国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展
国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展
发布时间：2019-07-30 11:11 来源：特种油气藏
摘要：致密页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井
需要储层改造才能获得比较理想的产量。目前，国外页岩气开发最主要的增产措施是减阻
压裂，即利用减阻...
致密页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井需要储
层改造才能获得比较理想的产量。目前，国外页岩气开发最主要的增产措施是减阻压裂，
即利用减阻水压裂液进行体积改造。减阻水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展起来
的一种新的压裂液体系。在美国、加拿大等国，减阻水压裂液的使用获得了显著的经济效
益并且已经取代了传统的凝胶压裂液而成为最受欢迎的压裂液。近年来，页岩气能源的
开采在中国受到越来越高的重视。作为页岩气体积改造的关键技术，减阻水压裂液在中国
具有广阔的应用前景。
一、减阻水压裂液发展历程
减阻水压裂液是指在清水中加入一定量支撑剂以及极少量的减阻剂、表面活性剂、黏
土稳定剂等添加剂的一种压裂液，又叫做滑溜水压裂液。减阻水最早在1950 年被引进用
于油气藏压裂中，但随着交联聚合物凝胶压裂液的出现很快淡出了人们的视线。在最近的
一二十年间，由于非常规油气藏的开采得到快速发展，减阻水再次被应用到压裂中并得到
发展。1997 年，Mitchell 能源公司首次将减阻水应用在Barnett 页岩气的压裂作业中并取得了很好的效果，此后，减阻水压裂在美国的压裂增产措施中逐渐得到了广泛应用，到2019 年减阻水压裂液的使用量已占美国压裂液使用总量的30%以上(表1) 。
表1 2019年美国油气田各类压裂液用量所占百分比
早期的减阻水中不含支撑剂，产生的裂缝导流能力较差，后来的现场应用及实验表明，添加了支撑剂的减阻水压裂效果明显好于不加支撑剂时的效果，支撑剂能够让裂缝在压裂
液返排后仍保持开启状态。目前在国外页岩气压裂施工中广泛使用的减阻水的成分以水
和支撑剂为主，总含量可达99%以上，其他添加剂(主要包括减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂、阻垢剂和杀菌剂) 的总含量在1%以下，尽管含量较低，这些添加剂却发挥着重要作用(表2) 。
表2 减阻水压裂液中的主要添加剂
二、减阻水压裂液技术研究进展
1、新型减阻水压裂液体系
减阻水流体本身是一种差的支撑剂载体，需要通过提高其泵入速率来减少支撑剂的沉淀。此外，有人通过在减阻水压裂液中加入少量交联剂和线性凝胶来缓解支撑剂的沉降和
铺置问题，高黏度流体尽管能达到这一目标但会显著降低裂缝的复杂度。
为了弥补减阻水体系上述缺点，Bell 等在2019 年首先提出一种新型的减阻水体系概念，该体系兼具减阻水体系和常规凝胶液体系的优点，可以在凝胶破坏前最大限度地运输
经过地面设备和较长水平侧向井段的支撑剂，以创造一个足够复杂的裂缝网络。2019 年，Brannon 等在Bell 等人的研究基础上研制出了一种新的交联聚合体系，通过在地层中可
控的黏度降解，该液体转变为具有较低黏度的减阻水以提供所需复杂度的裂缝网。即这种
液体可以先产生距井眼一定距离的平面裂缝，然后再自发转变为低黏度液体制造复杂裂缝。因而，该体系兼具减阻水和交联凝胶体系的优点，又克服了两者的缺点。此外，他们还通
过裂缝模型证明了该体系在液体性能及裂缝网络延伸控制方面的实用性。在2019 年上半年，该体系在美国的德州、阿肯色州和路易斯安那州的页岩气开采中得到600 多次应用，与常规减阻水及凝胶液体系相比，该体系获得了更好的生产效果。
2、添加剂之间的相互作用
最近几年人们发现，在减阻水的现场施工中减阻剂的减阻效果往往会由于其他添加剂
的加入而大打折扣，于是减阻剂和其他添加剂之间的相互作用开始受到人们关注。
2019 年，C.W.Aften 等人通过研究发现非离子表面活性剂会缩短聚丙烯酰胺乳液减
阻剂在水中的分散时间，使其在更短时间内完全溶解并达到最大黏度，从而提高了其减阻
效果。
同年，Shawn M.Rimassa 等通过实验证明阳离子杀菌剂将对阴离子聚丙烯酰胺减阻剂
的效果产生不利影响，而非离子杀菌剂却对其效果没有任何影响，因此提出以非离子或阳
离子聚丙烯酰胺以及多糖类聚合物作为减阻剂来取代阴离子聚丙烯酰胺。
2019 年Javad Paktina 提出阳离子黏土稳定剂与阴离子聚合物减阻剂的混合将造成
巨大麻烦，在一定的情况下，它们之间会产生交联反应使减阻剂聚合物分子结构变化产生
沉淀，这不仅降低了减阻剂效果，还会导致对地层的伤害。此外，他还认为一般的阴离子
聚合物减阻剂与阳离子聚合物混合都会产生沉淀，所以在设计压裂液体系前应注意添加剂
的问题。
2019年，Carl Aften 研究了杀菌剂对聚合物减阻剂、除氧剂、阻垢剂及表面活性剂
所带来的影响。实验结果表明，一些杀菌剂比如THPS 和季胺盐类的ADBAC 也会伤害减阻
剂的性能，这类化学添加剂会对聚合物的水化机理产生影响，降低增黏效果并导致减阻剂
乳液分散能力的减弱。此外，添加剂之间的相互影响结果不仅受添加剂类型的影响，还受
减阻水中的含盐量及温度等外界环境的影响。
综上可知，减阻水压裂液中用到的任何化学添加剂之间的兼容性应该提前测定，以保
证化学角度的安全性，使压裂改造更加有效并使潜在的地层损害降到最低。
3、破坏剂的优选
减阻剂常用在减阻水压裂作业中，来减少在较高的泵速下因摩擦管线和水或盐水溶液之间的摩擦而产生的巨大的能量损失。目前几乎所有减阻剂均使用高分子量的聚丙烯酰胺乳液，尽管减阻水中的减阻剂浓度非常低，但由于一般的减阻水压裂所需的减阻水体积较大，就会有大量的聚合物注入到地层，且大多数聚丙烯酰胺聚合物较难降解，因而近年来减阻剂对地层及裂缝造成的潜在损害逐渐受到关注。因此，需要找到一种合适的破坏剂来有效地降低聚丙烯酰胺聚合物分子链的尺寸(或分子质量) ，进而减少裂缝及地层伤害。
