技术电子词典的编制张海青等484连通盐井饱和盐水钻井液技术何振奎等574井楼油田复杂井固井技术何德清等578UL TRADRIL TM 水基钻井液在张海502F H 井的应用孔庆明等671屯1井三开钻井液工艺技术李斌等674酸化解卡方法解除伊朗TB K 28井卡钻刘德胜等677用于哈萨克斯坦北部扎奇油田的高强度低密度水泥浆体系范廷秀等67992 钻 井 液 与 完 井 液 2006年11月。
压裂技术理论及应用ppt课件
理想的压裂储层特性
• 10 > k > 0.001 md (Gas) • 100 > k > 0.1 md (Oil) • 储层厚，含油性好 • 隔层遮挡性好 • 泄油面积大
复杂的压裂储层特性
• k ≥ 100mD或 k ≤ 0.1 mD (Oil) • k ≤0.001 mD (Gas) • 储层薄，含油性差 • 隔层遮挡性差 • 透镜体油气藏 • 敏感性储层
Frac width
1 2
4 - Proppant advances further into the fracture as pumping continues
5 – Proppant advances further in the fracture and may reach the tip of the hydraulic fracture as fluid continues to leak into the permeable formation
45商548井最小水平主应力剖面图3245032500325503260032650327003275032800328503290032950330003305033100331503320033250333003335033400334503350033550336003365033700400045005000550060006500700075008000最小水平主应力mpa深度msinopecslof525450分层压裂改造工艺是指分层压裂改造工艺是指针对层间跨度较大的储针对层间跨度较大的储层在不动管柱的情况层在不动管柱的情况下利用井下工具机械下利用井下工具机械分层的方式分别实施针分层的方式分别实施针措施层措施层措施层措施层措施层措施层措施层措施层分层压裂技术分层压裂技术该技术是近年来发展最为迅速取得成效最大应该技术是近年来发展最为迅速取得成效最大应用范围最广的一项压裂改造技术在基山砂岩体用范围最广的一项压裂改造技术在基山砂岩体正理庄高正理庄高8989区块纯梁梁区块纯梁梁112112等区块均取得了显著等区块均取得了显著的增产效果有效地攻克了以往针对大井段薄互的增产效果有效地攻克了以往针对大井段薄互层的压裂改造难题单井最大加砂量达到层的压裂改造难题单井最大加砂量达到70m70m33高砂比8080加砂强度达到加砂强度达到4m4m33该技术需要包括综合降滤降摩阻高砂比强制该技术需要包括综合降滤降摩阻高砂比强制闭合等多种压裂工艺技术的综合运用设计难度大闭合等多种压裂工艺技术的综合运用设计难度大施工复杂程度高是体现压裂设计和施工水平的重施工复杂程度高是体现压裂设计和施工水平的重要标志
SMA强凝胶封堵裂缝性砂岩性能研究
收 稿 日期 ： ０ ６ １１ ２ ０ — —０ ０
作者简介 ： 李宜强 （９２ ）男 ， １７ 一 ， 山东 日照人 ， 副研究员， 主要从事油气 田开发方面的研究
维普资讯
一
６ 一 ２
胶体． 大量的研究结果指出， 凝胶体首先堵塞岩层裂 缝或者原注水形成的水流大通道 ， 迫使注入水重新 形成新的旁通孔道 ， 波及原先未波及到的区域， 从而
提高注水的波及 系数， 提高水驱效率． 封堵剂对水造 成堵塞是以由聚合物凝胶的物理堵塞为主并兼有吸 附 和动力捕 集作用 ． 理 堵塞 作 用 是 由 于 聚合 物链 物
西安石油大学学报（ 自然科学版 ）
