7-27可逆交联低伤害压裂液应用总结

可逆交联低伤害压裂液应用总结2012年7月29日目录一、产品简介二、实验数据三、配液情况四、生产应用五、压后效果评价六、生产应用小结一、产品简介可逆交联低伤害压裂液，属于粘弹性高分子表面活性剂清洁压裂液，有别于传统的胍胶压裂液与VES粘弹性表面活性剂压裂液，其压裂液自身属于结构流体，可在稀溶液中形成可逆的空间网络结构，并形成粘弹性聚合物稀溶液。胍胶：分子量超大化学交联、强结构强增粘、低浓度可逆交联：分子量适中可逆交联、粘弹性结构强增粘、低浓度VES：分子量小不交联、弱结构弱增粘、高浓度一、产品简介主要性能特点：1.对储层伤害低2.高效增粘3.超强悬浮能力4.适应温度范围宽5.耐盐性好6.抗剪切性能优异7.降摩阻性能突出8.配制工艺简单9.环境友好10.性价比高二、实验数据1、对储层伤害低所有组分完全溶解于水全过程不产生沉淀和絮状不溶物破胶后无残渣、易返排瓜胶体系破胶后可逆交联体系破胶后二、实验数据果1井岩心评价试验结果表岩芯号K1(×10-3μm2)K2(×10-3μm2)伤害率（%）备注712.342.119.83可逆交联压裂液破胶液备注K1:注评价液前渗透率K2:注评价液后渗透率神北201井岩心评价试验结果表岩芯号K1(×10-3μm2)K2(×10-3μm2)伤害率（%）备注520.3919.424.76可逆交联压裂液破胶液备注K1:注评价液前渗透率K2:注评价液后渗透率二、实验数据2、粘温携砂性能01020304050t[min]05101520Tau[Pa]020406080100120Eta[mPas]ThermoHaakeRheoWinPro2.96众力同~1Tau=f(t)Eta=f(t)85°配方粘温曲线85°配方携砂性（45%砂比）该压裂体系冻胶粘度低，弹性高，靠冻胶弹性携砂，图为45%砂比携砂性良好二、实验数据3、抗剪切性能变剪切速率粘温曲线04080120160200tinmin101001000EtainmPas0100200300400500600700800900GPin1/s,Tin°CHAAKERheoWin4.30.00110.65%APCF-1+0.33%APCF-B+0.45%PACF-C+1%APCF-D(150C,20111227)Eta=f(t)GP=f(t)T=f(t)采用独特的可逆交联技术，剪切稳定性和剪切稀释性均表现优异，经泵送、炮眼和渗流过程不会明显破坏液体的流变性。二、实验数据6、降摩阻性能突出：体系具有特殊的高分子结构，降摩阻性能突出，可以作为降摩阻剂使用。经最新测试，比胍胶体系减阻30%，比清水减阻76%。有利于大排量压裂。7、界表面张力表面张力低（常温下25.24mN/m）界面张力低（常温下0.35mN/m）易破胶和返排4、适应温度范围宽：体系的适应温度范围为25-150℃5、耐盐性好：在矿化度0~10%范围内可正常使用管柱直径（mm）压裂体系施工排量（m3/min）摩阻系数（Mpa/km）89瓜胶51.1可逆交联50.5473瓜胶4.31.6可逆交联4.30.1二、实验数据8、破胶试验（1%KCL+0.3%主剂+0.15%交联剂）可逆交联压裂液：如果破胶时间要求控制在8小时内，破胶后粘度控制在3mPa.s以下；那么过硫酸铵的加量应该不低于万分之八。（1%KCL+0.35%主剂+0.18%交联剂）可逆交联压裂液：如果破胶时间要求控制在8小时内，破胶后粘度控制在3mPa.s以下；那么过硫酸铵的加量应该不低于万分之十。温度50℃时试验数据温度85℃时试验数据（1%KCL+0.3%主剂+0.15%交联剂）可逆交联压裂液：过硫酸铵的加量为0.3%，破胶时间为3小时30分，破胶后粘度为2.8mPa.s。（1%KCL+0.35%主剂+0.18%交联剂）可逆交联压裂液：过硫酸铵的加量为0.3%，破胶时间为4小时30分，破胶后粘度为1.7mPa.s。二、实验数据熟化时间h124122436粘度mpas3035395462649、稠化剂浓度与基液粘度的关系（配液后一小时测得）稠化剂浓度%0.10.20.30.350.40.5基液粘度mpas12.519.729.635.440.748.610、可逆交联压裂液熟化时间与基液粘度关系（稠化剂浓度0.3%）三、配液情况注：1、170S-1，储层条件下压裂液抗剪切性能。2、携砂试验：砂比45%加砂，300分钟内悬砂优良。结论：液体悬砂合格。可逆交联低伤害压裂液基液性能抽检统计表序号井号配液日期储层温度℃压裂液组分实际消耗（吨）配液总量M3室温基液粘度MPa.s携砂性能抗剪切性能检验结论备注防膨剂增稠剂助排剂交联剂破胶剂1神平2132012-6-362.69.73.31.221.37597070合格良好合格开发水平井2温西6-1612012-6-7654.51.120.80.80.42530083合格良好合格新井投产3温5-8012012-7-8702.10.6750.60.60.2521063合格良好合格开发井4温5-792012-7-10753.61.3751.20.60.4536073合格良好合格老井压裂5鄯南3-92012-7-18852.40.60.60.40.217062合格良好合格开发井6红胡新22012-7-21802.250.67500.40.2520065合格良好合格新井投产7米气9井2012-7-28821.80.62500.40.2518061合格良好合格新井投产三、配液情况0612182430t_seg[min]3035404550556065707580Eta[mPas]55.556.056.557.057.558.058.559.059.560.060.561.061.5T[癈]ThermoHaakeRheoWinPro2.960.35%稠化剂+1%kcl+0.25%助排剂Eta=f(t_seg)T=f(t_seg)62℃时神平213井粘温曲线三、配液情况048121620