2019 年P.S.Carman 等对减阻水压裂中聚丙烯酰胺减阻剂的破坏剂进行成功优选。他们对几种传统的氧化型破坏剂进行了筛选，利用截留分子量(MWCO)过滤技术来测量聚合物分子量的降解程度，从而确定聚合物碎片的比例和大小。此外，他们还通过实验确定在减阻剂中加入破坏剂并没有对聚合物的水化性能及减阻效果产生不利影响。结果表明，传统的氧化型破坏剂在温度为180°F 时对聚丙烯酰胺都有一定程度的降解; 在相同温度下，过硫酸钾氧化剂比有机过氧化物和无机过氧化物具有更好的效果; 此外，随着破坏剂浓度的增加，减阻剂完全降解所需时间缩短了。
4、无害化减阻剂的研究
前面提到，尽管聚合物减阻剂一般是在低浓度下泵入地层，但用量较大，所以这些聚合物也将对地层产生伤害。在一些人对聚丙烯酰胺破坏剂进行优选的同时，另一些人对无害化的减阻剂也开始了研究。现有的减阻剂，包括共聚物在内，均为以C —C 为主链的聚合物，其主链很难被打破因而难以降解。 2019 年，H.Sun 和R.F.Stevens 等认为即便使用氧化型破胶剂，这些聚合物还是会对地层造成一定损害。H.Sun 和Benjamin Wood 等提出有2 种方法可以解决高分子减阻剂造成的地层及裂缝伤害问题。
(1)研发更有效的减阻剂，它应含有更高效的聚合物，或者具有更好的水化分散性以
缩短减阻剂水化前的潜伏期，使得其在泵入过程中较早地发挥作用，因为流体从地面到射孔处大概只需3min 。
(2)研发极易降解的减阻剂，使得其在井底条件下便降解，并留下极少残渣。据此，
H.Sun 等人研发了一种新型的易被降解的减阻剂，其主要特点如下：
①以液态传输，使运输和现场作业更方便;
②水化分散较快，能在泵入过程中更早发挥作用;
③与清水、KCl 溶液、高浓度盐水以及返排水配伍性强并能够在剪切作用下保持稳定;
④泵入过程中与破坏剂以及其他处理剂(阻垢剂、杀菌剂、黏土稳定剂、表面活性剂等) 兼容; ⑤更加高效，大大减少了现场聚合物的用量;
清洁压裂液
压裂液: 地层水: 配伍性最好, 但悬砂性能差前提是支撑剂的密度降下来。最小的伤害就在于使用地层水加入添加剂，对支撑剂进行改进，利用纳米技术使得它的密度很水一样，强度还要好，那么在水中就能悬浮，这样就达到无伤害的目的。风险大 水力压裂改造技术主要机理为： 通过高压驱动水流挤入煤中原有的和压裂后出现的裂缝内，扩宽并伸展这些裂缝，进而在煤中产生更多的次生裂缝与裂隙，增加煤层的透气性。且可产生有较高导流能力的通道，有效地连通井筒和储层，以促进排水降压，提高产气速度，这对低渗透煤层中开采煤层气尤为重要. 可消除钻井过程中泥浆液对煤层的伤害，这种地层伤害可急剧降低储层内部的压降速度，使排水过程变得缓慢，影响煤层气的开采。 这种技术在煤层气生产实践中也存在一些问题： ①由于煤层具有很强的吸附能力，吸附压裂液后会引起煤层孔隙的堵塞和基质的膨胀，从而使割理孔隙度及渗透率下降，且这种降低是不可逆的，因此，目前国内外在压裂改造技术中，开始使用大量清水来代替交联压裂液，以预防其伤害，但其造缝效果受到一定的影响； ②由于煤岩易破碎，因此，在压裂施工中，由于压裂液的水力冲蚀作用及与煤岩表面的剪切与磨损作用，煤岩破碎产生大量的煤粉及大小不一的煤屑，不易分散于水或水基溶液，从而极易聚集起来阻塞压裂裂缝的前缘，改变裂缝的方向，在裂缝前缘形成一个阻力屏障。 ③对于构造煤（soft coal），采取压裂的办法行不通，因为受压煤层的透气性会更低. 构造煤主要难点：强度弱、煤岩碎、非均质强、渗透性差 清洁压裂液（ClearFRAC） 清洁压裂液的工作原理：加入的表面活性剂形成的胶束，可以在特定的盐浓度下产生，获得粘度，可以在稀释获得遇见亲油相以后通过减少胶束过流面积以后去除粘度。它一种粘弹性流体压裂液，主要成分包括长链的表面活性剂(VES)、胶束促进剂(SYN)和盐(KCl)，目前国内外广泛使用是第一代VES 压裂液，主要是阳离子型季铵盐表面活性剂，它们是CTAB（十六烷基三甲基溴化铵）、Schlumberger的JB508型表面活性剂和孪生双季铵盐类表面活性剂。VES压裂液
压裂液返排处理
11.2 项目实施方案 11.2.1压裂返排液分析 常规压裂施工所采用的压裂液体系，以水基压裂液为主。压裂施工后所产生的压裂废液主要来源于两个方面：一是施工前后采用活性水洗井作业产生的大量洗井废水；另一个方面就是压裂施工完成后从井筒返排出来的压裂破胶液，返排的压裂废液中含有大量的胍胶、甲醛、石油类及其他各种添加剂，众多添加剂的加入使压裂液具有较高的COD值、高稳定性、高黏度等特点，特别是一些不易净化的亲水性有机添加剂，难以从废水中除去。总的来说，压裂废液具有以下特点： （1）成分复杂。返排液主要成分是胍胶和高分子聚合物等，其次是SRB菌、硫化物、硼酸根、铁离子和钙镁离子等，总铁、硼含量都很高。 （2）处理难度大。悬浮物是常规含油污水处理中最难达标的项目，压裂返排液组分的复杂性及其性质的独特性决定了其处理难度更大。 （3）处理后要求比较高。处理后的液体不仅粘度色度要达标，里面的钙镁离子、铁离子、和硼酸根离子均要去除，否则会影响后续配制压裂液的各项性能。 11.1 国内外研究现状 由于压裂废液具有粘度大、稳定性好、COD高等特点，环保达标处理难度较大。国外对压裂废液的处理主要是回收利用。根据国外报道的技术资料看，他们对压裂废液的处理技术和工艺相对简单，一般采用固液分离、碱化、化学絮凝、氧化、过滤等几个组合步骤，处理后的水用于钻井泥浆、水基压裂液、固井水泥浆等配制用水。这种处理方式不仅降低了处理压裂废液的费用支出，而且还减少了污染物的排放。 国内对早些压裂废液的处理主要采取以下一些方法： （1）废液池储存：将施工作业中产生的压裂废液储存在专门的废液池中，采用自然蒸发的方式干化，最后直接填埋。这种处理方式不仅耗时长，而且填埋的污泥块仍然会渗滤出油、重金属、醛、酚等污染物，存在严重的二次污染。 （2）焚烧：这种方式虽然可以在一定程度上控制污染物的排放，但仍然会造成大气污染。 （3）回注：将压裂废液收集，集中进行絮凝、氧化等预处理，然后按照一定比例与采油污水掺混进行再处理，处理后的水质达标后用作回注用水。
国内外无水压裂技术研究现状与发展趋势