状 结构 ， 这种结 构 把水 包 含 在 晶格 结 构 中形 成 具 有
低 ， 聚合 物 交联反 应不 充分 ， 体 网状结构 形成 不 与 胶
黏弹性的凝胶体， 这种凝胶体在孔 隙介质 中间形成 物理堵 塞 ， 阻止水 流通过 或改 变水 流方 向 ； 未被 交联 的分子及分子上的极性基 团 ， 可卷缩在孔道中或称
重要作用 ， 但是以往封堵裂缝所使用 的化学剂普遍
存在封 堵强 度低 、 胶 时 间短 、 入 剂 量少 、 堵 范 成 注 封 围小 等缺点 ， 注入水 极 易 突破 封堵 区域 或 发 生绕 流
出来， １ 再通过与水络合 、 Ａ３ 多次水解及羟桥作用形
成铝的多核羟桥络离子 ， 该络离子可与聚合物链上 的一 Ｃ ０ＮＨ 和一Ｃ Ｏ一 ２ Ｏ 配位 交联 而形成 凝胶体 【 ３． ３ ］ Ｓ ＭＡ溶液注入地层后成胶 ， 聚合物链上有许多
为被孔 隙空 间捕集 ， 也具 有 阻碍水 流动 的作用 ； 同时
最新延迟断裂原因分析及预防措施PPT课件
5 为防止延迟断裂质量事故之预防措施
良好的金属流线 金属的纤维组织沿扎制方向流动，这种因碳化物等脆性粒子在冷镦和冷挤 加工时被细化、晶粒沿塑性变形方向变细变长，这种纤维组织在塑性加 工后，由变形产生纤维流线，螺栓冷镦成型时，特别是在头杆连接处， 如果冷镦质量差，头部纤维塑性流线就会以散、 乱、断形态成现，这将 导致延迟锻裂的发生。
由于任何一种钢都要淬火—高温回火（调质）处理作为钢种的前 提来考虑，根据高强度螺栓性能等级，环境条件等，要完全避免 发生延迟断裂是困难的。因此，选择钢种时对其使用条件必须十 分注意。推荐钢种如下：8.8级螺栓选用SWRCH35R、CH35ACR 、 ML20MnTiB、10B21钢；10.9级选用SCM435、ML20MnTiB、10B33 钢；
5 为防止延迟断裂质量事故之预防措施
10．在电镀过程中,尽可能采用碱性镀液或高电流效率的镀液渗氢量较少；并 应选择氢脆性较小的镀锌电解液，一般而言，氯化物型镀锌电解液相对 析氢较少，产生氢脆的可能性也小；而氰化物镀锌电解液析氢、渗氢较 多，产生氢脆的机率也较大。
11．电镀过程中在能确保盐雾试验的条件下，尽可能减少镀层厚度（增加镀
14．新产品开发技术分析时应考虑或建议无氢脆产生之表面处理，如机械镀 锌、达克锈等表面处理工艺，使之在产品设计源头就消除氢脆风险；
15．氢脆化试验行为要规范（依GB3098.17标准或顾客标准）： GB3098.17标准要求试验最少应持续48h，而紧固件应至少每隔24h重新
拧紧一次，并施加到初始的试验拧紧扭矩或载荷。如果至少有一件紧固 件的扭矩损失超过50%，则试验应在相同的紧固件上重新开始。在完成试 验之前，应进行最后一次的拧紧。在末次拧紧之前，紧固件应拧退约1/2 圈，以便辨别出断裂是否发生在螺纹的旋合部分。
压裂酸化技术难点和挑战
压裂酸化技术难点和挑战正如在我国石油工业“十五”规划报告指出的一样：现在我国石油工业面临的形势是新区勘探开发困难，老区的增产挖潜还有大量的工作要做。
其中，常规的井网加密已经效果不大，对酸化压裂措施的认识不够。
同时，增产措施改造的对象越来越复杂，改造目标已经从低渗、单井发展到了中、高渗和油田整体主要的难题集中在以下几个方面：1.复杂岩性油气藏指的是陆源碎屑岩、碳酸盐岩和粘土矿物以一定比例均匀存在，没有任何一种成份在主导地位。
典型的代表是玉门酒西盆地的清溪油田，该油田储量高、品位好，但是储层矿物组成十分复杂。
由于矿物的不连续分布，酸压后只能形成均匀、低强度的刻蚀；而水力压裂由于发生支撑剂嵌入和粘土矿物的水敏、碱敏现象严重，因此目前酸压和水力压裂技术对这类储层多为低效或无效。
只能考虑从液体体系上改进工艺措施。
2.高温、超高温、深层、超深层和异常高压地层以准葛尔盆地、克拉玛依、塔里木和吐鲁番为代表，如柯深101井，压力系数为2.0，温度135摄氏度，千米桥潜山地区井深4000m—5700m，温度在150摄氏度到180度之间。
