压裂防砂控水一体化技术研究.doc

压裂防砂控水一体化技术研究项目一、资料调研分析整理总结根据项目研究进度，我们进行了国内外压裂防砂控水一体化技术方面调研工作，通过分析整理资料，得到一下认识：（一）国内外现状及发展趋势1、压裂防砂工艺方面目前国内外防砂方式多种多样，主要有机械和化学两种，这两种方式都不可避免以牺牲部分油井产能为代价。压裂防砂是上世纪末发展起来的一项新工艺，它是一种新颖的无筛管防砂技术，压裂防砂是一项复合压裂防砂工艺，首先它主要是利用端部脱砂工艺形成短而宽裂缝，将地层流体流动从径向流变为线性流，减少流体对砂粒的冲刷，其次是通过复合纤维网络、树脂陶粒（覆膜砂、预固化树脂砂）或者树脂喷淋陶粒技术等，在地层形成多种抑制砂粒移动的系统，能够有效防止支撑剂回流和地层吐砂，并且能大幅度提高产量。国外，哈里伯顿主要采用端部脱砂压裂工艺复合树脂喷淋陶粒技术防砂，目的在地层人为造成砂堵，起到人工裂缝“饱填砂”，树脂喷淋陶粒技术是在地面混砂车加装喷淋设备，在陶粒上喷涂一层树脂，进入地层后在固化剂作用在固结在一起，形成很高强度的砂堤，能够抗较强地层压差，达到提液增加产油量。BJ服务公司主要是采用端部脱砂+覆膜砂技术，主要依靠支撑剂之间点点应力，将陶粒表面膜连接起来，起到防砂作用。斯伦贝谢公司是采用网状纤维加入支撑剂中，压裂后人为在支撑裂缝中形成桥架纤维网络，将支撑剂形成一个整体，起到防止支撑剂回流作用。国内也相继开展了一些压裂研究工作，主要是吸收国外技术进行设计施工。国内先后在胜利油田、青海油田、冀东油田等开展了研究工作，主要是采用树脂砂或者尾追纤维网络技术，取得了一定效果。我们主要研究方向是高砂比压裂工艺（端部脱砂工艺）+尾追树脂陶粒+复合纤维网络技术，通过多种技术复合，实现纤维网络在裂缝中多层网络结构，树脂陶粒封口技术，以及端部脱砂技术实现将地层径向流动改变成线性流动，最终实现防砂固砂目的。这项工艺我们在2006年已经在冀东油田应用了3口井取得了较好效果，在前期应用基础上2007年上半年我们将纤维注入方式进行了改变，加工了纤维加入设备和配套工艺技术。2、控水压裂技术目前国内外先后开展了控水压裂方面探索性研究工作，主要是应用于重复压裂井。国外主要是在压裂初期注入暂堵剂在地层人为形成阻力，使人工裂缝实现转向，能够延伸到剩余油分布区，达到增产目的，对于高含水（含水80以上）重复井采用永久堵剂堵死老人工裂缝，然后压裂形成新的人工裂缝。目前国外NSI公司已经拥有了永久堵剂和暂堵剂，在现场进行了应用，取得了不错成果。国内主要是延长油矿、中原、大庆等应用于重复压裂，也是通过加入暂堵剂在地层中使人工裂缝转向，延伸到剩余油分布区。大庆在国内首先试验了国外的永久堵剂堵死老裂缝，通过再次压裂造新裂缝。我们控水压裂技术不只是局限于老井重复压裂，而且将其拓展到中高含水层但是有产能潜力层的压裂，目前华北油田已经是中后期开发，有压裂条件的低含水井层已经不多了，因此压裂选井选层十分困难，为了保证油田稳产，压裂又是十分必要的进攻型手段。因此我们大胆拓展思路，将压裂与控水这两个矛盾体结合起来，研究出选择性堵水剂，能够在地层中堵塞出水孔隙，改变压裂裂缝方向，避开注水通道，达到控水增油目的。现在我们已经优选出油溶水不溶性选择性堵水剂，进行了加入方式和方法研究，截至目前已经在留70-160、强26-3、留416-15累计3口井进行了应用，压裂后增油控水效果明显，目前已经设计等待施工还有2井次。从现场应用和压裂后效果看达到了我们预期设想。二、总体研究方案根据调研资料，确定在压裂酸化工程与油藏工程相结合的基础上，根据国内东部各油田中高含水井的实际条件，研究出有针对性的堵水、控水、防砂一体化配套工艺技术。主要研究内容：（1）、优质低伤害压裂液体系研究；（2）、支撑剂和地层砂粒回流控制技术，包括树脂陶粒选择、纤维网络品优选和加入工艺等；（3）、控水压裂的选择性堵水剂优选以及加入工艺；（4）、压裂防砂的理论研究，主要是树脂陶粒纤维网络品复合防砂理论；（5）、控水压裂的理论研究，主要是堵水方式以及裂缝转向理论和软件研究；（6）、数值模拟防砂和控水压裂研究。三、堵水压裂液配方的优选1、稠化剂的优选稠化剂是压裂液的主要组分。稠化剂性能主要以其增稠能力、交联能力和水不溶物多少来表征。