常规水力压裂技术已经无法经济有效的开发非常规油气。为了提高压裂效果，得到更大经济效益，同时降低环境影响，国外率先提出了无水压裂（N2、液态CO2、LPG、液氮）的技术理念并实现现场应用，不但解决了水力压裂面临的难题，而且增产效果明显，为非常规油气实现大规模开采提供了一种新的技术支持。 1 无水压裂技术现状 随着非常规油气勘探开发兴起，无水压裂技术也获得了突飞猛进的发展。下面具体介绍目前常用的无水压裂技术。 （1）氮气压裂 氮气压裂技术是利用氮气作为压裂基质，进行压裂造缝，提高储层渗透率，来达到增产目的的技术。压裂过程不含水和固体颗粒，既消除了常规压裂液由于含水带来的水敏、水锁伤害，又杜绝了固体颗粒堵塞孔喉、裂缝的现象。但由于氮气密度低造成携带支撑剂困难，压裂过程无支撑剂的使用，致使在生产一段时间后，已经压开的裂缝由于压力作用会慢慢闭合，进而影响压裂后期效果，经济效益降低。 （2）液态CO2压裂 液态CO2压裂技术是利用液态CO2作为压裂介质注入储层，完成造缝、携砂、顶替等过程。与此同时，地层温度下液态CO2快速气化，混溶于原油中，大大降低原油粘度，增强原油的流动能力；CO2与储层中的水反应生成碳酸，减少粘土矿物膨胀，解除裂缝堵塞；增加储层溶解气驱的能量，最终达到增产的目的。 （3）LPG压裂 LPG压裂是利用液化石油气和易挥发的烃类液体混合而成的压裂液（主要包括HD-5丙烷和丁烷）进行压裂施工；LPG压裂液密度低、粘度低，在极小压差就可快速返排；混溶能力极强，当混合天然气时，会立即蒸发成气体，当混合地层油时，会100%溶于原油中，消除了相对渗透率影响；压裂液的表面张力极低，消除了由于外来液体进入孔隙引起的相圈闭伤害。LPG压裂最重要的进展是通过控制稠化剂的浓度来控制压裂液的粘度（100～1000mPa·s），解决了无水压裂携砂的难题，为无水压裂实现大规模应用提供了进一步技术支持。 （4）液氮压裂 液氮压裂技术是利用液氮（-195.8℃）作为压裂液来对储层进行压裂改造，其辅助裂缝起裂机理主要有以下两点：热冲击力：温度极低的液氮接触储层岩石时会产生热力冲击，在岩石断裂面形成热应力，超过岩石的抗拉强度使岩石断裂面破碎。 2 无水压裂技术发展趋势 无水压裂技术缓解了水资源匮乏的压力，有望成为我国非常规油气资源开发的关键技术。无水压裂技术主要以惰性气体或者碳氢化合物为压裂流体，流体中不含任何水相，基本没有固相残渣，不仅不会对储层造成伤害，还能增强压后返排效率，从而提高压裂效果。无水压裂技术的大规模应用，还应做以下研究： 2.1 储层评价和压裂方法选择 我国非常规储层与国外储层存在很大差异，应在对我国储层精确评价的基础上，结合地层条件和当地条件，选择最合适的无水压裂技术。 2.2 无水压裂机理研究 无水压裂经过现场试验能够获得较好的压裂效果，但是无水压裂机理不是很清晰，应深层次了解无水压裂的压裂机理，对其裂缝形态、裂缝扩展过程清晰了解的基础上，进行参数优化，以期获得最佳的压裂效果，准确地进行无水压裂产能预测，来更好地指导无水压裂技术的选择和应用。 2.3 相关配套设备研发 无水压裂需要更加精密的压裂设备和配套检测设备，比如LPG压裂返回地面的物质，属于典型的有毒混合物，所以需要开发相应的配套检测设备；液氮的温度特别低，需要的压裂设备要有很好的低温适应性；无水压裂的混砂机是专用的，与常规压裂不同等。 参考文献 [1]Narisara Kantanong，Hassan Bahrami，Reza Rezaee，Mofazzal Hossain，Amir Nasiri，Effect of Sand Lens Size and Hydraulic Fractures Orientation on Tight Gas Reservoirs Ultimate Recovery [C].SPE 151037，2012. [2]James C.Abel，Application of Nitrogen Fracturing in the Ohio Shale[C].SPE 10378，1981. 国内外无水压裂技术研究现状与发展趋势 康一平 西安石油大学 陕西 西安 710065 摘要：通过调研国内外资料，分析了国内外常用的几种无水压裂技术：N 2 、液态CO2、LPG以及液氮压裂技术等，总结分析了其优势及存在的问题，指出了无水压裂技术的发展趋势。 关键词：无水压裂 增产原理 现场应用 前景展望 Current situation and perspective of waterless fracturing technology Kang Yiping Xi′an Shiyou University，ShanXi 710075 Abstract：This paper summarizes several kinds of waterless fracturing technology，including N 2 ，liquid CO2，LPG and liquid nitrogen fracturing technology，analyze the advantages and problems，then prospect the developing trend. Keywords：Waterless fracturing；Stimulation principle；Field application；Developing trend 73
煤矿井下水力压裂技术及在围岩控制中的应用
煤矿井下水力压裂技术及在围岩控制中的应用 摘要：煤矿井下水力压裂技术是非常重要的，该技术主要是坚硬顶板弱化和高应力巷道围岩卸压。针对煤矿水力压裂理论，结合国内的真三轴水力压裂试验，对压裂技术进行数据分析和研究。另外，根据水力压裂技术的过程及在围岩控制过程中的数据探讨和分析。 关键词：煤矿水力压裂技术围岩控制 水力压裂技术一直是煤矿井下的重要施工技术，尤其是在围岩控制方面起到非常重要的作用。根据下面对水力压裂技术的分析以及相关应用的探索，同时涉及水力压裂技术的设备进行着重分析强调，可以让相关人员更能抓住该技术的使用重点。除了围岩压裂的原理、参数，还需要对机具与施工工艺及压裂进行效果检测，还要根据岩体物理力学性质和岩体结构对施工方向和应力范围进行数据分析。 一、水力压裂技术及其理论研究 水力压裂技术是从1950年研发出来的，直到现在，该技术已经逐渐发展和成熟，作为常规低渗油气增透技术，在很多领域深受欢迎，例如非常规油气开采、页岩油气开发、煤层气开发、地应力测量、地热资源开发、核废料处理、CO2封存等领域，具有广泛的工业价值。本文也是针对煤矿井下领域的研究，水力压裂技术的应用效果主要体现在围岩控制和低渗透煤层的增透这两个领域。主要是针对回采工作面坚硬难垮顶板控制、高应力巷道围岩卸压及冲击地压防治。这种技术的实质是在钻孔中注高压水，在坚硬顶板中形成裂缝而弱化顶板，使其能及时垮落。但在试验初期，由于对水力压裂技术缺乏深入的认识，施工机具也存在较大问题，致使该项技术在很长一段时间内没有得到推广应用。 