煤储层水基压裂液用表面活性剂的筛选实验

水力压裂会对煤储层造成水锁伤害,在压裂液中加入表面活性剂是减缓水锁伤害的有效途径。采用1.5% KCl溶液为基液,在其中加入不同浓度的阴离子型表面活性剂AS和非离子型表面活性剂NS,配置出8种压裂液,分别对河东煤田柳林沙曲矿的焦煤样和太原西山屯兰矿的瘦煤样进行静置沉降实验、毛细管压力测试和离心分离实验,最终优选出煤储层水基压裂液用最佳表面活性剂为0.05% AN复配溶液（AS:NS=9:1）,由此构成了表面活性剂压裂液（1.5% KCl+0.05% AN）。研究结果表明,在水基压裂液中加入0.05% AN复配溶液（AS:NS=9:1）,可以大幅度降低压裂液的表面张力,改变压裂液的界面状态,从而增加煤表面的亲水性,降低煤孔隙的毛细管压力,使得压裂液的可排性增强,进而能够有效控制储层的水锁伤害,实现增产。      

焦坪矿区侏罗纪煤层地面煤层气井压裂液优选实验

压裂液与储层的配伍性是影响水力压裂效果的关键因素之一。为了研究适合焦坪矿区侏罗纪煤层地面煤层气井使用的压裂液配方,通过分析储层特征,提出了相适应的压裂液配方,并借助室内模拟实验对压裂液配方进行优选评价。结果表明:活性水压裂液配方中防膨剂优选1.0%氯化钾防膨效果较好;活性水压裂液配方中助排剂优选0.05%氟炭离子表面活性剂或注入乙醇段塞,再注压裂液这两种助排剂效果较好;对于生物酶破胶压裂液配方建议进一步进行现场试验。      

煤层气压裂中压裂液吸附特性研究

在煤层气井压裂过程中,由于煤储层具有割理发育、比表面积大等特性,使煤层吸附压裂液而对煤储层造成严重伤害。使用IR和GC/MS分析仪等,对煤基质吸附压裂液进行了探索性试验研究,将复杂的压裂液体系简化为3类吸附组分,即GC/MS分析结果为代表的有机组分、无机物分析代表的吸附组分、瓜胶及其破胶后的断链有机物组分。通过无烟煤和长焰煤对压裂液的吸附试验及IR分析发现,煤样对有机成分有更强的吸附性能。      

煤层气井压裂液和支撑剂

压裂液和支撑剂是煤层气井压裂增产措施的基本材料。通过实验分析了破胶剂的低温破胶效果，亲模拟研究了压裂液对煤的基质渗透率的伤害情况，形成了一整套适合于煤层气井的压裂液体体系和配方，确定了用石英砂作为煤层压裂的支撑剂。     

不同浓度、pH值SDBS压裂液对页岩储层特性影响研究

在页岩储层压裂过程中,不同浓度、不同pH值的SDBS压裂液体系会直接影响页岩储层稳定性,进而影响造缝性能。通过实验分析了页岩储层在不同浓度、pH值的SDBS压裂液作用下的膨胀抑制性、润湿反转性能。实验结果表明：0.02%SDBS压裂液下页岩储层的膨胀变形最小、膨胀变形速率最慢,即膨胀抑制效果最好;0.03%SDBS压裂液下页岩的润湿性改造最好,接触角为30 °。pH值为8的SDBS压裂液对炭质页岩的膨胀变形和膨胀速率起到了最佳的抑制作用;pH值为9的SDBS压裂液对炭质页岩的润湿反转起到了最好的效果,接触角为31.6°。综合分析认为不同浓度、不同pH值的SDBS压裂液对页岩储层特性影响差异较大,说明在对页岩储层的开发利用中,调整SDBS浓度和pH值对提高页岩气开采效果是可行的。     

保德区块中低阶煤层压裂施工砂堵原因分析及技术对策

针对保德区块中低阶煤储层压裂过程中容易出现砂堵影响储层改造效果的问题,根据研究区块的地质条件,结合水力压裂时裂缝在煤层中的扩展规律,分析了保德区块煤层水力压裂出现砂堵的4类主要原因,分别为煤储层裂隙相对发育造成压裂液滤失量增加、压裂沟通高渗透性的顶底板、煤储层本身有效厚度大滤失量增大及多层合压造缝不充分。在此基础上,提出了相应的技术对策,使用清洁压裂液、适当提高并稳定施工排量及优化压裂施工设计,为现场的水力压裂施工和提高煤储层改造效果提供重要指导。     

白云质泥岩水平井分段压裂工艺应用

中原油田濮城油区部分井层岩性类型以白云质泥岩为主,微裂缝及孔洞发育,但总体上孔渗性较差,经分析认为剩余油潜力较大,决定对水平井濮1-FP1井进行分段压裂改造。通过对储层物性研究、测试压裂分析及压裂软件模拟进行压裂参数优化,确定了适合该井的分段压裂施工参数,优选了压裂液和支撑剂,成功地完成了十段压裂施工,注入总液量2975 m3,加入支撑剂308 m3,压后取得了一定的增产效果。该井多段压裂工艺的成功应用为下一步该区块白云质泥岩储层的压裂改造提供了依据和施工经验。     