对目前常用的几种稠化剂的基本性能进行了对比试验，结果见表1所示。表1 稠化剂基本性能表稠化剂名称水不溶物(%)粘度（mPa.s）交联性能备注田箐胶18.681能挑挂改性田箐胶7.278能挑挂香豆胶9.387能挑挂苦苈胶8.9135能挑挂瓜胶原粉16.6123能挑挂改性瓜胶7.293能挑挂低伤害瓜胶2.899能挑挂为达到最佳效果，根据压裂施工井层的渗透率，优选改性瓜胶（一级）或低伤害瓜胶为压裂液稠化剂。稠化剂的浓度与冻胶的性能有很大的关系。浓度小，达不到所需粘度，影响压裂液的携砂和造缝能力。浓度过大，粘度过高，在目前施工条件下，造成压裂车上水困难，达不到所需排量，也影响正常施工，而且成本高，造成浪费。必须选用适当的浓度，达到施工要求。用RV3压裂液流变试验仪，在30条件下，对不同浓度的低伤害瓜胶溶胶液的粘度与流变参数进行了测定，数据见表2。表2 30不同浓度稠化剂与粘度的关系浓度（%）0.250.300.350.400.450.50.550.60.7稠化剂粘度（mPas）改性瓜胶1824304254667593117低伤害瓜胶1926334557697899129试验表明：稠化剂的浓度越高，压裂液的耐温性能越好。因此，所选稠化剂的浓度应由井深和地层温度来确定。对于2000m的井，一般选用0.25%0.4%稠化剂；20003000m，一般选用0.4%0.5%稠化剂；30004000m，一般选用0.5%0.7%稠化剂。既能保证冻胶性能，又有利于施工。2、交联剂的优选交联剂能将稠化剂分子彼此连接起来，形成网状结构，将水包在里面，形成粘弹性很高的冻胶。提高压裂液的造缝与携砂能力。能使瓜胶溶胶液交联的物质有硼砂、硼酸、有机硼、有机钛或有机锆。由有机硼使用方便、无毒、对地层和支撑裂缝伤害小，因而得到了广泛应用。表3 不同有机硼交联剂的用量与交联性能有机硼种类厂家用量（%）交联性能适应温度（）LHJ华油天成0.25150秒形成光滑可挑挂冻胶，粘弹性好。110CH-9长城博大0.25150秒形成光滑可挑挂冻胶，粘弹性好。110JC-15山东金佰利0.12120秒形成光滑可挑挂冻胶，粘弹性好。110备注：配方=0.5%HPG+0.05%JA-1+0.05% NaOH+有机硼交联剂根据压裂施工井层的温度，对交联剂和破胶剂的种类与用量进行了优选选，高温（110）储层选用高温有机硼交联剂LHJ或CH-9，用量0.25%0.4%；中低温（110）储层选浓缩有机硼交联剂JC-15，用量0.1%0.15%。选用过硫酸铵与胶囊破胶剂为压裂液的破胶剂，优选出了压裂液在不同温度不同时间内破胶所需破胶剂的用量，施工是按锥型加入交联剂（大小）与破胶剂（小大）。3、进行了破胶剂的优选破胶剂对压裂液的性能影响非常大。用量低时，压裂液破胶不彻底，对地层与支撑裂缝伤害大；用量高时，施工过程中压裂液破胶降解过快，会出现砂堵，使施工失败。因此，破胶剂用量的选择十分重要。经过大量的破胶试验，优选出了压裂液在不同温度下、不同时间内破胶所需破胶剂的用量。施工时，根据施工时间与裂缝中压裂液温度剖面，按锥形（小大）追加破胶剂，使压裂液的破胶时间与施工时间相一致，既能保证压裂液的造缝与携砂能力，又能使压裂液在施工结束后快速破胶、水化返排，减少压裂液对地层的伤害。表4 压裂液破胶时间、温度与破胶剂用量表时间(h)0.51.01.52.03.0温度()破胶剂(%)151.00.80.650.50.4200.60.50.40.30.25250.40.30.20.150.12300.250.200.170.120.08350.200.150.120.080.06400.150.10.070.060.05450.120.080.060.050.04500.100.070.060.0450.035550.080.060.0550.040.03650.060.050.0450.0350.025750.050.040.030.0250.02850.030.020.0150.0120.01950.020.0150.0120.010.008备 注55时，在配方中加入0.2%W-3低温活化剂4、破乳、助排剂的优选助排剂是通过降低处理液表面张力和油水界面张力，降低处理液在地层流动中的毛管阻力；破乳剂防止压裂液与地层原油形成乳状液，减少乳堵，促使注入液体加快排液速度，减少地层伤害，提高压裂效果。