水力压裂技术理论国内外的学者都曾在油气系统地面钻井压裂、煤炭行业中应用过程中进行深入的分析，但在该技术上仍有很大的分歧，在水力压裂效果上不尽如人意。随着我国煤炭技术的发展以及煤炭行业的技术设施的配备，水力压裂技术也得到了大范围推广应用，促进了水力压裂技术理论的进一步研究。 二、水力压裂技术设备及压裂效果分析 下面分析压裂机具与设备，我们以煤炭科学研究总院开采研究分院开发的水力压裂机具为例进行介绍。 2.1横向切槽钻头 横向切槽钻头是根据坚硬顶板岩层特性研发的，这种KZ54型切槽钻头如下图所示。它的钻头外径为54mm，对于单轴压力强度在50～150MPa的范围内均可承受。 图一KZ54型横向切槽钻头 2.2跨式膨胀型封孔器 这种封孔器主要是由封孔器头、胶筒、中心管、封孔器连杆组成。它的胶筒是以水为膨胀介质，后用钢丝进行加固的橡胶材料制成。如果是针对不同的压裂段，这种封孔器可以持续进行高压地分段压。 2.3 高压注水泵。 高压注水泵的压力与流量应能保证钻孔被压裂，而且裂缝能扩展一定的距离（一般为20～50m）。选择最大泵压 60MPa 以上，流量80L/min 左右的注水泵，
国内水力压裂技术现状
280 水力压裂技术又称水力裂解技术，是开采页岩气时普遍采用的方法，先多用于石油开采和天然气开采之中，其原理时利用水压将岩石层压裂，从而形成人工裂缝，然后让裂缝延伸到储油层或者储气层，从而提高油气层中流体流动能力，然后通过配套技术使石油天然气在采油井中流动，从而被开采出来。这项技术具有非常广泛的应用前景，可以有效的促进油气井增产。 1?水力压裂技术的出现和发展 水力压裂技术是1947年在美国堪萨斯州实验成功的一项技术，其大规模利用是出现在1998年，在美国开采页岩气的时候，作为一项新的技术使用，而这项技术的运用，使美国美国页岩气开发的进程和效率大大加快。 水力压裂技术在中国的研究和开发开始于二十世纪五十年代，而大庆油田于1973年开始大规模使用这项技术，迄今已有30年历史。而随着时代的发展，中国的压裂技术已经有了长足进步，已经非常接近国际先进水平。而在技术方面，由于不断引进和开发相关的裂缝模拟软件等，通过多次的实验研究，在很大程度上实现了裂缝的仿真模拟。而相应的技术也使用在了低渗透油气田的改造工作中，并且在中高渗透性油田也有广泛应用。这项技术在低渗透油田的应用技术已经非常接近国际水平，相比较差距非常小。 2?水力压裂技术的发展现状 随着时代的发展，水力压裂技术也随之不断发展，逐渐成为一项成熟的开采技术。而这项技术具有一定的进步性，主要表现在以下方面： （1）从单井到整体的优化。最开始的时候，由于受技术限制，水力压裂技术只能针对一口井来使用，难以考虑到整体的效益。而随着技术的逐渐成熟，这项技术可以广泛的运用到整个油藏之中，可以对整个油藏进行优化设计，实现油藏的有效合理开发。 （2）在低渗透油藏的开发运用。由于受各种因素的影响，低渗透油藏大都难以有效的开发利用，虽然在各项新技术的使用下得到了一定得好转，但是低渗透油藏的开发依旧是举步维艰。而水力压裂技术的日益成熟，很大程度上改善了这一状况。通过综合考虑水利裂缝的位置和导油能力，使用水力压裂技术使油藏的流体流动能力进一步增强，从而实现低渗透油藏的最大程度的开采利用。 （3）水力裂缝的模型逐渐从二维转变为拟三维。水力裂缝的拟三维模型可以适用于各种不同的地层，可以非常真实的模拟水力压裂的过程，可以更好的更为直观的预测和观测水力压裂的使用进度，更好的对水力压裂过程进行控制，不但提高了效率，还可以在很大程度上节约成本。 （4）水力压裂规模扩大。随着技术的成熟和配套设施的完善，水力压裂的作业规模也随之变大，从最初的几立方米到现在几十甚至上百立方米，在很大程度上提高了效率，也提高了低渗透油藏的采油率，实现了油藏的有效利用，因而成为开采作业中非常重要的技术之一。 3?水力压裂技术的发展方向和前景 水力压裂技术具有广阔的发展前景，因为随着石油资源的逐年开采，低渗透油藏广泛出现，水力压裂技术之外的技术虽然可以一定程度上改善低渗透油藏难以开采的现状，但是随着时代的发展，水力压裂技术逐渐广泛使用在低渗透油藏之中，使低渗透油藏的开采效率大大增加。 （1）在低渗透油藏重复压裂促进采油率。主要的发展研究方向主要是加强对油藏状况的研究，建立科学的压裂模型，还要做到实时监测水力裂缝，对裂缝进度进行模拟和控制，其次利用高排量和大输砂量的泵注设备，进行注入作业，从而实现低渗透油藏的有效开发。 （2）做好拟三维化模型向全三维化模型的转换，全三维化模型可以非常有效的、更为直观的模拟和观测地下裂缝的进度，可以非常有效的控制水力压裂技术的科学使用。还要做好油气藏模拟技术的研发，配合三维化模型，更好的观测和了解油藏状态，从而做出合理的高效的开采计划。 （3）针对传统的水力压裂技术会出现污染地下水的问题，可以在无水压裂液体系做出研究，实现高能气体压裂技术和高速通道压裂技术等新技术的开发和利用，实现提高开采效率和环境保护的双赢。 有水压裂到无水压裂，从直井压裂到水平井分段压裂，从常规的压裂技术到现在的体积改造技术，压裂技术不断进步的同时，为人类带来了丰富的油气资源。而随着油藏开发，大量低渗透油藏的出现，给水力压裂技术的使用带来了广阔的空间，因而水力压裂技术拥有非常好的发展前景。 4?结束语 水力压裂技术是油气开发中所需要的非常重要的配套技术，而水力压裂技术和开采开发之间的结合，很大程度上提高了采油效率，降低了成本，在很大程度上提高了开采水平，使低渗透油藏得以稳定生产。而我国在这一技术上进行了大量投入，从研究人员和设施上，为技术的发展提供了很好的支持。而这一技术的逐步发展，在很大程度上提高了我国油气的开发效率，也很大程度改善了我国的石油供应紧张的现状，为我国的可持续发展做出了重大贡献，而作为油气开发的重要技术，水力压裂技术也会进一步发展，实现更高效率的油气开采。 国内水力压裂技术现状 续震?1，2 卢鹏?1，3? 1.西安石油大学 陕西 西安 710000 2. 延长油田股份有限公司杏子川采油厂 陕西 延安 717400 3.延长油田股份有限公司下寺湾采油厂 陕西 延安 716100 摘要：最早的水力压裂技术出现于1947年，而现代使用的水力压裂技术则是1998年首次使用。这项技术的出现，是油气井增产出现了新的希望，帮助石油开采取得了很好的技术成就和经济效益，从而使这项技术在我国石油开采上广泛应用，并取得了很好的成果。本文针对我国水力压裂技术的现状和发展前景做出研究。 关键词：水力压裂?现状?前景
水力压裂技术新进展
万方数据
