水平井段内多裂缝压裂用暂堵剂评价报告

1企业简介东方宝麟科技发展（北京）有限公司，是国内独资石油专业技术服务公司，主要从事石油技术研发、现场服务与咨询业务，特色业务包括油藏增产措施、水平井建井优化、油气田开发经济评价及开发决策。著名压裂大师MichaelJ.Economides和美国两院院士ChristineA.Ehlig-Economides为公司董事及高级技术顾问，并与美国A&M大学和休斯顿大学是战略合作伙伴关系。公司拥有裂缝性储层缝网压裂技术、非常规气藏（致密气、页岩气）体积压裂技术、低伤害胶塞控制压裂技术、CO2清洁压裂液技术、可降解纤维压裂液技术、超高温清洁压裂液技术、水平井段内多裂缝体积压裂技术、多井同步压裂技术等多项特色技术，公司还承担或参与体积压裂改造技术的理论研究、软件开发、压裂液体系研发、工艺创新等国内前沿先进压裂成套技术的科研工作。目前公司在国内的主要客户有中国石油、中国石化、中海油、延长石油所属的各大油气田。2技术原理裸眼水平井段内多裂缝控制技术是应用专用水溶性暂堵剂在压裂中暂堵前次缝或已加砂缝，从而造出新的裂缝。控制技术的实施方法是在施工过程中实时地向地层中加入控制剂，该剂为粘弹性的固体小颗粒，遵循流体向阻力最小方向流动的原则，控制剂颗粒进入地层中的裂缝或高渗透层，在高渗透带产生滤饼桥堵，可以形成高于裂缝破裂压力的压差值,使后续工作液不能向裂缝和高渗透带进入，从而压裂液进入高应力区或新裂缝层，促使新缝的产生和支撑剂的铺置变化。产生桥堵的控制剂在施工完成后溶于地层水或压裂液，不对地层产生污染。针对不同储层特性、不同封堵控制的作用，经过拟合计算确定不同的有效用量。通过特殊工艺技术,可实现支撑剂均匀分布在裂缝中、控制裂缝延伸有效长度、实现多裂缝的形成、实现裂缝转向等。在一定的用量范围内(相对小剂量),可以使支撑剂均匀分布在裂缝中；在一定的用量范围内(相对中剂量),可以控制裂缝的有效缝长；在一定的用量范围内(相对大剂量),在加砂中或二次加砂前,可以形成多裂缝；在一定的用量范围内(相对大剂量),可以形成新的裂缝,在地应力决定条件下,可以使裂缝方向发生变化。技术特点强度高：具有很高的承压能力；形成滤饼：在地层可以形成滤饼，封堵率高，封堵效果好；可溶性好：在压裂液中可以完全溶解，不造成新的伤害；有利于返排：内含F表面活性剂，有利于助排；方法操作简单：投入方法简单，不会给压裂设备带来新的负担；时间可控：所需的压力和封堵时间，可以通过应用量剂大小、成分组成、颗3粒大小控制。控制剂主要性能承受压差：A型:50MPa（直井用）B型:80MPa（水平井用）该控制剂，在地面高温高压下通过交联反应以及物理法的势能活化得到的颗粒型堵剂，是化学反应与物理势能相互催化的复合体。一次交联是在生产时完成物化反应，形成颗粒，在应用时，颗粒随液体进入炮眼和裂缝后，在压力差下获得势能后继续反应交联，形成高强度的滤饼。从而具备颗粒性的高强度，又具备了交联型堵剂的好封堵率。具备了用量少，形成压差大，压后完全溶解无污染的特点。控制剂的适应范围压裂过程中实时加入裂缝延伸控制剂，可启动新层、改善支撑剂的有效分布、拓展分层压裂的应用领域。施工过程中加入控制剂，通过破裂压力、裂缝延伸压力的变化可实现：纵向上启动新层，改善储层产出剖面；平面上裂缝转向，沟通新的泄油区；控制有效缝长，改善裂缝内支撑剂的有效分布；在水平井段内压裂多条裂缝；在套变井\落物井上实现分层压裂。现场试验应用实例利用该控制剂在苏53区块裸眼水平井成功实现4口井段内多裂缝体积压裂，均取得极好的增产效果。4附录1：多裂缝暂堵剂溶解曲线02040608010000.511.522.533.544.5溶解度（%）时间（h）清水盐水5%碱5%酸压裂液图160℃溶解曲线02040608010000.511.522.533.5溶解度（%）时间（h）清水盐水5%碱5%酸压裂液图280℃溶解曲线502040608010000.511.522.53溶解度（%）时间（h）清水盐水5%碱5%酸压裂液图3100℃溶解曲线02040608010000.20.40.60.811.2溶解度（%）时间（h）清水盐水5%碱5%酸压裂液图4120℃溶解曲线附录2：水平井段内多缝压裂用水溶性暂堵剂强度测试评价报告一、测试目的水平井压裂过程中使用的水溶性暂堵剂在压裂过程中起着关键的作用，它关系着压裂施工的成败，暂堵剂的强度是关键，本测试评价报告主要是通过测试其突破压力来确定暂堵剂的强度，达到评价暂堵剂的目的。二、实验方法试验是采用流动实验仪测定其突破压力，来确定暂堵剂的强度的方法。6三、所用仪器设备和工艺流程1、试验仪器流动实验仪2、工艺流程实验采用的流动试验仪器是目前国内最先进的自动化仪器，数据处理采用先进的计算机软件处理技术。四、试验步骤及结果突破压力试验，是采用通过人造充填岩心的方法，使用岩心流动试验仪来评价的。岩心使用压裂砂充填而成。充填后的岩心基本参数见表1。