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循环荷载下支撑剂嵌入对破碎率及裂缝导流能力的影响
1
作者 许冬进 吴坤 +6 位作者 王翔 张烨 朱新春 张志平 刘文苹 王锦喜 程辉 《断块油气田》 北大核心 2026年第1期161-169,共9页
为了明确页岩气井分段压裂应力阴影影响以及周期性采气与停采过程中荷载变化导致裂缝内支撑剂发生形变嵌入对其破碎率及裂缝导流能力的影响规律,采用理论模型分析和实验验证相结合的方法,开展了循环荷载作用下支撑剂破碎和裂缝导流能力... 为了明确页岩气井分段压裂应力阴影影响以及周期性采气与停采过程中荷载变化导致裂缝内支撑剂发生形变嵌入对其破碎率及裂缝导流能力的影响规律,采用理论模型分析和实验验证相结合的方法,开展了循环荷载作用下支撑剂破碎和裂缝导流能力变化规律的实验研究。结果表明:随着循环荷载次数的增加,弹性应变基本稳定,塑形应变持续产生,后者是造成导流能力持续降低的根本原因;循环荷载次数越多,岩石疲劳损伤程度越高,支撑剂越容易嵌入;同等条件下,高圆球度支撑剂与岩石平均接触面积更大,嵌入程度更高,更不易发生抗压破碎;多元回归分析表明,支撑剂破碎率和裂缝导流能力主要受闭合压力、铺砂浓度和循环荷载次数的影响,粒度粒形影响次之。适当增加铺砂浓度,优选粒度粒形较好的支撑剂能够更有效地降低支撑剂破碎率,维持更高的裂缝导流能力。 展开更多
关键词 页岩油气 循环荷载 支撑剂嵌入 粒度粒形 破碎率 导流能力
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低压气藏压裂用促返排修饰剂的研发及应用
2
作者 姜毅杰 张燕明 +3 位作者 石华强 魏阿静 李小玲 马占国 《石油化工》 北大核心 2026年第1期103-109,共7页
合成了一种以长链三氯硅烷与甲醇为原料的氟碳类界面修饰剂,采用FTIR,SEM,^(1)H NMR等方法对修饰剂进行表征,考察了修饰剂的润湿性,并进行了岩心驱替实验及现场应用试验。实验结果表明,该修饰剂在0.10%(w)低含量下即可快速起效,处理30 ... 合成了一种以长链三氯硅烷与甲醇为原料的氟碳类界面修饰剂,采用FTIR,SEM,^(1)H NMR等方法对修饰剂进行表征,考察了修饰剂的润湿性,并进行了岩心驱替实验及现场应用试验。实验结果表明,该修饰剂在0.10%(w)低含量下即可快速起效,处理30 min时岩石表面水滴接触角达135°,60 min时油滴接触角达122°,且在25~140℃温度下均保持稳定性能。该修饰剂能通过改变岩石表面润湿性,将毛细管力由流动阻力转变为流动驱动力,从而显著提升返排效率。现场8口井应用试验结果表明,24 h平均返排率达28.8%,显著高于同区块同层位对比井,展现出良好的应用可行性与经济效益。 展开更多
关键词 表面修饰剂 助排剂 接触角 返排率 低压气藏
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乙烯基聚醚改性硅氧烷助排剂的研制及性能评价
3
作者 侯乐锴 丁玲 +4 位作者 石华强 安家辉 丁里 刘晓瑞 罗群兴 《西安石油大学学报(自然科学版)》 北大核心 2026年第1期94-101,共8页
针对氟碳类助排剂存在难降解和持久性生物累积问题,采用工业级乙烯基化合物和七甲基含氢三硅氧烷为原料,利用硅氢加成反应合成了一系列有机硅表面活性剂型压裂用助排剂乙烯基聚醚改性硅氧烷(VPE-MDHM)。研究发现,该剂具有优良的表界面... 针对氟碳类助排剂存在难降解和持久性生物累积问题,采用工业级乙烯基化合物和七甲基含氢三硅氧烷为原料,利用硅氢加成反应合成了一系列有机硅表面活性剂型压裂用助排剂乙烯基聚醚改性硅氧烷(VPE-MDHM)。研究发现,该剂具有优良的表界面活性和配伍性,在临界胶束质量浓度0.8 g/L时,表、界面张力分别为20.8±0.13和2.22±0.11 mN/m。当VPE-MDHM加入质量分数为0.3%时,对胍胶压裂基液的外观、黏度和交联时间均无明显影响,破胶后表面张力维持在25.2±0.16 mN/m。VPE-MDHM最高使用温度可达120℃,在90℃和100 s^(-1)条件下剪切90 min后黏度保持在280 mPa·s,平均助排率为38.3%。连续流动固定床吸附结果显示VPE-MDHM助排剂具有一定抗吸附性能,当输送流速为10 mL/min时,经20 min后即可达到吸附平衡。对环境友好型非氟碳压裂用助排剂的设计和开发具有指导意义。 展开更多