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６４江汉石油职工大学学报 ８压裂实时监控技术 实时监控和监测技术，是通过在施工现场实时地测定压裂液、支撑剂和施工参数，模拟水力裂缝几何形状的发展，随时修改施工方案，以获得最优的支撑裂缝和最佳的经济效益。 （１）施工参数监控，包括排量、泵压、砂比等由仪表车直接显示和控制。 （２）压裂质量监测：分别监测混砂车出、人口压裂液（携砂液）的流变性、温度、ｐＨ值等参数，对压裂液流变性，特别是加人各种添加剂后的性能以及携砂能力进行定量分析，常用的仪器为范氏系列粘度计，并在模拟剪切和地层温度条件下模拟整个施工过程。对于延缓硼交联压裂液和延缓释放破胶剂体系，矿场实时监测更为重要。 （３）实时压力分析：根据测定的施工参数和压裂液参数用三维压裂模拟器预测井口或井底压力，并与实际值进行拟合，预测施工压力变化（泵注和闭合期间）和裂缝几何形状。主要用途如下： ①识别井筒附近的摩阻影响（射孔和井筒附近裂缝的弯曲），并能定性判断其主要影响因素，判断井筒附近脱砂的可能性； ②评价压裂设计可信程度：如果施工压力与矿场实时预测压力相吻合，则设计的裂缝几何形状是可信的； ③预测砂堵的可能性； ④确定产生的水力裂缝几何形状Ｉ ⑤提供施工过程的图像和动画信息。 矿场实时分析随着便携式计算机的发展，在矿场上得到了广泛应用，除ＧＲＩ外，其它石油公司也都相继研制和发展了这套系统。在实际应用中．经常与小型压裂测试分析结合应用。 ９ＦＡＳＴＦｒａｃ压裂管柱 贝克石油工具公司新近开发出一种连续油管压裂系统一ＦＡ刚下ｒａｃ压裂管柱，用于对先前未处理到的层位进行选择性的增产措施，从而获得比常规压裂更高效、更经济的压裂效果。应用该技术能一趟管柱实现多层隔离与措施。从而降低了修井作业成本，节省了完并时间。由于该连续油管传送系统能保证高比重压井液不接触生产层，使完井和增产措施均不造成油井伤害，从而快速实现生产优化。ＦＡｓＴＦｒａｃ工具与Ａｕｔｏ—Ｊ系统组成一个整体，Ａｕｔｏ—Ｊ系统的作用是保证连续油管将压裂管柱送入或从井筒中起出。措施时，上部封隔元件和下部封隔元件能隔离一个或多个生产层。一旦第一次措施完毕，系统就复位并重新设置，下入另一个生产层。无论是ＦＡ跚下ｒａｃ封隔器和桥塞系统，还是固定跨式双封隔器系统均能对过去遗漏的小型袋状油气藏实施经济高效的增产措施。 １０新型ＣＫＦＲＡＱ压裂充填系统 贝克石油工具公司新近研制成功新型ＣＫＦＲＡＱ系统，该系统由多个高性能井下工具组件组成，尤其适用于极高流速和高砂比条件下。在应用软件的辅助下，ＣＫＦＲＡＱ系统可以对压裂充填作业（用陶瓷支撑剂）中的泵的排量和容量进行优化，同时还可以将卡泵和套管腐蚀风险降至最低。经过大量模拟和小规模室内实验，该工具被应用于现场。人们还通过小规模室内试验，对工具转向孔的几何形状进行了评估，目的是找出哪种几何形状的转向孔遭遇的腐蚀最轻。此外，还进行了样机试验，以确保尽可能地延长套管的使用寿命。 贝克石油工具公司称，从毁坏性对比试验中可以看出，ＣＫＦＲＡＱ系统的各种性能都胜过其它竞争产品。 今后的发展方向： （１）随着水力压裂施工的要求越来越高，压裂液和支撑剂的性能也需越来越高，因此必须加强高性能压裂液和支撑剂的研究与开发。 （２）开展有效的裂缝检测技术研究。目前压裂后裂缝的检测技术仍然是水力压裂技术的一个薄弱环节，国内外采用的检测方法虽然取得了一定的成效，但还有很大的局限性，还需要进一步的研究。 （３）在中高渗透地层中应用端部脱砂压裂技术，扩大水力压裂技术的应用范围。 （４）发展矿场实时监测和分析技术，提高施工的成功率和有效率。 ［参考文献］ ［１］Ｆ．ＧＵＥＫｕｒｕ等著．冯敬编译，一种适用于低渗透浅层油藏的压裂方法［Ｊ］．特种油气藏，２００４（６）．［２］吴信荣，彭裕生编，压裂液、破胶剂技术及其应用［Ｍ］．北京：石油工业出版社，２００３，９． ［３］马新仿，张士诚．水力压裂技术的发展现状［Ｊ］．河南石油，２００２（１）． ［４］ＰａｕｌＷＫｔｅ，ＪｏｈｎＤ．Ｈａｒｋｒｉｄｅｒ，ＦｒａｃｔｕｒｅＳｔｉｍｕｌａｔｉｏｎＯｐｔｉ删功ｔｉｏｎｉｎａＭａｔｕｒｅＷａｔｅｒｆｌｏｏｄＲｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，《ＪＰｌｒ》，Ｊａｎｕａｒｙ，２００３． ［５］ｓｈｙａｐｏｂｅｒｓｋｙＪ，ｃｈｕｄｎｏｖｓｋｙ．Ａｒｅｖｉｅｗｏｆｒｅｃｅｎｔｄｅｖｅｌ—ｏｐｍｅｎｔｉｎｆｒａｃｔｕｒｅｍｅｃｈａｎｉｃｓ诵ｔｈｐｅｔｒｏｌｅｕｍｅｎｇｉｎｅｅｒ—ｉｎｇａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓ，ＳＰＥ２８０７４。１９９４．（下转第６７页） 万方数据
无水压裂技术研究进展
Journal of Oil and Gas Technology 石油天然气学报, 2018, 40(3), 167-172 Published Online June 2018 in Hans. https://www.sodocs.net/doc/a090031.html,/journal/jogt https://https://www.sodocs.net/doc/a090031.html,/10.12677/jogt.2018.403080 The Advancement of Waterless Fracturing Technology Qi Teng1, Yang Zhang1, Junyan Liu1, Wei Li1, Yiliu Sun2,3 1Research Institute of Petroleum Engineering, Tarim Oilfield Company, PetroChina, Korla Xinjiang 2State Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering, China University of Petroleum, Beijing 3College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing Received: Dec. 28th, 2017; accepted: Jan. 28th, 2018; published: Jun. 15th, 2018 Abstract Shale gas was rich in China and its development was of great significance