表1试验岩心基本参数岩心编号岩心长度岩心直径注水压差平均水相渗透率（μm2）015cm2.54cm0.128MPa2.66025cm2.54cm0.135MPa2.21035cm2.54cm0.147MPa1.93045cm2.54cm0.153MPa1.63055cm1.6cm0.137MPa2.03065cm1.6cm0.177MPa1.121、分散态突破压力测试实验分别测试模拟压实后为5cm、1cm、0.5cm、0.7cm厚度的突破压力。样品的使用量采用计算体积的方法使用排开体积来计量的，用温度为80度压裂液浸泡3-5分钟后开始测试。实验使用01、02、03、04号岩心分别测定5cm、1cm、0.5cm、0.7cm厚度的突破压力。实验结果见表2。表2分散态突破压力测试结果岩心编号01020304药品体积（cm3）35.347.073.535.39模拟厚度（cm）510.50.7突破压力（MPa）44Mpa突破23Mpa突破无0.7备注开始注入阶段有液体流出，流出50-60ml以后，完全封堵。基本没有形成封堵，读不出压力。有絮状物流出，没有构成封堵。从以上的实验结果可以看出，模拟压实后滤饼厚度1cm以上，其分散态药剂可以通过二次交联形成封堵滤饼，其突破压力23MPa。模拟压实后滤饼厚度小于1cm，其分散态药剂不能有效形成封堵滤饼，并随着驱替不断溶解而流出。72、预制胶结态突破压力的测试从表2的实验结果可以看出，分散态的药剂由于其本身的颗粒性质在小于1cm的情况下不能够形成有效封堵，因此我们采用溶解后风干的方法，制成厚度为0.9cm和0.5cm厚度的滤饼，并分别使用05、06号岩心进行了突破压力的测试，其结果见下表。岩心编号厚度（cm）突破压力（MPa）备注050.923Mpa突破已经达到平流泵上限。060.512.3突破前只有少量的液体流出。从以上的实验数据可以看出，该药剂一旦形成滤饼后，突破压力就很高，滤饼厚度达到或超过0.9cm就很难突破。五、结论1、暂堵剂在分散态情况下，其压实厚度大于或等于1cm时23MPa不能突破，压实厚度小于0.7cm时不能形成有效封堵，没有突破压力，只是随着液体流出。2、暂堵剂在胶结态情况下，其厚度大于或等于0.9cm时23MPa不能突破，厚度在0.5cm时其突破压力为12.3MPa,突破压力梯度为大于2.175MPa／mm。3如滤饼厚度增加则突破压力提高,本次最高突破压力为44MPa,如要获得高突破压力可以应用增加滤饼厚度的方法。图1：实验工艺流程图电脑平流泵中间容器烧杯165.312g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恒温箱8附录3：水溶性暂堵剂微观性能评测结果1、暂堵剂成胶状态测定室内应用电镜，对人造岩心封堵状况进行观测。从结果可明显看出所有孔隙都被暂堵剂粘附、堵塞，且在放大1500倍时未见有未堵塞孔隙，证明暂堵剂具有良好的封堵能力。图1人造岩芯暂堵剂封堵电镜扫描图片2、承压状态下暂堵剂与壁面粘附性能测定样品环压MPa外力大小N断裂情况强度大小GX-1004.03.4沿缝断裂σg-wσg备注：σg自身抗拉强度，σg-w胶体-壁面间的粘附强度在4MPa的环压条件下，经过30min后，用掉片的方法测得GX-100暂堵剂与裂缝壁面分离的压力为3.4N。3、承压状态下暂堵剂变形伸长能力测定样品原长(mm)压后长度(mm)伸长率（%）GX-10020.734.064.0GX-100暂堵剂最大伸长率为64%，承压伸长性能较好，韧性较好。4、水不溶物测定量取80℃的蒸馏水497.5mL置于混调器中，低速度搅拌，缓缓加入2.5g（精9确到0.001g）暂堵剂。高速搅拌40min，再低速搅拌25min，将获得的溶液倒入烧怀中，然后将烧怀放入60℃的水浴中，盖上表面皿，恒温溶解3h。将溶好的溶液倒入混调器中，低速搅拌15min。准确称取溶液50g（精确至0.001g），放入按5-5恒量的离心管中，在3000r/min的转速下离心30min。用移液管小心吸去上层清液，移液管下入的深度不得超过上层清液的二分之一处。加蒸馏水至50mL，洗涤、搅拌、离心15min，吸去上层清液，再重复洗涤两次，按5-5恒量。暂堵剂水不溶物按下式计算：S=（m2－m3）／0.25（1－W）×100%式中：S为压裂暂堵剂水不溶物含量％m2为水不溶物和离心管总质量gm3为离心管质量g0.25为50g溶液中暂堵剂的质量g在同一实验条件下，做平行实验，测定结果之差不大于0.5%时，取算术平均值作为最终结果（表1）。表1水不溶物测定样品1样品2样品3样品4离心管质量g23.342223.098722.786522.9743试样质量g0.20.20.20.2烘后离心管和试样质量g23.344123.122.788322.9759水不溶物质量g0.00190.00130.00180.0016水不溶物百分率0.95%0.65%0.90%0.80%算术平均值0.83%