关键词 助排剂 乙烯基醚 硅氧烷 表面活性剂 压裂
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深部煤层气开采用高效低伤害压裂液体系
4
作者 甄怀宾 李曙光 +3 位作者 王峰 葛腾泽 高尔斯 冯堃 《钻井液与完井液》 北大核心 2026年第1期104-112,共9页
为解决开采深部煤层气现有压裂液体系的携砂性差和岩心伤害率高等缺陷。利用超分子聚合物化学原理,并设计和制备出适用于深部煤层气开采的压裂液主剂,通过与表面活性剂物理交联构建出兼具高携砂、低伤害的压裂液体系(HMP/OP),并对其减... 为解决开采深部煤层气现有压裂液体系的携砂性差和岩心伤害率高等缺陷。利用超分子聚合物化学原理,并设计和制备出适用于深部煤层气开采的压裂液主剂,通过与表面活性剂物理交联构建出兼具高携砂、低伤害的压裂液体系(HMP/OP),并对其减阻性能、携砂性能、破胶性、岩心伤害性和吸附/解析性能进行测试。结果表明:HMP/OP体系具有高减阻(73%)的特性;在100℃,砂比为20%的条件下,HMP/OP体系的携砂时间和沉降速率分别为110 min和0.8 cm/min;在80℃下,破胶2 h后破胶液黏度和残渣含量分别为4.63 mPa·s和353.12 mg/L;HMP/OP体系的破胶液对岩心的伤害率仅为17.44%。此外,HMP/OP体系在煤岩表面的吸附量仅为0.32 mg/g。在HMP/OP体系中加入0.2%的促解吸剂(SH-12)后,破胶液对甲烷的解吸量高达1.72 mL/g。基于此,通过物理交联制得HMP/OP体系实现了压裂液的高携砂、低伤害、低吸附和强化甲烷解吸功能,适配煤层气高效开发的工程技术需求。 展开更多
关键词 煤层气 压裂液 低伤害 低吸附 甲烷解吸
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酸氧化协同双靶向解堵体系性能及机理研究
5
作者 齐春民 夏宇 +1 位作者 唐善法 赵连吉 《钻井液与完井液》 北大核心 2026年第1期113-119,共7页
注水井“有机-无机复合堵塞”(油藏聚合物残留/生物膜+碳酸钙垢交织)是导致延长油田某注水作业区压力攀升、采收率下降的原因。本研究突破传统单一解堵思路,提出“酸氧化协同双靶向解堵技术”,通过构建氨基磺酸(无机靶向)—过硫酸盐(有... 注水井“有机-无机复合堵塞”(油藏聚合物残留/生物膜+碳酸钙垢交织)是导致延长油田某注水作业区压力攀升、采收率下降的原因。本研究突破传统单一解堵思路,提出“酸氧化协同双靶向解堵技术”,通过构建氨基磺酸(无机靶向)—过硫酸盐(有机靶向)-糖苷表面活性剂(渗透靶向)三元协同体系,实现“破垢-降解-疏通”全链条解堵。研究表明:氨基磺酸(8%)和盐酸(2%)靶向溶解碳酸钙垢,溶蚀率达到85.96%,同步缓蚀(腐蚀速率<0.076 mm/a);过硫酸铵(3%)热激活释放自由基(SO_(4)^(-)·/·OH),精准降解聚合物及生物膜;烷基糖苷(APG-12)降低界面张力,驱动解堵剂深入微孔喉。现场应用显示,解堵后注水压力下降至1.5 MPa,有效期突破200d。该技术为注水井堵塞长效治理提供了“机理-技术-应用”一体化解决方案。 展开更多
关键词 复合堵塞 酸氧化协同 双靶向 解堵
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聚醚改性有机硅表面活性剂构效关系及压裂助排性能 被引量：1
6
作者 刘汉斌 石华强 +5 位作者 杨帅飞 侯乐锴 马占国 李小玲 丁玲 罗群兴 《精细化工》 北大核心 2025年第9期2071-2081,共11页