这种地层的技术难点往往是需要的施工压力和压裂酸化液体不能达到要求；酸液的反应时间短，酸蚀作用距离短。
3.低渗、低压、低产、低丰度“四低”储层如中石油的长庆苏里格气田压力系数在0.8—0.9，渗透率为0.5—3.0达西，中石化的大牛地油田压力系数0.67—.0.98，渗透率仅为0.3—0.9达西。
类似的这种储层在我国占很大的比例，由于产生水锁现象进而产生很难解除的水相圈闭，如果不采用特殊的工艺手段，很难得到高效开发。
4.凝析气藏代表有千亿方的塔里木迪那气田和中原白庙深层凝析气藏。
这类油田酸化压裂最大的问题是由于压力降低后凝析油的析出产生凝析油环，大大降低了天然气的产量。
5.高含硫，高含二氧化碳油田这类油田有被誉为“南方海相勘探之光”的普光气田（储量高达1144亿立方米）；580亿立方米的罗家寨气田。
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文章编号:100125620(2006)0420062203延迟破胶及强制裂缝闭合技术的研究及应用管保山1 丛连铸2 丁里1 周晓群1 薛小佳1 郭自新1 周焕顺3 隋立新4(1.中国石油长庆油田分公司油气工艺技术研究院,陕西西安;2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊;3.中国石油长庆油田分公司勘探事业部,陕西西安;4.中国石油华北油田分公司采油工艺研究院;河北任丘)摘要 采用延迟破胶技术,在压裂施工过程中加入不同浓度的胶囊破胶剂,利用它的延缓释放特性,使植物胶压裂液耐温、耐剪切稳定性增强,并且可以在不造成压裂液的流变性、滤失性和携砂性等过早丧失的前提下高浓度使用胶囊破胶剂。
该技术与常规破胶技术相比,延缓释放率达50%,能更有效地清除液体残渣,减少压裂液对储层的伤害。
同时由于有延缓破胶的特性,放喷采用相应的措施,可以降低支撑剂沉降速度,形成较好的沉砂剖面,提供高的裂缝导流能力,并且可以降低滤饼和压裂液残渣的伤害。
关键词 压裂液 延迟破胶 胶囊破胶剂 过硫酸铵中图分类号:TE357.12文献标识码:A 在水力压裂施工中,常规破胶剂过硫酸铵很难满足要求。
当压裂液中加入的过硫酸铵量过多时,液体粘度下降较快,使其携砂能力减弱,在地层或井眼周围脱砂,造成砂堵,影响压裂效果;相反当加入的过硫酸铵量过少时,会使高粘的压裂液在支撑导流床上大量富集,造成压裂液残渣和滞留液对裂缝和储层的伤害。
现在应用的破胶剂主要是氧化破胶剂和酶类破胶剂,氧化类破胶剂适用温度为60～130℃,酶类破胶剂只能适用于温度低于60℃的地层。
目前的延缓破胶剂有胶囊破胶剂、胶囊酶破胶剂、粘土包裹的破胶剂、低温破胶剂等。
1 常规破胶技术的应用1.1 压裂液中常规破胶剂的应用对于常规的破胶技术在整个施工过程中,过硫酸铵的浓度一定。
而施工过程中压裂液在地层的耐温、剪切时间和滞留时间不同。
表1是加砂量为30m 3时的压裂泵注程序,以及随压裂施工进行压裂液在地层的滞留时间和此时间下降解后的粘度。
从表1看出,前置液粘度损失过快,压裂液滤失量增大,对储层的基质伤害增大,且不能形成有效的裂缝。
在低渗致密储层中,使用过多的常规破胶剂和裂缝自然闭合技术,破胶时间迅速,使支撑剂下沉到铺砂剖面底部,伤害支撑剂充填层。
沉砂剖面见图1。
在压裂施工后期,随着液体的大量进入,地层温度降低,压裂液破胶时间延长,液体还保持较高的粘度,高粘压裂液在支撑剂导流床上大量富集,从而造成压裂液残渣对地层引起的滞留伤害,使压裂液返排困难,从而大大降低了地层的导流能力。
表1 相同AP S 浓度不同时间的压裂液试验工作液液量/m 3滞留时间/h 破胶液粘度/m Pa s注前置液20.0 1.71 2.4注携砂液 5.9 1.65 6.5注携砂液10.0 1.5511.7注携砂液31.4 1.2525.8注携砂液34.20.9038.5注携砂液4.50.8548.6 注:关井时间为40min 。