of energy strategy in China. At present, the technologies in shale development was mainly hydraulic fracturing, which was harmful to the shale reservoirs and in turn affected production after fracturing. Meanwhile, the shale gas reservoirs in China were widely distributed in remote west China where lacked wa-ter. Therefore, the waterless fracturing technology was urgently needed. In this paper, the four waterless fracturing technologies, including high energy gas fracturing, liquefied CO2 fracturing, foam fracturing and liquefied petroleum gas fracturing, were studied. Besides, the advantages, disadvantages, and the application status of the above 4 technologies were compared. By combin-ing the existing waterless fracturing technology with the actual geology and engineering situation, the waterless fracturing technology suitable for shale gas production in China is explored, which speeds up the commercial and efficient exploitation process of shale gas. Keywords Waterless Fracturing, High Energy Gas Fracturing, Liquefied CO2 Fracturing, Foam Fracturing, Liquefied Petroleum Gas Fracturing
压裂液国内外研究现状
1. 压裂液国内外发展概况 压裂技术是我国油气田开发必不可少的重要措施之一，它在增加产量和储量动用方面起到了重要的作用。压裂的目的主要是形成具有一定几何形状的高导流能力裂缝，改善油气通道，从而增加油气产量。而压裂液在压裂中起着非常重要的作用，压裂液体系的性能是关乎整个压裂施工作业成败及压裂效果的关键点之一，性能好的压裂液不但能够保障压裂施工的顺利进行，而且能够保护储层，获得理想的增产效果[1]。压裂液通常是由各种化学添加剂按一定比例配制成具有良好粘弹性的冻胶状物质，主要分为水基压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液、清洁压裂液[2]。 1947年，水力压裂首次在现场成功应用的初期，主要使用以原油、成品油所配成的油基压裂液，原因是水基压裂液会对水敏地层造成损害。五十年代，出现了控制水敏地层损害的方法以后，水基压裂液才被应用在压裂作业中，但油基压裂液仍为主要的压裂液。到六、七十年代，增稠剂瓜胶及其衍生物的出现，使水基压裂液迅速发展并占据主要地位。到了八十年代，由于致密气藏开采和部分低压油井压后返排困难等问题，出现了泡沫压裂液。到九十年代及以后，为了解决常规压裂液在返排过程中由于破胶不彻底对油藏渗透率造成很大伤害的问题，又开发研制了粘弹性表面活性剂压裂液，即清洁压裂液。 1.1 水基压裂液 水基压裂液是以水作溶剂或分散介质，向其中加入稠化剂、添加剂配制而成的，主要采用三种水溶性聚合物作为稠化剂，即植物胶（瓜胶、田菁、香豆、魔芋等）、纤维素衍生物及合成聚合物。这几种高分子聚合物在水中溶胀成溶胶，交联后形成粘度极高的冻胶。具有低摩阻、稳定性好、携砂能力强、低损害、施工简单、货源广、廉价等特点。通常，水基压裂液按加入稠化剂种类大致可分为三种类型: 天然植物胶压裂液、纤维素压裂液以及合成聚合物压裂液。 1.1.1 天然植物胶压裂液 国内外最先研究和应用的是天然植物胶压裂液，因而这类压裂液使用最多，其中瓜胶及其改性产品为典型代表[3]。美国BJ公司开发了一种新型低聚合物浓度的压裂液体系，稠化剂是一种高屈服应力的羧甲基瓜胶，一般使用浓度是0.15-0.30%，可适用底层温度为93-121℃。该压裂液体系具有较高的粘度，良好的携砂能力。目前，国外已经进行了350口井以上的压裂施工，获得了较理想的缝长和较彻底的清洁返排，增产效果好于使用HPG交联冻胶的结果。田菁胶是国内植物胶中大分子结构与瓜胶十分相似的一种，最早于20世纪70年代末由胜利油田开发应用。继田菁胶之后而出现的香豆胶最早由石油勘探开发科学研究院研制成功。用无机硼酸盐交联的香豆胶压裂液常用在30-60℃的地层，用有机硼交联的香豆胶可用于60-120℃的地层。90年代中期开发了一种GCL锆硼复合交联剂使耐受温度达到140℃[4]。从20世纪90年代以来，香豆胶已在大庆、吉林、玉门、塔里木、吐哈等各大油田得到了推广使用[5]。20世纪80年代，四川、华北油田研究并应用了魔芋胶压裂液。 1.1.2 纤维素压裂液 纤维素衍生物主要是纤维素醚，用于石油行业的是高取代度的纤维素醚，它以每年3%-5%的速度增长。其中CMC、HEC和HPMC应用最多，在我国，这三类衍生物的用量曾占10%左右[6]，CMC、HEC冻胶的热稳定性及滤失性能好，可用于140℃下井下施工，其主要问题是摩阻偏高，尚有待进一步改进。由于纤维素衍生物对盐敏感、热稳定性差，增稠能力不大，不如植物胶应用广泛。2010年李永明等[7]配制出了含纤维的超低浓度稠化剂压裂液，其稠化剂浓度为0.2%、BF-2纤维加量为0.7%，该压裂液携砂性能好，残渣量较少，储层损害小，现场应用取得成功，川孝270井用该压裂液对储层改造后获得天然气产量为
暂堵压裂技术服务方案样本