以1,1,1,3,5,5,5–七甲基三硅氧烷(MDHM)和3种烯丙基聚醚〔甲基烯丙基聚氧乙烯醚(MAPEG)、烯丙基聚氧烷基乙酰基醚(APAE)和烯丙基聚氧烷基环氧基醚(APAEE)〕构筑了3种聚醚改性有机硅表面活性剂MAPEG-MDHM、APAE-MDHM和APAEE-MDHM-ATS(AT... 以1,1,1,3,5,5,5–七甲基三硅氧烷(MDHM)和3种烯丙基聚醚〔甲基烯丙基聚氧乙烯醚(MAPEG)、烯丙基聚氧烷基乙酰基醚(APAE)和烯丙基聚氧烷基环氧基醚(APAEE)〕构筑了3种聚醚改性有机硅表面活性剂MAPEG-MDHM、APAE-MDHM和APAEE-MDHM-ATS(ATS代表3-氨丙基三硅氧烷)。采用响应面法得到最佳合成条件,评价了3种聚醚改性有机硅表面活性剂的表面张力、界面张力、乳化、润湿和耐水解稳定性,探究3种表面活性剂分子结构与其性能之间的构效关系。以耐水解稳定性最好的双子型有机硅表面活性剂APAEE-MDHM-ATS作为压裂用助排剂,考察了其与胍胶压裂液的配伍性和破胶后返排性能。结果表明,烯丙基聚醚封端基团的亲疏水性、界面层表活分子堆积体积/横截面积、静电势分布是影响表面张力、界面张力、乳化性能、耐水解稳定性和润湿性的主要因素。添加质量分数为0.3%的APAEE-MDHM-ATS水溶液时,胍胶压裂液破胶后黏度为2.8 mPa·s,表面张力为22.4 mN/m,助排率约为45%。 展开更多
关键词 有机硅表面活性剂 表面张力 构效关系 助排剂 压裂 油田化学品
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一种单步解除有机沉积及无机垢的单相酸体系 被引量：1
7
作者 崔波 荣新明 +3 位作者 冯浦涌 姚二冬 周福建 王顺 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第1期134-142,共9页
近井地带有机垢和无机垢的沉积严重影响了油气正常生产,常规解堵体系无法同时解除有机、无机及其混合垢。针对上述问题,开发了一种新型多功能解堵体系—单相酸体系,该体系由2种不相溶的液体(溶有机垢的芳烃溶剂和溶无机垢的酸液)、表面... 近井地带有机垢和无机垢的沉积严重影响了油气正常生产,常规解堵体系无法同时解除有机、无机及其混合垢。针对上述问题,开发了一种新型多功能解堵体系—单相酸体系,该体系由2种不相溶的液体(溶有机垢的芳烃溶剂和溶无机垢的酸液)、表面活性剂、助表面活性剂及功能型添加剂组成。采用电导率仪、粒度分析仪、旋转岩盘仪、界面张力仪、润湿角测定仪、摩阻仪、岩心流动仪、CT扫描等实验仪器对单相酸体系的性能进行了系统分析评价。实验结果表明,单相酸体系是一种外相为油、内相为酸的纳米均相分散体系,粒径分布为7~50 nm;界面张力为0;具有解除储层乳化(破乳率大于90%)、水锁、润湿改性的性能(油湿改性为水湿);可同时溶解有机垢、无机垢及其混合垢(溶解率100%),岩心伤害渗透率恢复率大于100%;具有低摩阻性能(降阻率大于80%),可实现大排量解堵作业;具有高缓速率性能(缓速率大于99%),可实现储层深部解堵。单相酸体系利用油、酸互溶原理,实现了有机垢、无机垢及其混合垢单步同时溶解,对油气井及转注井近井地带混合垢污染物的高效解除具有重要意义。单相酸体系在伊拉克米桑油田进行了现场试验,增产效果显著。 展开更多
关键词 单相酸 有机沉积 无机垢 纳米分散体系 单步
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绳结式暂堵剂高压暂堵矿场尺度试验
8
作者 许江文 王明星 +3 位作者 吴宝成 谢勃勃 谭林 王博 《石油钻探技术》 北大核心 2025年第4期117-122,共6页
针对现有暂堵试验难以满足高温高压大尺度条件、试验结果对孔眼暂堵施工指导有限的问题,设计了大尺度高承压孔眼暂堵试验装置,综合考虑绳结式暂堵剂球结直径、储层温度及流体压力等因素,通过孔眼封堵试验揭示了暂堵规律,明确了球结直径... 针对现有暂堵试验难以满足高温高压大尺度条件、试验结果对孔眼暂堵施工指导有限的问题,设计了大尺度高承压孔眼暂堵试验装置,综合考虑绳结式暂堵剂球结直径、储层温度及流体压力等因素,通过孔眼封堵试验揭示了暂堵规律,明确了球结直径与孔眼直径的匹配关系及温度和压力对封堵效果的影响。研究结果表明:封堵直径12 mm的孔眼需球结直径15~22 mm的绳结式暂堵剂,封堵直径10 mm的孔眼需球结直径13~14 mm的绳结式暂堵剂,且绳结球结直径应比孔眼大3~5 mm;绳结式暂堵剂可有效封堵破裂盘及滑套孔眼,并在25 MPa压力下保持稳定封堵;当设定封堵压力20 MPa、温度40~95℃时,绳结式暂堵剂可维持5~7 d有效封堵。基于试验结果,建议采用适配尺寸的绳结式暂堵剂封堵优势进液射孔孔眼,促进段内多簇裂缝均衡起裂与扩展。研究结果为矿场暂堵施工优化设计提供了依据。 展开更多