煤层气井水力压裂液分析与展望

对目前煤层气常用的压裂液体系进行了分析,对比各自的优缺点及其适用性,并重点分析了泡沫压裂液与清洁压裂液的性能,通过实验室数据与实际应用效果得出,泡沫压裂液体系应优选N₂为其气相;清洁压裂液需要降低合成条件与成本,并研究清洁压裂液内部破胶技术,以减少破胶剂的使用,保护环境。目前煤层气压裂液存在的主要问题有:传统压裂液对地层伤害大,先进的技术难以推广应用,新型压裂液成本高,工艺复杂等;针对存在的问题提出相应的对策:传统压裂液应针对不同敏感性地层条件研制出合适的破胶体系,优化工艺,加强配套工艺技术的研究等。最后指出高效、低伤害、低成本是今后煤层气压裂液的发展方向,开展疏水缔合聚合物-黏弹性表面活性剂清洁压裂液体系、纳米技术的研究,也是今后煤层气压裂、提高煤层气产量的重要手段。      

pH值对适于页岩气储层的SDBS压裂液性能的影响研究

在低渗、低孔隙率页岩气储层压裂改造过程中,压裂液体系的pH值直接影响地层中的造缝、稳缝效果。pH值对阴离子表面活性剂压裂液的粘度、表面张力和页岩膨胀抑制性影响很大。通过改变阴离子表面活性剂的浓度,测定了在不同pH值条件下压裂液体系基本性能的变化。研究表明：SDBS压裂液体系的粘度随着pH值的增加先增大后减小,在pH值=9时达到最大;体系在pH值=5时降低体系表面张力的能力最好;页岩的膨胀量随着pH值的增大逐渐增大,在pH=7时膨胀量最大,且随着pH值的进一步增大,页岩膨胀量先减小后增大,在pH值=9时膨胀量最小;当体系的pH值一定时,SDBS在临界胶束浓度状态能够最大程度抑制页岩的膨胀。从化学微观角度上分析了pH值对SDBS压裂液性能的影响,有利于SDBS压裂液体系配方优化。     

煤系非常规天然气一体化压裂液体系研究与应用

为了解决目前煤系非常规天然气压裂液体系应用灵活性差、性能不可调问题,研究了一体化压裂液体系。以3种一体化稠化剂为研究对象,结合现场黏土稳定剂、助排剂和破胶剂,开展一体化压裂液体系增黏、减阻、悬砂、耐温抗剪切、破胶、添加剂配伍性、防膨和表面张力实验评价,并分析一体化压裂液现场应用效果。结果表明,一体化压裂液体系黏度灵活可调,黏度随一体化稠化剂含量增加而增大,黏度调整区间为3~200 mPa·s,高黏液体悬砂性能优异,体积分数为1.0%的一体化压裂液在60℃、100 S?1剪切条件下黏度大于100 mPa·s;一体化压裂液体系与各类添加剂配伍性良好,易破胶,减阻率、防膨率均大于70%,表面张力小于28 mN/m。其一体化主要体现在功能性和应用性两个方面,功能上集滑溜水、线性胶、交联液压裂液体系于一体,能够满足各类气层压裂改造工艺对造缝、减阻、防膨、携砂、快速返排等性能的要求;应用上在鄂尔多斯盆地东缘现场煤层气、页岩气、致密砂岩气井均取得了成功应用。一体化压裂液推动了非常规气压裂工艺试验,提高了压裂改造效果,对各类气层以及压裂改造工艺具有良好的适应性。      

表面活性剂压裂液的防水锁增产机理实验

以进一步探索表面活性剂压裂液（1.5% KCl+0.05% AN）的防水锁增产机理为目的,采集河东煤田柳林地区沙曲矿的焦煤作为研究对象,通过表面张力和接触角测试、渗透率伤害实验、变压解吸实验,探讨煤储层水锁伤害的控制方法,揭示表面活性剂压裂液防水锁增产作用机理。研究结果表明:表面活性剂压裂液具有极低的表面张力和界面接触角,具备降低煤储层孔喉毛细管压力、增强压裂液可排性的能力,使得其水锁伤害率比活性水压裂液降低约40%,能够有效抑制煤储层的水锁伤害;这种防水锁作用不仅能够提高煤储层束缚水状态下的气相渗透率,实现增透增产,而且还能降低煤层气产出的临界孔径以促进煤层气解吸,实现增解增产。      