对于低渗透油层应着重考虑降低其表面张力与破乳。如表5所示，D-50与AM-C021具有较低的表面张力和界面张力，PZ-7具有良好的防乳、破乳效果，同时还具备了与压裂液各添加剂相配伍的特点。 表5 几种0.2%表面活性剂表（界）面张力与破乳率比较表名 称ZA-5OPPZ-7FCDAM-C021D-50FAS表面张力(mN/m)26.831.328.526.923.625.235.8界面张力(mN/m)1.62.60.61.70.60.52.3破乳率（%）62.096.010048.06068.0965、粘土稳定剂的选择地层岩石中都含有一定量的粘土，与水发生膨胀、分散、迁移，堵塞出油孔隙，降低油层渗透率。因此，粘土稳定剂的选择十分必要。用不同配方的防膨剂水溶液，对膨润土进行了防膨实验。实验数据见表6。表6 不同浓度KCL与AS-100复配对膨润土的防膨试验数据KCL (%)00.51.01.52.0AS-100(%)冲洗次数土柱体积（ml）0初始9622191514冲洗一次9627242119冲洗二次9632292725冲洗三次9637353332上面液体浑浊，液面不清。1.0初始2314121110冲洗一次2414.512.512.011.5冲洗二次24.515.013.012.512.0冲洗三次2515.013.012.512.0上面液体清澈，液面清澈。由表6验数据可知，KCL对膨润土的防膨初始防膨效果很好，1.0%KCL对膨润土的防膨初始防膨效果达80.2%（但上面液体浑浊，液面不清）。其主要缺点是不耐水冲洗，永久防膨稳定能力较差。如1.0%KCL经清水三次冲洗后，对膨润土的防膨防膨效果下降到63.5%。当KCL与1.0% AS-100的复配后，对膨润土的防膨效果明显好于单独使用KCL时的防膨效果，而且具备了一定的永久防膨稳定能力。如1.0%KCL+1.0% AS-100对膨润土的防膨初始防膨效果高达87.5%（上面液体清澈，液面清澈），经清水三次冲洗后，防膨效果仍达86.5%。 通过试验研究，根据地层岩石中的粘土含量，确定出粘土防膨剂类型及浓度，见表7。表7 粘土含量与粘土防膨剂对应表粘土含量（%）冻胶中防膨剂（%）前垫液中防膨剂（%）151.0KCl+1.0长效防膨剂1.0KCl+2.0长效防膨剂6、杀菌剂的优选植物胶压裂液在配制、放置过程中，很容易受微生物的腐蚀而变质，使用传统的杀菌剂（甲醛）对压裂液的防腐效果很差。为此，我们研制出了对植物胶压裂液杀菌防腐效果好，与压裂液配伍性能好的杀菌防腐剂JA-1，较好地解决了现场压裂液的霉腐变质问题。表8 杀菌剂对瓜胶溶胶液的防腐试验数据胶 型0.5%羟丙基瓜胶0.4%苦苈胶杀菌剂（%）0.5甲醛0.05JA-11.0甲醛0.1JA-10.5甲醛0.05JA-11.0甲醛0.1JA-1时间粘度（mm2/s）初始64646464727272721天25623963296943702天14593261166634683天756245986227664天552155755717655天47955528636天42752465617天365494158备注：胶液中含5%脏水(压裂液霉腐变质的臭水)由表8中试验数据可知：JA-1不仅用量低，而且对压裂液的防腐效果好。当用量为0.05%时，压裂液放置2天粘度下降10% ；当用量为0.1%时，压裂液放置2天粘度下降5%。JA-1用量为甲醛的十分之一时，压裂液粘度下降率为用甲醛作防腐剂时的十分之一。因此，JA-1对压裂液的防腐效果相当于甲醛的100倍。7、压裂液体系配方的确定与流变性能测定通过试验，筛选出了性能较好的压裂液的各种添加剂。根据地层温度和粘土含量，确定出适合不同地层压裂的压裂液配方，并对其流变性能进行了测定。见表9、表10。