关键词 绳结式暂堵剂 高承压 暂堵规律 矿场试验
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加砂方式对复杂裂缝内支撑剂运移铺置的影响
9
作者 郭天魁 孙海程 +3 位作者 马代兵 陈文斌 吕明锟 陈铭 《中国石油大学学报(自然科学版)》 北大核心 2025年第4期95-104,共10页
北美非常规储层压裂施工表明在泵注支撑剂时采用恒定砂比和砂比阶梯升高两种加砂方式相比产量接近,前者在降低施工难度和风险、节省高液用量方面具有优势,目前两种加砂方式对不同条件下支撑剂铺置效果的差异缺少定量评价。基于考虑粗糙... 北美非常规储层压裂施工表明在泵注支撑剂时采用恒定砂比和砂比阶梯升高两种加砂方式相比产量接近,前者在降低施工难度和风险、节省高液用量方面具有优势,目前两种加砂方式对不同条件下支撑剂铺置效果的差异缺少定量评价。基于考虑粗糙裂缝壁面、具备不同角度分支缝的大型可视化颗粒运移装置,开展不同施工参数下恒定和阶梯加砂对比试验。结果表明:恒定和阶梯加砂在主缝和分支缝中的形态相差不大,恒定加砂对主缝远端和远井分支缝充填略有优势;在阶梯加砂中,随着高砂比阶段占比(高砂比支撑剂用量占总量的比例)降低,砂堤形态逐渐接近恒定加砂下的砂堤形态;随着砂比增加,不同加砂方式的砂堤形态差异逐渐减小,砂比10%时两种加砂方式的砂堤高度相差15.6%,砂比20%时相差3.2%,改变支撑剂粒径、密度、压裂液黏度等条件后两种加砂方式的差异减小。 展开更多
关键词 支撑剂运移 加砂方式 恒定加砂 阶梯加砂 复杂裂缝
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深层高温高压储层加重瓜尔胶压裂液的摩阻特性
10
作者 张景臣 庞娟 +5 位作者 翟怀建 郭晓东 邱士鑫 张凤娟 张成生 石磊 《油田化学》 北大核心 2025年第2期222-226,253,共6页
针对深层油气储层因高温低渗、闭合应力高引发的地面泵注施工压力高、排量受限等工程难题,文章自主设计搭建了高流速全尺寸摩阻测试装置,并以无机盐与有机盐复合加重的瓜尔胶压裂液体系为研究对象,系统探究了不同加重剂类型与浓度对压... 针对深层油气储层因高温低渗、闭合应力高引发的地面泵注施工压力高、排量受限等工程难题,文章自主设计搭建了高流速全尺寸摩阻测试装置,并以无机盐与有机盐复合加重的瓜尔胶压裂液体系为研究对象,系统探究了不同加重剂类型与浓度对压裂液摩阻特性的影响规律。研究结果表明,加重盐水的摩阻随盐浓度升高及流速增加呈显著上升趋势,且无机盐体系的流速敏感性显著高于有机盐体系;瓜尔胶基液在低加重(密度1.20~1.35 g/cm^(3))条件下,因离子抑制效应导致摩阻降低,而在高加重(密度≥1.40 g/cm^(3))时,由于离子强度与交联网络位阻的协同作用,摩阻呈现反转上升现象。在交联动力学层面,有机盐加重体系在低浓度下可加速交联反应并提升摩阻,而高浓度环境因pH值调控作用抑制交联进程,延缓摩阻增长速率。冻胶摩阻特性受加重剂浓度阈值调控显著,有机盐体系在密度为1.40 g/cm^(3)时,因流型转变致使摩阻增幅趋缓。本研究成果可为深层油气藏压裂液体系的耐盐加重设计与低摩阻工程优化提供数据参考。 展开更多
关键词 加重胍胶压裂液 管道摩阻 摩阻测试装置 高速流动
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新型疏水缔合压裂液稠化剂HLCW的合成与性能评价 被引量：7
11
作者 杨林 田雨 +3 位作者 郑皓轩 李园哲 张进 师永民 《石油与天然气化工》 北大核心 2025年第1期95-102,共8页