图1 支撑剂沉砂面剖面1.2 压裂液滤失过程中破胶剂及稠化剂浓度用GGS 271型滤失仪测定原胶浓度为0.4%的羟丙基瓜胶压裂液滤失性。
测定压裂液、滤饼及未滤出液中的瓜胶增稠剂含量和破胶剂浓度,结果见 第一作者简介管保山,高级工程师,6年生,从事油气田增产改造技术研究。
地址西安市未央区明光路长庆油田公司油气工艺技术研究院;邮政编码;电话()865653。
第23卷第4期 钻 井 液 与 完 井 液 Vol.23No.42006年7月 DRILL IN G FLU ID &COMPL ETION FLU ID J ul y 20068:197:71002102990表2。
由表2看出,瓜胶浓度与破胶剂浓度分布不合理。
滤饼中瓜胶浓度很高,破胶剂浓度较低,稠化剂/破胶剂比值是压裂液的3.7倍,使滤饼及周围的压裂液不能破胶或部分破胶,造成填砂裂缝的伤害。
表2 滤失过程中破胶剂及稠化剂浓度的分布名称稠化剂/%破胶剂/%稠化剂/破胶剂压裂液0.34780.0869 4.000滤饼 3.1300.213514.660未滤出液0.39030.08864.4051.3 过硫酸铵加量对支撑剂裂缝渗透率的影响破胶剂浓度对压裂液残渣的影响见表3。
由表3可以看出,随着过硫酸铵浓度的增大,破胶液残渣含量降低,残渣粒径变小,所以加大过硫酸铵的用量可降低残渣对支撑剂裂缝导流能力的伤害。
表3 原用压裂液配方的破胶液残渣性能破胶剂浓度/%0.020.040.06残渣/(mg/L)649539496粒径均值/μm101.3090.1778.37为了清除由于压裂液浓缩所造成的渗透率损害,在闭合压力为20MPa 、温度为50℃、填砂浓度为0.46%、瓜胶压裂液浓度为3.6%时,将不同浓度的过硫酸铵反向注入导流试验装置。
试验结果表明,随着过硫酸铵加量的增大,支撑剂保留渗透率由27%升到60%。
所以高浓度过硫酸铵破胶剂可有效减少因压裂液浓缩而造成的渗透率损害。
2 延迟破胶技术的延缓机理常规过硫酸铵破胶剂是以直接裸露溶解方式参与压裂液破胶反应,而胶囊破胶剂与常规破胶剂释放方式不同,表现为:①压裂施工结束后,当压裂液滤失、裂缝闭合时,在压裂支撑剂与胶囊破胶剂上产生点与点接触的高应力时,胶囊强度低于支撑剂强度,这样囊衣在外力下变形并破裂,将过硫酸铵释放出来;②胶囊破胶剂浸入压裂液后,外部的水经过包膜中的微孔道渗入胶囊内,包裹的高分子材料吸收一部分水,一部分水溶解过硫酸铵而成为溶液,然后过硫酸铵从充满水的微孔道向外扩散,从微胶囊释放出来。
因此随地层条件的变化,两种机理都存在,高温下以渗透释放为主,高压下以膜应力破裂为主。
3 延迟破胶压裂液主要性能3.1 胶囊破胶剂延缓释放性能用电导率法测定微胶囊破胶剂的释放率,常压下在蒸馏水中加入0.05%LZEN 胶囊破胶剂,先测出纯水的电导率,然后测定胶囊破胶剂溶液电导率随时间的变化,即胶囊破胶剂释放率随时间的变化,结果见图2。
图2 常温下胶囊破胶剂在水中的延缓释放性能在试验初期过硫酸铵释放溶液中的S 2O 2-8会逐渐消失,1个S 2O 2-8分解后生成2个SO 2-4和2个H +。
电导率法反映溶液中所有离子对电导的贡献,因而初期测量的结果值偏高。
常温下胶囊破胶剂在水中的释放率较小,1～10h 释放率为50%。
3.2 高温下胶囊破胶剂延缓释放性能由于过硫酸铵在较高温度下会分解,而且不同温度下的分解速率不同,所以在地层温度下水溶液中过硫酸铵的浓度不能用电导率法测定。
采用与哈里伯顿公司的胶囊破胶剂Opti Flo 2Ⅲ对比方式,评价LZEN 胶囊破胶剂的释放速率。
在60℃和80℃下测定加入微胶囊破胶剂的蒸馏水溶液电导率随时间的变化,结果见图3。