表9 在不同温度下、170s-1剪切速率下低伤害瓜胶压裂液的流变性能时间(min)5102030405060KPasnn温度（）粘度(mpas)201361151091039689631.260.430.25%JK+0.1%W-3+0.05%APS+0.12%JC-15+其它251291121081019886621.130.420.25%JK+0.1%W-3+0.04%APS+0.12%JC-15+其它301211201121059988651.100.430.3%JK+0.1%W-3+0.025%APS+0.12%JC-15+其它401481461361209673681.160.420.3%JK+0.1%W-3+0.01%APS+0.12%JC-15+其它501701581401209888751.180.410.3%JK+0.1%W-3+0.003%APS+0.12%JC-15+其它551701621431189986771.280.430.3%JK+0.1%W-3+0.0015%APS+0.12%JC-15+其它6019520119916111995751.290.410.35%JK+0.0015%APS+0.12%JC-15+其它702692361531189380691.480.420.4%JK+0.0005%APS+0.12%JC-15+其它803523.620315310589801.310.400.4%JK+0.0003%APS+0.2%JC-15+其它9023617816114810576631.350.430.4%JK+0.07%NaOH+0.0005%APS+0.12%JC-15+其它10021020816513111886691.380.410.4%JK+0.07%NaOH+0.0001%APS+0.2%JC-15+其它8025920617615513698761.450.430.45%JK+0.0002%APS+0.12%JC-15+其它9022919815611910596831.390.420.5%JK+0.07%NaOH+0.001%APS+0.15%JC-15+其它10022722616913511798791.420.410.5%JK+0.07%NaOH+0.0003%APS+0.15%JC-15+其它1103123052932231811181011.420.420.53%JK+0.07%NaOH+0.0001%APS+0.15%JC-15+其它120265239181159128105781.390.430.53%JK+0.07%NaOH+0.0001%APS+0.2%JC-15+其它1202561691321139889811.460.430.53%JK+0.07%NaOH+0.0003%APS+0.35%LHJ+其它13022621314312811596791.530.410.53%JK+0.28%WJ+0.07%NaOH+0.0001%APS+0.4%LHJ其它14021519113311910898821.650.420.6%JK+0.55%WJ+0.14%NaOH+0.4%LHJ+其它1502571431291311371311051.580.420.6%JK+0.55%WJ+0.2%NaOH+0.5%LHJ+其它16025925615314212183621.530.430.6%JK+0.2%LDLSN+0.2%NaOH+0.5%OHZ-210+0.5%甲醛17025319816914612596681.510.410.7%JK+0.2%LDLSN+0.2%NaOH+0.5%YJT+0.5%甲醛备注：其它=0.5%1.0%KCl+01.0%有机粘土稳定剂 +0.2%PZ-7+0.2%D-50+0.055%JA-1，根据地层岩石中的粘土含量确定KCl与有机粘土稳定剂的加量。表10 在不同温度下、170s-1剪切速率下改性压裂液的流变性能时间(min)5102030405060KPasnn温度（）粘度(mpas)201361151091039689630.25%HPG+0.1%W-3+0.05%APS+0.12%JC-15+其它251291121081019886620.25%HPG+0.1%W-3+0.04%APS+0.12%JC-15+其它301161131101089383580.3%HPG+0.1%W-3+0.02%APS+0.12%JC-15+其它401291181151089581620.3%HPG+0.1%W-3+0.01%APS+0.12%JC-15+其它5016516014512098