t[min]020406080100120140Eta[mPas]10100T[癈]ThermoHaakeRheoWinPro2.96温西6-~1Eta=f(t)T=f(t)65℃时温西6-161井粘温曲线四、生产应用序号井号施工日期储层参数实际加砂量m3最高砂比压裂段数岩性温度℃平均孔隙度平均渗透率md泥质含量停泵压力MPa1神平2132012-6-5砂岩62.620.90%35.25.73%31.46340%52温西6-1612012-6-8泥质砂岩6517.30%36.317.90%26.222.3550%13温5-8012012-7-9泥质砂岩7010.00%0.612.00%30.315.630%14温5-792012-7-11砂岩7513.5%～15%7.8～14.4无24.327.940%25鄯南3-92012-7-18砂岩8515.10%13.313.80%3413.345%16红胡新22012-7-22砂岩8012.00%6.812.00%38.617.345%17米气9井2012-7-28细砂岩8215.4%8.6无25.716.755%1可逆交联压裂液现场共实施6井次，其中开发井压裂4口，新井投产压裂3口；渗透率范围0.6-36mD，泥质含量0-18%，温度62-85℃，压裂施工成功率100%。最高砂比55%，单层最大加砂量22.5m3，深度最深达3006m。四、生产应用井号日期层段m总液量m3净液量m3总砂量m3最高砂比%平均砂比%施工排量m3/min交联比神平2132012.6.32403-2410242.4237.1112010.63.50.5%2012.6.42373-2378184.217811.12514.94.5-3.50.5%2012.6.42322-2330144137.212.24017.34.50.18%2012.6.52285-2291162152.217.64021.24.50.18%2012.6.52250-2256217211.311.12015.64.7-4.00.2%温西6-1612012.6.82644-2656.5233.8221.422.354523.34.0-5.20.2%温5-8012012.7.92407-2413179.9171.415.64023.84.0-4.30.2%温5-792012.7.112444-244914013313.24025.35.00.2%2424-2427.5147.5139.614.74026.83.5-4.90.2%鄯南3-92012-7-182998.4-3006147.3139.913.34527.94.3-4.80.18%红胡新22012-7-222584-2590177.816817.34530.23.0-4.50.15%米气9井2012-7-282838-2845162.1152.816.75533.14.0-4.50.15四、生产应用第一段施工现场10%的砂比进入地层后，压力上升。经查证原因为交联剂比例泵出现故障，交联剂泵入量不到一半，造成脱砂堵塞。在交联剂排量正常条件下施工压力平稳，施工顺利。第一段第二段第三段第四段第五段神平213水平井施工情况四、生产应用5口直井压裂施工情况从5口直井现场施工曲线分析，随砂比的提高，施工压力稳定，说明该液体携砂性能较强，能够满足高砂比施工需求。五、压后效果评价序号井号压裂施工日期压裂前产状压裂后产状对比增量入井净液量m3放喷出液m3一次返排率%破胶液粘度mpa.s日产液m3/d日产油t/d含水%日产液m3/d日产油t/d含水%日产液m3/d日产油t/d含水%1神平2132012-6-51.380.52535.890.77824.510.2529915.814315.611.852温西6-1612012-6-800015.75.256615.75.2566221.49643.361.933温5-8012012-7-91.721.372.314.417.884112.696.5138.7171.499.658.111.24温5-792012-7-1100016.422.1284.1316.422.1284.13272.635.813.131.235鄯南3-92012-7-18139.9103.674.051.566红胡新22012-7-220001686035.711.457米气9井2012-7-2816.620100152.88.55.561.32从返排液取样分析，压裂液破胶彻底，粘度均在2mPa.s以下，压后增液效果明显，其中温西6-161和温5-801压后增油显著，日增油5t以上。五、压后效果评价温米采油厂温5-801任意时段单井采油日志日期生产时数(h)油嘴(mm)压力(MPa)产油量原油分析试井测气井口温度备注油压套压单量总液油量(t)水量(m3)气量(m3)含水(%)含盐(mg/L)含砂(%)静压(MPa)静液面(m)流压(MPa)动液面(m)清蜡井温(℃)时间(h)气油比(m3/t)时间(h)液量(m3)油量(t)(m3)(t)规格(mm)深度(m)结蜡段(m)20120701240.81.31.721.411.370.04452.3020120702240.81.21.711.41.360.04452.3020120703240.811.721.411.370.04452.3020120704240.81.21.651.361.270.09455.60化验含水（选用）20120705240.81.21.691.391.30.09455.602012070600000000作业,2012-07-0508:00措施:普通压裂2012070700000000作业2012071000000000作业2012071200000000作业2012071300000000作业2012071400000000作业2012071502450.2000000024作业,化验含水