八、技术服务方案 一. 暂堵重复压裂技术原理及特点 暂堵技术简介位于鄂尔多斯盆地陕北地区延长油藏大多数储油层都属于特低渗透、低压、低产油藏, 油层物性特别差, 非均质性很强, 油井自然产能也就相当低了。为了提高采收率, 绝大多数油井都进行过压裂改造, 可是由于各种原因, 油井产量还是下降的特别快, 油井依然处于低产低效的状态。因此, 为了达到进一步提高油井产量的目的, 我们必须做到以下两个方面的工作: 一、针对性的选择有开发前景的油井进行二次或者多次压裂改造, 以至于提高油井的单井产能; 二、由于我们在注水开发过程中, 注入水总是沿着老裂缝方向水窜, 导致大部分进行过压裂改造过的老井含水上升特别快, 水驱波及效率特别低。针对这部分老井, 如果还是采用常规重复压裂方法进行延伸老裂缝, 难以达到提高采收率的目的。为了探索这一部分老井的行之有效的增产改造措施, 我公司借鉴了国内许多其它大油田的暂堵重复压裂的成功的现场试验经验, 近两年来进行了多次油井暂堵压裂改造措施试验。现场施工结果表明: 在压裂施工前先挤入暂堵剂后, 人工裂缝压力再次上升的现象很明显, 部分老油井经过暂堵施工后, 其加沙压力大幅度上升, 暂堵重复压裂后, 产油量大幅度上升。为了确保有效的封堵老裂缝压开新裂缝, 并保持裂缝有较高的导流能力, 达到有较长时间的稳产期。该技术成果的成功研究与应用, 不但能够提高油井的单井 产量, 而且能够提高整个区块的开采力度, 从而为保持油田的增产稳产提供保障, 可取得可观的经济效益和社会效益。
堵老裂缝压新裂缝重复压裂技术, 即研究一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝, 当堵剂泵入井内后有选择性的进入并封堵原有裂缝, 但不能渗入地层孔隙而堵塞岩石孔隙, 同时在井筒周围能够有效地封堵射孔孔眼; 然后采用定向射孔技术重新射孔, 以保证重复压裂时使裂缝转向, 也即形成新的裂缝; 从而采出最小主应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的油气, 实现控水增油。 水力压裂是低渗透油气藏改造的主要技术之一, 但经过水力压裂后的油气井, 在生产一段时间后, 会由于诸多原因导致压裂失效。另外, 还有些压裂作业实施后对产层造成污染, 也会使压裂打不到预期效果。对这类油气井, 想要增加产能, 多数必须采取重复压裂进行改造。 暂堵压裂技术主要用来解决油层中油水关系复杂、微裂缝十分发育的层位。注水油田经过一段时间的开采后, 大多数低渗透油层已处于高含水状态, 老裂缝控制的原油已接近全部采出, 裂缝成了主要出水通道, 但某些井在现有开采条件下尚控制有一定的剩余可采储量, 为了控水增油, 充分发挥油井的生产潜能, 我们采用暂堵重复压裂技术, 其实质是采用一种封堵剂有选择性地进入并有效封堵原有压裂裂缝和射孔孔眼, 再在新孔眼中进行压裂开新缝; 或部分封堵老裂缝, 在老裂缝封面再开新裂缝, 从而提供新的油流通道, 以保障重复压裂时使裂缝改向, 形成新的裂缝, 从而采出最小应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的原油, 实现控水增油。 暂堵重复压裂技术就是重新构建泄油裂缝体系, 为提高油井的产量提供了一种技术手段, 最终的采油效果与所构建的新裂缝体系方向, 裂
页岩气开采中的水力压裂与无水压裂技术_孙张涛
页岩气开采中的水力压裂与无水压裂技术 孙张涛 吴西顺 （中国地质图书馆，北京 1000813） 摘 要：随着“十二五”规划的发布，页岩气的大规模勘探开发在我国被提上议事日程。对于我国目前的页岩气勘探开发而言，技术配套和攻关是首要任务，还需处理好相关的环境问题。然而，页岩气开采中常用的水力压裂技术始终面临着两大难题：水资源的大量消耗和压裂导致的相关污染等。因此，出于环保和节约水资源的考虑，国外许多公司都加大了对氮气泡沫压裂、CO 2 压裂和液化油气压裂等无水压裂技术的研发投入。无水压裂技术不仅可以解决缺水难题，还能减少页岩气开发对环境造成的污染，可谓一举两得。目前我国尚未完全掌握相关核心技术，水资源又相对缺乏，基于这样的现实考虑，无水压裂技术或许能够解决我国页岩气开发中的水资源难题。 关键词：页岩气开采 水力压裂 无水压裂 压裂技术 基金项目：本文受中国地质调查“国外地质文献资料集成服务与分析研究”项目资助（项目编号：1212011220914）。 收稿日期：2014-05-12 第一作者简介： 孙张涛（1981-），女，助理研究员，主要从事地学文献情报研究。 1引言 我国“十二五”规划明确提出了“推进页岩气等 非常规油气资源的开发利用”，随后《页岩气发展规 划（2011～2015）》（以下简称《规划》）也应运而生， 该《规划》明确要求“加大页岩气勘探开发技术科技 攻关，掌握适用于我国页岩气开发的增产改造核心技 术”。虽然水力压裂技术是现阶段开采页岩气的主流 技术，但由于存在诸多尚未突破的“瓶颈”，已成为欧 美国家页岩气辩论中最具争议性的一个话题。随着人 们对水资源和环境问题的重视，许多国外公司纷纷探 索水力压裂的替代技术。我国“十八大”报告强调要 “全面促进资源节约”以及“加强水源地保护和用水 总量管理”，《规划》中也提出要“减少用水量”以及要 “加强环保监测实现压裂液无污染排放”，在水资源 匮乏、生态环境脆弱的中国，若要大规模开采页岩气， 必须考虑并规避水力压裂可能带来的风险，因此，技术 突破和攻关在现阶段显得尤为重要。 2水力压裂技术 2.1 水力压裂原理 水力压裂是通过高压将数百万加仑的压裂液泵入 油井或气井中，冲破页岩层生成岩层裂隙以实现油气 增产的一项技术，如果注入的压裂液能保证足够的压 力维持荷载，裂隙可以延伸数百米。压裂液中大约99% 为水，其他主要是化学添加剂和支撑剂（如砂粒或陶 粒），以防止压裂裂隙闭合。添加到压裂液中的化学品 包括摩擦减速剂、表面活性剂、胶凝剂、规模抑制剂、 酸性试剂、腐蚀抑制剂、抗菌剂、黏土稳定剂等。表1[1] 为水力压裂过程中可能使用的某种或多种压裂液的组 成和用途。 1947年，在美国堪萨斯州首次应用了水力压裂技 术，但该技术被迅速推广则得益于近年来页岩气在 全球的兴起。2008年，在世界范围内打了5万多口水 力压裂井，据估计，如今一半以上的钻井都要进行压裂 作业[2]。
国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展