目的针对目前页岩油开发中单一功能压裂液体系存在的不足,开发一种多功能性新型稠化剂。方法以丙烯酰胺、N-苄基-N-甲基丙烯酰氧基-N,N-二甲氨基氯化铵(MTC)、聚(乙二醇)二十二烷基醚甲基丙烯酸酯(BEM)为原料,以2,2-偶氮二异丁基脒二盐... 目的针对目前页岩油开发中单一功能压裂液体系存在的不足,开发一种多功能性新型稠化剂。方法以丙烯酰胺、N-苄基-N-甲基丙烯酰氧基-N,N-二甲氨基氯化铵(MTC)、聚(乙二醇)二十二烷基醚甲基丙烯酸酯(BEM)为原料,以2,2-偶氮二异丁基脒二盐酸盐(V50)聚合物为引发剂,制备了一种新型的疏水缔合型稠化剂(HLCW)。对产物进行红外、核磁结构表征,以及表观黏度、耐温耐剪切、防膨、减阻、抗盐、悬砂与破胶性能评价。结果该稠化剂的临界缔合质量分数为0.5%,此条件下的表观黏度为181.50 mPa·s。在120℃下,以固定剪切速率170 s^(-1)剪切1.5 h,质量分数为0.5%的稠化剂HLCW水溶液最终表观黏度为78.96 mPa·s。常温下,清水配制质量分数为0.0125%稠化剂HLCW水溶液的减阻率为73.96%。当质量分数超过0.3%时,HLCW水溶液的防膨率高达80%。破胶后,破胶液澄清透明,残渣含量远低于行业标准。结论HLCW具有良好的增稠效果,并具有抗高温、耐剪切、耐盐性能,低含量溶液可用作减阻剂,高含量溶液可用作增稠剂。有较好的防膨效果,与相对分子质量为1000×10~4阳离子型聚丙烯酰胺相比,稠化剂HLCW表现出优异的悬砂性能,具备一定的油田工业应用前景。 展开更多
关键词 疏水缔合 稠化剂 抗剪切 减阻 防膨 悬砂
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低腐蚀自生热冻胶压裂液流变性能及反应动力学研究 被引量：2
12
作者 李芋池 罗明良 +3 位作者 战永平 樊乔 吕元佳 赵春光 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第1期117-126,共10页
在稠油储层压裂改造过程中,压裂液进入裂缝后会降低储层温度,导致裂缝周围原油黏度增加,甚至会堵塞地层。针对此问题,以尿素、亚硝酸钠和氯化铵为生热材料,盐酸为催化剂,耐温耐盐共聚物FS-1为增稠剂,有机锆为交联剂,应用溶液共混法制备... 在稠油储层压裂改造过程中,压裂液进入裂缝后会降低储层温度,导致裂缝周围原油黏度增加,甚至会堵塞地层。针对此问题,以尿素、亚硝酸钠和氯化铵为生热材料,盐酸为催化剂,耐温耐盐共聚物FS-1为增稠剂,有机锆为交联剂,应用溶液共混法制备了一种低腐蚀自生热冻胶压裂液,评价了压裂液体系的生热产气性能、流变性和耐腐蚀性等性能,测试了反应产生气体组分,探究了不同因素对生热反应速率的影响规律,明确了其反应动力学参数。结果表明:自生热体系具有良好生热生气性能,当反应物浓度、酸性催化剂浓度和初始温度越大,峰值温度越高,生气量越大,到达峰值温度所需时间越短,但生气量随初始温度的增加而略有减少;体系中NH4Cl可大幅降低盐酸浓度,不仅降低了压裂液对压裂管线设备的腐蚀速率,而且有利于压裂液成胶,反应产生大量CO_(2)和N_(2)气体及热量;冻胶一定程度上弱化了生热剂的生热产气性能,60℃、170 s^(-1)下剪切90 min,黏度保持在50 mPa·s以上;自生热冻胶压裂液反应级数m=2.67,n=1.69,活化能ΔE=49.54 kJ/mol,指前因子A=6.82×10^(2),相比于自生热体系反应速度大幅下降,可通过反应动力学方程预测该体系反应过程参数并进行调控,为自生热压裂液优化设计提供依据。 展开更多
关键词 低腐蚀 自生热 冻胶压裂液 流变特性 反应动力学
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黏弹性六聚阳离子表面活性剂胶束压裂液体系流变性 被引量：1
13
作者 宾钰洁 韩晓阳 +4 位作者 田珍瑞 武志颖 张思琪 方波 卢拥军 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第2期262-274,共13页
