为了提升苏里格气田支撑剂铺置效果,防止出砂和支撑剂回流,对纤维进行了表面改性处理,优化了纤维尺寸、加量,对纤维降解性、分散性、岩心伤害、悬砂性能、压裂液体系耐温耐剪切性能、破胶等性能进行了评价.结果表明,纤维直径为10μm、长度为12 mm,加量为0.15％,在压裂液中分散良好,120 h可降解80％以上,降解后纤维溶液伤害率小于5％,纤维压裂液增黏性能优异,在剪切速率170s-1、110℃下剪切120min后黏度保持在120mPa·s以上.纤维通过桥接作用形成网状结构,将支撑剂束缚于其中,降低支撑剂沉降速度,现场试验未发生出砂和支撑剂回流现象,压后无阻流量为108.61×104m3/d,现场压裂效果良好.

随着勘探开发技术的不断发展,页岩油不断取得重大突破,以压裂为主要改造措施的开发技术成为页岩油领域研究的热点.苏北盆地泥页岩发育良好,开发潜力巨大,通过对苏北盆地页岩油储层特征分析,按照"主攻甜点,肥瘦兼顾"的整体思路,采用分段体积压裂工艺改造,施工顺利,通过裂缝监测显示,达到了体积压裂造复杂缝的目的,形成了苏北盆地页岩油体积压裂工艺技术,达到预期的增产效果.

苏北盆地阜二段储层原油具有高凝固点、不含沥青质和低含硫的特点,常温水配制压裂液易对储层造成冷伤害.笔者对压裂液冷伤害控制进行了优化,分析了瓜胶在高温水中的分散机理,并用高温水配制了压裂液.考察了高温水对瓜胶压裂液表观黏度、溶胀时间、剪切黏度、悬砂时间、破胶液黏度和岩心伤害等因素的影响,形成了70℃高温水配制热压裂液技术.现场应用表明,高温水配制压裂液技术有效地降低了储层冷伤害,提高了压裂效果.

To improve the thermal stability of thickening agent used in fracturing fluid, a new modified hydroxypropyl guar gum (HPG) thickening agent has been synthesized with hydroxypropyl guar gum, 2-pyrrolidone and (2-chloroethyl) trimethyl ammonium chloride. The ability of the thickening agent to resist high temperature was evaluated with TGA, and laboratory study was conducted on the conditions for the thickening agent to crosslink, as well as thermal stability, shearing resistance, gel breaking performance, residue content and core damage of the fracturing fluid formulated with the newly developed thickening agent. It was demonstrated that by introducing a rigid group into the molecular structure, the thermal degradation temperature of HPG was increased to 220 ℃, and the modified HPG had good thickening performance at a concentration of 0.6％ in the fracturing fluid. The optimized formulation of the fracturing fluid is as follows: 0.6％ modified HPG + 0.5％ high temperature swelling inhibitor BZGCY-C-FP + 0.5％ high temperature clean-up additive BZGCY-C-ZP + 0.1％ high temperature stabilizer BZGCY-Y-WD + 0.2％ sodium carbonate + fresh water + organic boron-zirconium crosslinking agent (crosslinking ratio = 100︰0.4). After sheared at 200 ℃ and 170 s-1 for 120 min, the viscosity of the formulation was still higher than 60 mPa·s, indicating that the thermal stability of the fracturing fluid is improved. Field application showed that the new fracturing fluid has satisfied the needs for high temperature operation.

玉门油田井具有超深、超高压、超高温"三超"等特点,致使压裂施工压力高,难度大.通过合成具有加重抑制性能的水溶性加重剂,并合理筛选与其配伍的防膨剂、助排剂、交联剂、起泡剂等,研制出有机硼加重压裂液体系,密度达1.33 g/cm3,加重压裂液体系配方为:0.5%羟丙基胍胶+0.8%防膨剂+1%氯化钾+0.5%助排剂+40%BH-SRW1+0.3%碳酸钠+清水,交联剂交联比=100:0.5.该体系性能稳定,达到了现场施工要求.

以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酸(AA)、衣康酸(IA)和N,N-二甲基丙稀酰胺(NNDAM)为原料,过硫酸铵为引发剂,采用水溶液聚合法合成了一种四元共聚物缓凝剂.讨论了合成的最佳条件;利用红外光谱、热失重分析表征了聚合物结构.对缓凝剂的缓凝性能、抗压性能、抗盐性能及与其他外加剂的配伍性等进行了研究.结果表明,缓凝剂适用于80℃~140℃范围内;加量不敏感,且与稠化时间具有良好的线性关系,对水泥石抗压强度无不良影响;与其他水泥外加剂具有良好的配伍性,对水泥浆体系无不良影响.

针对缓凝剂在中高温过渡范围内水泥浆中性能不佳的问题,以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酸(AA)、丙烯酰胺(AM)和N,N-二甲基丙烯酰胺(NNDAM)为原料,过硫酸铵为引发剂,采用水溶液聚合法合成了一种四元共聚物缓凝剂.利用红外光谱分析表征了聚合物结构,证明样品中无单体存在,单体充分进行了共聚反应.性能研究结果表明,在80～120℃范围内,合成缓凝剂对油井水泥具有很好的缓凝性能,且对温度不敏感,在同一温度下,随着缓凝剂用量的增加,稠化时间也随之增加,缓凝剂的加量与稠化时间具有很好的线性关系,在100℃下,加量为0.8％、1.0％和1.5％时的稠化时间分别为161、197和227 min;加量相同时,随着温度的升高,缓凝时间有所变短,未出现“倒挂”现象,加量为1.5％时,在80、100和120℃的稠化时间分别为248、227和208min;该缓凝剂在80～120℃范围内对水泥石抗压强度影响小,抗盐达到18％,与其他水泥浆外加剂配伍性好.对缓凝剂机理也进行了分析.

吐哈油田部分区块存在大间隙、不规则井眼的固井问题,大环空、不规则井段的存在导致顶替效率低,固井施工作业难度大,固井过程中易发生油、气、水窜问题,影响界面胶结质量,进而影响固井质量.针对以上固井难点,通过室内实验研究,对水泥浆配方进行了优化,采取变排量固井工艺和先导浆、聚合物前置液等技术措施,解决了钻井液与水泥浆的相容性差问题,提高了顶替效率,解决了大间隙、不规则井眼固井技术难题,在神泉、三塘湖等区块进行了现场试验,固井质量优质,具有较好的应用推广价值.