压裂液对煤储层伤害实验及应用——以沁水盆地西山区块为例

为分析压裂液对西山区块煤储层的伤害,采用工作液评价实验方法,研究了压裂液基液、黏土稳定剂和表面活性剂对煤储层的影响。研究结果表明,现场所用的活性水压裂液对煤储层损害率最高为37.2%;未过滤的含杂质的河水要比过滤的河水和井水对煤层的伤害大得多;黏土稳定剂KCl的添加量应根据水敏性伤害程度确定,研究区黏土稳定剂合适的添加量应该为2%~4%;为保证压裂液尽快返排,压裂液中需添加表面活性剂,表面活性剂的添加量为0.2%较好,实际应用时可做适度调整,但用量不要超过1.4%。在实际生产中采用该方法对压裂液进行了优化,压裂液优化后的煤层气井的煤层气产气量要比未优化的井日产气量高300~500 m3。      

入井工作液顺序接触煤岩储层损害实验评价

致密煤岩具有高毛管压力和比表面积大等特点,在钻井、完井和增产改造过程中,流体侵入将造成储层损害,显著降低工程技术效果。以往文献仅报道了单项工作液对煤岩储层的损害,忽视了工作液顺序接触煤岩储层损害的叠加效应。以川南煤田古叙矿区上二叠统龙潭组煤样为研究对象,开展了流体之间配伍性实验、钻井完井液与压裂液顺序接触煤样对渗透率损害实验。单项工作液储层损害评价实验结果表明,压裂液对储层的损害最严重,钻井完井液次之;工作液配伍性和顺序接触损害评价实验结果表明,与钻井完井液接触后,瓜胶压裂液损害最严重,离子平衡压裂液次之,活性水压裂液较轻,清洁压裂液最轻。顺序损害实验反映了工程实际过程,为入井流体评价和优选提供理论依据,有利于促进煤层保护和煤层气高效开发。      

氯化钾在煤层气井压裂中的作用

在油田以压裂作为增产措施中,KCl主要作为粘土稳定剂加入压裂液中。通过实验发现,在煤层气井压裂液中加入KCl不仅可作防止煤粉膨胀的稳定剂,还能改变煤基质对水溶液的吸附润湿特性,从而提高返排效率,减少对煤储层的伤害。      

团聚型压裂液对煤粉运移的影响及作用机理

排采过程中,煤粉随着运载流体在支撑裂缝中运移,容易导致裂隙堵塞,造成煤储层渗透率和支撑裂缝导流能力的降低,为探究团聚型压裂液性质对煤粉运移产生的影响及作用机理,选取准南煤田乌鲁木齐河东矿区煤样为研究对象,以蒸馏水、活性水压裂液(1.5%KCl)、团聚型压裂液(1.5%KCl+0.05%AN)为运载流体,通过单相流驱替状态下煤粉产出物理模拟实验,获取驱替流速为100、200、300 mL/min时的煤粉产出量和支撑裂缝导流能力伤害率,结果表明:气体驱替流速为100 mL/min时3种运载流体煤粉累计产出量均呈现线性增长趋势,支撑裂缝的导流能力伤害率变化范围较小(0.6%~8.1%);气体驱替流速为200 mL/min时,随着支撑裂缝中煤粉沉积,运移通道缩小,各运载流体出粉量先达到最大值随后减少,团聚型压裂液裂缝导流能力伤害率较小,其导流能力伤害率累计值分别与蒸馏水和活性水压裂液导流能力伤害率相差分别达到24.4%和3.1%;气体驱替流速为300 mL/min时:煤粉出粉量达到最大值的时间提前,运载流体为团聚型压裂液支撑裂缝导流能力伤害率最小,其导流能力伤害率累计值与蒸馏水和活性水压裂液导流能力伤害率相差分别达到64.8%和14.9%。因此驱替流速较低时,煤粉产出量较少且导流能力伤害率较低。结合静置沉降实验和直剪实验,揭示了团聚型压裂液对煤粉运移的作用机理:煤粉运移过程中团聚型压裂液能够通过表面活性剂的亲水基和亲油基改变溶液与煤粉界面状态,增强煤粉润湿性,使煤粉颗粒在运移过程中聚集沉降;通过增加其液桥力使黏聚力增大,抑制沉降的煤粉发生相对移动,从而减少悬浮煤粉颗粒的数量,有效降低煤粉产出量和支撑裂缝导流能力伤害率,进而减少卡钻、修井的发生概率,实现对煤粉的有效防控。      

沁水盆地南部3号煤压裂曲线特征及施工建议

由于煤岩的非均质性强,储层物性差异大,其压裂施工曲线形态各异。通过对沁水盆地南部3号煤层200多口井的压裂施工曲线分析,总结出前置液阶段分为下降型、下降波动型、稳定型和下降稳定型,携砂液阶段分为下降型、下降稳定型、上升型、稳定型和波动型,测压降阶段分为压力下降较陡型和压力下降较缓型。同时,阐述了每种类型产生的原因。最后给出压裂施工相关建议。