为开发黏弹性表面活性剂(VES)压裂液新稠化剂和新体系,以乙二胺、环氧氯丙烷、芥酸酰胺二甲基丙基叔胺(PKO-E)、氯乙酸钠为原料,分别研制了四聚阳离子表面活性剂(TET)、六聚阳离子表面活性剂(HET)和四聚两性离子表面活性剂(TZI),并将其... 为开发黏弹性表面活性剂(VES)压裂液新稠化剂和新体系,以乙二胺、环氧氯丙烷、芥酸酰胺二甲基丙基叔胺(PKO-E)、氯乙酸钠为原料,分别研制了四聚阳离子表面活性剂(TET)、六聚阳离子表面活性剂(HET)和四聚两性离子表面活性剂(TZI),并将其与反离子盐溴化钾(KBr)、水杨酸钠(NaSal)形成黏弹性胶束,获得4种VES压裂液新体系。考察反离子盐种类和浓度和表面活性剂浓度对胶束体系流变性影响,获得黏弹性HET/KBr胶束体系的稳态黏度、流动曲线、黏弹性、触变性、热触变性及模量-温度曲线,以及HET/KBr胶束体系最优组成,建立四参数流变动力学方程描述黏度随剪切时间的变化曲线,建立四参数黏温方程描述HET/KBr体系温度触变性曲线,明确了HET/KBr、HET/NaSal、TET/KBr、TZI/KBr胶束体系流变性差异。初步考察了NaOH对HET/HSal延缓形成胶束的影响。 展开更多
关键词 低聚表面活性剂 黏弹性表面活性剂 压裂液 流变性 流变动力学
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复杂缝网压裂二氧化碳悬浮支撑剂技术及悬砂性能 被引量：1
14
作者 黄涛 钟颖 +3 位作者 牟秋杭 严耀辉 李建林 张浩 《油田化学》 北大核心 2025年第1期38-43,51,共7页
滑溜水压裂液由于其自身黏度低、携砂能力弱,往往无法满足压后支撑剂对复杂缝网的高效充填。基于气泡悬砂理论,文章提出一种CO_(2)悬浮支撑剂技术,并室内试验评价了常温常压、高温高压条件下滑溜水中CO_(2)悬砂效果。研究结果表明,悬浮... 滑溜水压裂液由于其自身黏度低、携砂能力弱,往往无法满足压后支撑剂对复杂缝网的高效充填。基于气泡悬砂理论,文章提出一种CO_(2)悬浮支撑剂技术,并室内试验评价了常温常压、高温高压条件下滑溜水中CO_(2)悬砂效果。研究结果表明,悬浮支撑剂表面改性涂层能起到稳定的气-固桥联作用,通过吸附CO_(2)有效降低支撑剂密度,大幅减缓支撑剂在滑溜水中的沉降速度(0.15 cm/min),降低幅度为99%,从而实现滑溜水“低伤害、高携砂”的效果;常温常压下CO_(2)悬砂性能主要受滑溜水黏度影响,悬浮程度及稳定悬浮时长随滑溜水压裂液黏度增大而增加,基本不受砂比影响;高温高压下,二氧化碳为超临界状态(SC-CO_(2)),但其依旧能吸附在悬浮石英砂表面起到一定的悬浮作用,使得大量的悬浮石英砂在搅拌过程中被悬浮起来。因此,CO_(2)悬浮支撑剂技术能显著提高滑溜水压裂液的携砂能力,对降低复杂缝网压裂砂堵风险及提高油气井改造效果具有重要意义。 展开更多
关键词 缝网压裂 滑溜水 SC-CO_(2) 桥联效应 悬浮程度
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深水深层高温高压裂缝性呼吸效应动态响应特征 被引量：2
15
作者 吴艳辉 黄洪林 +4 位作者 罗鸣 李文拓 马传华 代锐 李军 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第2期167-179,共13页
在深水深层,裂缝/裂隙较为发育,钻井过程中井筒压力的波动易诱发呼吸效应。同时,高温高压环境使得呼吸效应更加复杂。研究深水深层高温高压裂缝性呼吸效应动态响应,对加强井筒压力的控制、保证钻井安全具有重要意义。对此,本文考虑高温... 在深水深层,裂缝/裂隙较为发育,钻井过程中井筒压力的波动易诱发呼吸效应。同时,高温高压环境使得呼吸效应更加复杂。研究深水深层高温高压裂缝性呼吸效应动态响应,对加强井筒压力的控制、保证钻井安全具有重要意义。对此,本文考虑高温高压环境,构建井筒-裂缝-地层系统的温-压耦合模型,分析呼吸效应的动态响应及其影响因素。研究结果表明,在高温、低排量条件下,呼吸效应会受到一定程度的抑制。提高钻井液动切力、降低比热容有利于减少钻井液漏失;钻井液塑性黏度对呼吸效果影响显著,且存在临界值使得钻井液漏失量最低。在变形能力强的长裂缝地层中钻井时,发生呼吸效应的概率更高;同时,小缝宽裂缝地层或许会诱发更严重的呼吸效应。研究成果为裂缝性呼吸效应的预防和控制提供理论支持。 展开更多