国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展 发布时间：2019-07-30 11:11 来源：特种油气藏 摘要：致密页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井 需要储层改造才能获得比较理想的产量。目前，国外页岩气开发最主要的增产措施是减阻 压裂，即利用减阻... 致密页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井需要储 层改造才能获得比较理想的产量。目前，国外页岩气开发最主要的增产措施是减阻压裂， 即利用减阻水压裂液进行体积改造。减阻水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展起来 的一种新的压裂液体系。在美国、加拿大等国，减阻水压裂液的使用获得了显著的经济效 益并且已经取代了传统的凝胶压裂液而成为最受欢迎的压裂液。近年来，页岩气能源的 开采在中国受到越来越高的重视。作为页岩气体积改造的关键技术，减阻水压裂液在中国 具有广阔的应用前景。 一、减阻水压裂液发展历程 减阻水压裂液是指在清水中加入一定量支撑剂以及极少量的减阻剂、表面活性剂、黏 土稳定剂等添加剂的一种压裂液，又叫做滑溜水压裂液。减阻水最早在1950 年被引进用 于油气藏压裂中，但随着交联聚合物凝胶压裂液的出现很快淡出了人们的视线。在最近的 一二十年间，由于非常规油气藏的开采得到快速发展，减阻水再次被应用到压裂中并得到 发展。1997 年，Mitchell 能源公司首次将减阻水应用在Barnett 页岩气的压裂作业中并取得了很好的效果，此后，减阻水压裂在美国的压裂增产措施中逐渐得到了广泛应用，到2019 年减阻水压裂液的使用量已占美国压裂液使用总量的30%以上(表1) 。 表1 2019年美国油气田各类压裂液用量所占百分比 早期的减阻水中不含支撑剂，产生的裂缝导流能力较差，后来的现场应用及实验表明，添加了支撑剂的减阻水压裂效果明显好于不加支撑剂时的效果，支撑剂能够让裂缝在压裂 液返排后仍保持开启状态。目前在国外页岩气压裂施工中广泛使用的减阻水的成分以水 和支撑剂为主，总含量可达99%以上，其他添加剂(主要包括减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂、阻垢剂和杀菌剂) 的总含量在1%以下，尽管含量较低，这些添加剂却发挥着重要作用(表2) 。 表2 减阻水压裂液中的主要添加剂 二、减阻水压裂液技术研究进展 1、新型减阻水压裂液体系
SYT51071995水基压裂液性能评价方法
SY 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY／T 5107 -1995水基压裂液性能评价方法 1995-12-25发布1996-06-30实施 中国石油天然气总公司发布
前言 根据压裂液技术研究的发展、先进技术的引进、仪器设备的更新以及原标准实施过程中存在的—些问题，本标准对SY 5107—86《水基压裂液性能评价推荐作法》进行了修订。 本标准保留了原标准中多年实践证明适合我国压裂液性能测定方法的主要内容。但随着我国压裂液技术研究发展，压裂液性能不断的提高和改善，为了更全面地测定压裂液性能，增加了用表面张力仪测定破胶液表面张力和界面张力的测定方法、压裂液交联时间测定方法、降阻率的现场测定方法；由于试验仪器设备的更新，增加了RV20粘度计测定压裂液流变性的方法。压裂液对岩心基质渗透率损害机理的研究表明，压裂液滤液侵入，滤液在地层孔隙、喉道中发生物理化学变化，是造成压裂地层基质渗透率损害的主要原因。因此，修订了压裂液对基质渗透率损害的测定方法，删去了原标准中粉剂含水、水不溶物测定方法，还删去RV。测流变性及管路摩阻测定方法和附录中部分内容，对有的章、条内容作了补充完善和调整。本标准与原标准相比章、条内容有变动。 本标准从生效之日起，同时代替SY 5107—86。 本标准的附录A是标准的附录； 本标准的附录B、附录C、附录D都是提示的附录。 本标准由油田化学专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：石油勘探开发科学研究院采油工程研究所、石油勘探开发科学研究院廊坊分院压裂酸化中心。 本标准主要起草人官长质何秉兰卢拥军崔明月
目次 前言 l 范围 (1) 2 引用标 (1) 3 定义 (1) 4 仪器设备及试剂 (1) 5 压裂液试样制 (2) 6 压裂液性能测定方法 (2) 附录A(标准的附录) 压裂液性能测定结果表格式 (10) 附&B(提示的附录) 旋转粘度计与管道或裂缝中K，n，值换算………………………………1l 附录C(提示的附录) 旋转粘度计测定说明 附录D(提示的附录) 岩心渗透率损害率测定说明 (13)
水基压裂液现场配制及质量要求
Q/YCSY 1002-2010 I
水基压裂液现场配制及质量要求 1 范围 本标准规定了现场水基压裂液所用清水的标准、配制方法和应达到的质量标准。 本标准适用于水基压裂液的现场配制。 2 规范性引用标准 SY/T 5107-2005水基压裂液性能评价方法 SY/T 6376-2008压裂液通用技术条件 SY/T 5764-2OO7压裂用植物胶通用技术要求 3 现场配液罐 3.1 配液罐上要有明显的标记（注明液体类型、数量）。 3.2 配液罐内外要清洁干净。 3.3 配液罐要根据标记配液，不能混用。 3.4 配液罐的摆放要前低后高，有利于清洗和排出液体。 3.5 施工后要立即用清水洗配液罐至进出口水质一致。 4 配液用水 4.1 配液用水要清洁、无污物、无异味的清水，机械杂质≤0.2%，PH=7±0.5。 4.2 配液用水要达到施工设计对水质要求。 5 压裂液基液配制 5.1 基液配制必须按设计要求进行，依次按质按量均匀加入所需添加剂，绝不允许有结块或鱼眼发生。 5.2 基液配制完后按不低于500L/min的排量循环到罐内液体均匀为止。 5.3 四点取样（罐前、后，液体上部和下部），测粘度、PH值、作交联比，并作好记录。 6 交联剂配制 6.1 按设计要求的品种、数量加入添加剂。 6.2 按设计要求循环均匀。 7 破胶机的加入 7.1 按设计要求的质量、数量加入（两种方法加入）。 7.2 破胶剂的原料（过硫酸铵）应呈粉状，不结块。 7.3 配制好后放置不应超过24小时。 8 压裂液基液质量 8.1 基液质量按SY/T 5764-2007、SY/T 6376-2008执行。 8.2 液体配好后取样监测性能并填写记录，按SY/T 5107-2005执行。