【摘 要】
：
针对植物胶压裂液体系携砂性能好,但胍胶粉货源单一、依靠进口的现状,结合国内香豆胶种植优势及最大程度发挥压裂液携砂性能、提高地层进砂能力的技术需求,开发出一种香豆胶压裂液体系.通过香豆胶多支链分子结构特点及特征官能团分析,设计开发出一种支链交联的新型交联剂XYJL-3,该交联剂在降低香豆胶使用浓度的同时能提高交联冻胶的耐温抗剪切性能,并开发出体系配套用微乳助排剂XYZ-1等添加剂.该体系配方为:水+
【机 构】
：
中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司,陕西西安710018
【出 处】
：
2020油气田勘探与开发国际会议(IFEDC2020)
论文部分内容阅读
针对植物胶压裂液体系携砂性能好,但胍胶粉货源单一、依靠进口的现状,结合国内香豆胶种植优势及最大程度发挥压裂液携砂性能、提高地层进砂能力的技术需求,开发出一种香豆胶压裂液体系.通过香豆胶多支链分子结构特点及特征官能团分析,设计开发出一种支链交联的新型交联剂XYJL-3,该交联剂在降低香豆胶使用浓度的同时能提高交联冻胶的耐温抗剪切性能,并开发出体系配套用微乳助排剂XYZ-1等添加剂.该体系配方为:水+0.2～0.4％香豆胶+0.5％防膨剂+0.5％微乳助排剂+0.1％杀菌剂+0.5％起泡剂+0.4～0.8％交联剂.实验室测体系耐温80～100℃,携砂比可达45％以上,破胶液表面张力24.91mN/m,界面张力0.76mN/m,残渣含量304mg/L,能够满足不同井温储层压裂液施工需求.该香豆胶压裂液体系在长庆油田现场试验7井次,现场配制香豆胶压裂液1010m3,基液粘度为21～27mPa·s,交联液粘度548-732mPa·s,施工最高砂浓达744Kg/m3,现场施工成功率100％.测试求产与邻井体系相当,储层改造效果较好.该体系的开发及试验进一步完善植物胶压裂液体系的同时,为最大程度发挥压裂液的携砂性能及地层进砂能力提供了一种技术手段.
其他文献
中国西南地区每年钻数百口非常规水平页岩气井.然而,该地区龙马溪组页岩地层存在着井筒卡钻的风险,因井壁失稳而填埋旋转导向和井底工具等问题,大大增加了钻井成本和风险.为解决上述问题,开展了对龙马溪组页岩岩心微裂缝宽度的调研与总结,发现绝大部分微裂缝及裂缝的分布规律,结合当量裂缝宽度的计算模型,得到某井破碎性页岩微裂缝当量宽度为1.9mm-2.8mm,因此采用人造2mm缝作为破碎性页岩封堵/堵漏的测试介
渤海油田作为中国最大的海上油田,稠油储量占比超过了70％以上.从2008年以来,渤海油田逐步开展了多元热流体和蒸汽吞吐的热采先导性现场试验研究,取得了明显的增产效果,为后续海上稠油热采技术的规模化应用奠定了基础.南堡35-2油田是世界范围内的首次海上稠油热采先导试验区,开发井型主要以水平井为主,采用裸眼砾石充填完井方式.不同于陆地油田,海上油田的热采长效防砂工艺一直极具挑战.结合室内实验模拟与现场
潜山油藏顶部注气重力驱开发后期,气体会突破射孔段进入井筒,导致气窜.为解决井筒气窜的难题,提出了气液分输的双管举升采油工艺.结合潜山油藏地质参数和双管采油工艺特点,利用渗流力学和多相管流理论,建立了裂缝性潜山油藏注气驱地层-井筒耦合模型.对气液分输双管采油系统进行了节点分析,采用双求解点方法进行求解,并以控气采液为目标进行举升参数优化.以Y34井为例,通过建立地层-井筒耦合模型对其双管控气采液进行