关键词 深水高温高压 裂缝呼吸效应 动态响应 钻井液漏失与返排
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二氧化碳驱后剩余油重组分胶束增溶技术 被引量：1
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作者 杨立安 李建山 +5 位作者 吕伟 屈肖 李沫儀 方译苇 赵学之 冯玉军 《油田化学》 北大核心 2025年第1期132-139,共8页
CO_(2)驱油过程中,超临界CO_(2)会萃取原油中的轻质组分,使得重质组分残留,不仅导致采收率难以大幅度提升,沉积的重组分还会堵塞孔喉,给储层带来不可逆损害。针对这一问题,本工作提出表面活性剂胶束增溶CO_(2)驱后剩余油重组分的新思路... CO_(2)驱油过程中,超临界CO_(2)会萃取原油中的轻质组分,使得重质组分残留,不仅导致采收率难以大幅度提升,沉积的重组分还会堵塞孔喉,给储层带来不可逆损害。针对这一问题,本工作提出表面活性剂胶束增溶CO_(2)驱后剩余油重组分的新思路,优选表面活性剂十二烷基苯磺酸钠(SDBS)和脂肪醇聚氧丙烯醚硫酸盐(APS)构建增溶胶束体系,利用吸光度法量化表面活性剂胶束对CO_(2)驱后重质油的增溶能力,利用冷冻透射电镜、动态光散射等技术考察了增溶过程中胶束尺寸和形貌的变化。结果表明,表面活性剂胶束可有效增溶CO_(2)驱后重质组分,0.2%的表面活性剂溶液对重质烷烃和重质芳烃的最大增溶量分别为2.5、3.2 g/L。重质烷烃增溶于胶束内核,重质芳烃增溶于栅栏层。 展开更多
关键词 CO_(2)驱 重质组分 表面活性剂 胶束增溶
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适合海上高温油藏的压裂液性能对比及优选
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作者 滕大勇 丁秋炜 +3 位作者 金鑫 张昕 陈庆栋 周际永 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第4期546-553,共8页
针对海上压裂空间小、储层温度高、需海水配液等受限条件对海水基压裂液的性能需求,开发一种耐高温海水基聚合物压裂液,评价其耐温耐剪切、黏弹性、高温变剪切、触变性、携砂性能、静态滤失、破胶性能及返排液重复利用等性能并与瓜胶压... 针对海上压裂空间小、储层温度高、需海水配液等受限条件对海水基压裂液的性能需求,开发一种耐高温海水基聚合物压裂液,评价其耐温耐剪切、黏弹性、高温变剪切、触变性、携砂性能、静态滤失、破胶性能及返排液重复利用等性能并与瓜胶压裂液进行对比研究。研究表明,与瓜胶压裂液相比,聚合物压裂液在150℃高温剪切时初始呈现线性胶状态,可降低井筒泵送摩阻,在高温条件下增稠能力更强,高温剪切条件下结构更加稳定,携砂性能更好,滤失、破胶后残渣更低,对储层伤害小,可使用模拟返排液直接配液使用,成本比瓜胶压裂液低12.2%,适合于在海上压裂施工中应用。 展开更多
关键词 海水基压裂液 耐高温 聚合物压裂液 黏弹性 触变性 返排液重复利用
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陇东地区夹层型页岩油储层压裂支撑剂运移铺置数值模拟
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作者 马永宁 陈海涌 +5 位作者 郭天魁 薛小佳 陈文斌 贾煦亮 孙海程 谷万强 《西安石油大学学报(自然科学版)》 北大核心 2025年第6期64-71,共8页