由图3看出,L ZEN 胶囊破胶剂的释放速率随温度的升高而增大,在同一温度条件下,LZEN 的释放速率与Opt i Flo 2Ⅲ几乎相当。
图3 L ZEN 和OptiFlo 2Ⅲ释放速率对比3.3 胶囊破胶剂的有效含量按S Y T55—8标准,测定不同压力作用下释放出的过硫酸铵含量,结果见表。
由表可以看出,胶囊破胶剂的有效含量在5%以上。
36 第23卷第4期 管保山等:延迟破胶及强制裂缝闭合技术的研究及应用 8/40199447表4 不同压力下胶囊破胶剂的有效含量压力/M Pa 1020253035破胶剂含量/%75.976.877.077.177.23.4 胶囊破胶剂的释放率取1g 胶囊破胶剂与20g 陶粒混合,在(40MPa )模拟裂缝闭合压力下通过挤压破碎释放过硫酸铵,得到的胶囊破胶剂释放率为85.3%。
所以胶囊破胶剂在裂缝闭合应力作用下,能有效释放过硫酸铵,达到延缓破胶的目的。
3.5 压裂液的耐温抗剪切性能相同有效浓度的L ZEN 胶囊与过硫酸铵相比,L ZEN 对交联压裂液的粘度影响小,压裂液可保持较高粘度,在高温下恒温剪切过程中,粘度下降慢。
因此与常规破胶剂相比,使用胶囊破胶剂的压裂液在耐温、耐剪切性能方面有很大改善。
同时在较高温度下更能显示出胶囊破胶剂的延缓释放功能。
3.6 压裂液的破胶性能在40℃、50℃和85℃下,向压裂液中加入不同量的胶囊破胶剂进行破胶试验。
结果压裂液在2～4h 内彻底破胶,破胶液粘度小于10m Pa s ,说明胶囊破胶剂同样能使交联压裂液彻底破胶。
4 现场应用延迟破胶技术在油田应用表明,油井压裂和排液施工顺利,最大加砂量为55m 3,砂比大于30%,最大瞬时砂比为62%,破胶液粘度小于5mPa s 。
在施工过程中采用延迟破胶和强制裂缝闭合相结合技术,采用常规过硫酸铵和胶囊破胶剂组合,在交联液中加入1/3的常规过硫酸铵,施工后期则按0.03%～0.08%楔型追加延迟破胶剂。
强制裂缝闭合是减少支撑剂沉降的关键技术,较少的铺砂在产层外,也要求较少支撑剂回流。
在压裂致密地层时,尽量快速返排液体,在压裂过程中和压裂后,裂缝中的压力高于岩石地应力。
使井筒的压力尽量小强制裂缝闭合。
在此情况下,较大的节流体积能返排更多的液体,通常能迅速安全地使液体返排。
油井由于存在冷却效应,应该考虑射孔段的蜡和沥青质析出,以尽量提高油井的产量。
在压后必须监测裂缝闭合时间,在压裂液开始破胶时而压降数据并没有显示裂缝将要闭合。
用8～6油嘴控制放喷速度(L ),强制裂缝闭合,但要注意有一些支撑剂可能回流到井筒,在压裂完成后,一些井有能量自己流动,在最初返排期间应采用小油嘴(2.4～3.2m m )。
在压后返排过程中,高粘液体的破胶很重要,但也要确保支撑剂在裂缝中形成有效支撑,而采用延缓胶囊破胶和强制裂缝闭合技术能延缓破胶,它可形成较好的沉砂剖面(见图4),压后开始放喷出的液体不完全破胶,因为2～3倍油管容积的压裂液温度较低且没有足够长的时间使压裂液降解,它在井眼周围可降低支撑剂沉降速度,提供高的裂缝导流能力,并降低滤饼和压裂液残渣的伤害。
如:吴X 井的施工压裂液从混砂罐取样,在20℃下放置24h ,破胶液体的粘度为16.7m Pa s ,压裂施工后采取强制裂缝闭合技术,1h 后压裂液破胶粘度为11.2m Pa s ,1.5h 后粘度为8.3m Pa s ,达到延迟破胶的目的。
图4 裂缝闭合过程中沉砂剖面对比5 认识与结论1.使用延迟胶囊破胶技术不影响压裂液的主要性能,能大量使用胶囊破胶剂且有效地减少由于压裂液浓缩而造成的地层伤害,能提高裂缝导流能力。
2.研制的LZEN 胶囊破胶剂有较缓慢的释放速度,在一定温度下能使压裂液彻底破胶。
3.使用延迟胶囊破胶技术的压裂液,比采用常规的过硫酸铵在一定时间内可使压裂保持更高的粘度,有利于施工的顺利完成。
4.采用延迟破胶技术使支撑剂在裂缝中纵向上有较均匀的铺置即沉砂剖面,在油、气井压裂应用中取得良好的应用效果。