阿南油田经过多年的注水导致储层高压,造成钻井安全密度窗口变窄.后续井沿用原有二开井身结构多发生溢流、漏失情况,而采用三开井身结构使得建井成本上升.为保证钻井安全并降低建井成本,在对阿南油田的地层及压力进行调研分析的基础上,通过深下表层套管并配套相应的钻井液体系和防斜打直钻具组合,形成了针对高压井的新的二开井身结构.对阿南油田已钻井情况进行调研显示,腾格尔组上部地层承压能力较低,使得二开针对高压储层
为开展柔性微凝胶颗粒水分散液体系研究与应用,本文通过多学科交叉创新的研究方法,以油藏工程、物理化学和生物流体力学等为理论指导,以孔隙尺度微观物理模拟和三维仿真宏观物理模拟技术为研究手段,开展非连续相体系(柔性微凝胶)物理化学性能、油藏适应性和传输运移能力研究,探索柔性微凝胶驱油机理,最后对其矿场应用典型实例进行分析.结果表明,柔性微凝胶颗粒具有良好的水化膨胀性能.柔性微凝胶传输运移岩心实验表明,微
常规合成的水膨体吸水速度较快、耐温耐盐性差,不能满足油田现场施工的需要.拟通过向AM-AMPS体系中引入含有酯基的不稳定交联剂与N,N′-甲叉双丙烯酰胺(MBA)复配使用,实现水膨体的缓膨;通过向体系中引入填充剂钠土,增强水膨体刚度.经过优选得到最佳的合成条件:总单体质量分数30％,AMPS与AM的摩尔比为1∶9,引发剂质量分数为0.2％,交联剂MBA的用量为0.05％,钠土质量分数3％,不稳定交
塔里木盆地塔中志留系油藏属于受构造控制的超深、薄互层、低渗透油藏,物性整体表现为低孔、特低渗,储层孔、渗呈条带状分布,单砂体厚度1～5m,垂向上和平面上非均质性均较强,油藏内部高渗条带和断裂发育,地质条件复杂,单井自然产能低,严重影响油藏开发效果.本文从油藏特征入手,分析了非均质性、储层敏感性和断裂等因素对油田增产的影响.在对比了不同增产方式的现场应用效果后,结合剖析效果差异原因,并得出大型分段压
部分页岩油气层中存在广泛发育的砂质夹层/纹层,其对页岩压裂的影响尚未明确,为此本文主要研究了页岩中非均质分布的夹层对水力压裂的影响.首先建立带砂岩夹层的三维页岩储层模型,通过编写二次开发程序定义模型中的输出参数变量,通过Abaqus中conhesive单元进行页岩中的水力裂缝扩展的数值模拟,分析了夹层对起裂压力延伸压力、裂缝宽度、裂缝扩展速度等因素的影响.结果表明,粉砂质夹层的存在使压裂初期井底压
超低渗油藏由于储层致密以及启动压力梯度较大导致该类储层渗流阻力大、有效驱替系统建立困难,而天然裂缝发育导致注入水沿着裂缝方向突进,部分采油井快速见水,其他方向采油井难见效.针对这些问题,提出了对注水井实施体积压裂,减小注采井间渗流阻力,改善水驱开发效果的对策.并在鄂尔多斯盆地姬塬地区典型的超低渗透油藏C335区选取井组开展试验.试验前,对试验区地质特征和开发特征进行了分析;试验后评价体积压裂的效果
针对长庆气田上古主力储层改造井深不断增加、体积压裂规模增大的工艺现状,结合区块孔隙度低、渗透率低、压力系数低的储层特点,开发出一种耐高温、低伤害型VES压裂液体系.从分子设计入手,开发出一种新型VES压裂液配方,该体系由配液水+2～3％稠化剂+0.5～1.0％助剂配制而成.室内测试该体系耐温能力达140℃以上,岩心伤害率仅6.45％;CST比值0.77,高温静态悬砂时间20min,体系耐盐1000