针对鄂尔多斯盆地陇东地区夹层型页岩油储层压裂缝内纵向支撑效果差的问题,结合矿场地层数据,依据复杂裂缝扩展模拟的典型裂缝形态,建立夹层型页岩储层复杂裂缝内支撑剂CFD-DEM模拟方法,分析夹层缝宽、排量、黏度等因素对支撑剂纵向铺... 针对鄂尔多斯盆地陇东地区夹层型页岩油储层压裂缝内纵向支撑效果差的问题,结合矿场地层数据,依据复杂裂缝扩展模拟的典型裂缝形态,建立夹层型页岩储层复杂裂缝内支撑剂CFD-DEM模拟方法,分析夹层缝宽、排量、黏度等因素对支撑剂纵向铺置的影响。结果表明:夹层型储层中砂、泥岩交错分布,泥岩层中裂缝缝宽较窄,会阻碍支撑剂的纵向运移。相同条件下,泥岩层1 mm与3 mm缝宽相比,穿过泥岩层的支撑剂比例明显减少,进入上部和下部的比例分别减少27%和22%。提高排量、使用高黏液、小粒径支撑剂、增大砂比、扩大粒径分布范围有助于颗粒穿过泥岩夹层裂缝。现场应用优化后的加砂参数后,油井300 d的油产量提升36%,有助于实现夹层型页岩油储层支撑剂的整体高效铺置。 展开更多
关键词 水力压裂 夹层型页岩油 复杂裂缝 支撑剂运移铺置 CFD-DEM
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多缝洞体结构油藏高效沟通酸压工艺优化实验研究
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作者 汤晓帆 罗攀登 +2 位作者 宋志峰 何正权 罗志锋 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第6期821-828,共8页
缝洞型碳酸盐岩储层因缝洞连通复杂、结构多样导致改造困难,现有技术难以实现多缝洞体系高效动用。为此,研制多结构节点流动反应可视化实验装置,采用固体缓速酸开展酸压实验,观测流体路径并分析酸液浓度影响规律,提出以无因次突破体积... 缝洞型碳酸盐岩储层因缝洞连通复杂、结构多样导致改造困难,现有技术难以实现多缝洞体系高效动用。为此,研制多结构节点流动反应可视化实验装置,采用固体缓速酸开展酸压实验,观测流体路径并分析酸液浓度影响规律,提出以无因次突破体积为判据的优化策略。实验表明:固体缓速酸可减少早中期酸耗,增强远端溶蚀增渗效果并延长支撑缝长;串联缝洞结构适用高浓度酸液,其可快速增压、缩短突破时间且减少用酸量;并联结构酸液优先进入未充填裂缝,高浓度酸液导致充填区流动困难,推荐低浓度酸或“暂堵剂+高浓度酸”复合工艺。研究揭示了酸液在复杂缝洞系统中的流动机制,为非均质碳酸盐岩储层高效改造提供技术支撑。 展开更多
关键词 固体酸 多缝洞体结构 可视化 无因次突破体积
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压裂用有机硅暂堵转向剂的制备及性能评价
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作者 刘彝 余成林 +4 位作者 李云子 姜喜梅 于洋洋 吴均 刘京 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第2期275-282,共8页
压裂现用颗粒暂堵剂多以刚性颗粒为主,现场实施过程中存在压力升高不明显,稳压时间短,应力不能有效转移的难题。通过引入一种有机硅疏水单体,以丙烯酰胺、N,N-亚甲基双丙烯酰胺为主要原料,胶束聚合了一种有机硅水凝胶。考察了不同聚合... 压裂现用颗粒暂堵剂多以刚性颗粒为主,现场实施过程中存在压力升高不明显,稳压时间短,应力不能有效转移的难题。通过引入一种有机硅疏水单体,以丙烯酰胺、N,N-亚甲基双丙烯酰胺为主要原料,胶束聚合了一种有机硅水凝胶。考察了不同聚合单体浓度、疏水单体、聚合方法、聚合条件等对LYB聚合物水凝胶的影响,并采用FTIR和元素分析仪对LYB聚合物进行表征。结果显示,LYB聚合物水凝胶的最佳合成工艺:水溶性单体浓度8~10%,有机硅浓度2%,交联剂浓度0.02%,引发剂加量0.2%,反应温度为50~60℃,反应时间为6~8 h。评价了暂堵剂的吸水膨胀、耐盐性、抗剪切、变形性和热降解性。与常规刚性颗粒相比,具有更强抗剪切性、耐盐性和弹性的优势。基于压裂施工曲线和微震监测结果:LYB暂堵剂到位后,现场起压7~8 MPa,暂堵后,相同施工压力下,施工排量下降1.5 m^(3)/min,并通过井下微地震,进一步验证了LYB裂缝转向的有效性。 展开更多
关键词 暂堵剂 水平井多段多簇压裂 有机硅凝胶 有机硅疏水单体
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