泡沫压裂液（精选3篇）
泡沫压裂液 篇1
目前, 泡沫流体在压裂中的使用越来越多, 且增产效果显著。在美国, 泡沫流体的使用比例已经占到总压裂井数的十分之一, 每年将近四千井次。泡沫压裂之所以越来越受到认可, 是因为它具有如下优势: (1) 泡沫压裂液的滤失量较普通压裂液少, 更加有利于裂缝的深穿透和广延伸。 (2) 泡沫压裂液摩阻较低, 可以使用更大的排量, 产生较大的裂缝, 其摩阻是清水的一半左右。 (3) 泡沫压裂液粘度较高, 有利于压开地层, 具有较强的携砂能力, 提高支撑裂缝的导流能力。 (4) 返排能力较强, 返排迅速彻底, 地层伤害小。 (5) 对低压、水敏较强的地层压裂效果较好。 (6) 动用设备少, 见效快, 增产效果好。其中, 二氧化碳泡沫压裂液是一个重要组成部分, 在低压、水敏地层的压裂改造中, 二氧化碳泡沫压裂液比其它压裂液体系性能优异。[1,2]
1 二氧化碳基本性质
二氧化碳分子属于非极性分子, 可溶于极性较强的溶剂, 也可溶于原油中。在常温常压下, 二氧化碳无色无味, 呈气态。其密度比空气大, 约为空气密度的1.5倍。二氧化碳在不同条件下可以呈现气、液、固三种相态。二氧化碳的三相图如图1所示。从图中可以看出, 二氧化碳存在三相点, 即在0.53l MPa的压力和56.6℃的温度下, 二氧化碳可以气、液、固三种相态同时存在。当压力和温度都低于该点时, 二氧化碳可能以固态和气态存在。
二氧化碳的临界压力和温度分别是7.382MPa和31.16℃, 在临界点上, 二氧化碳的密度为448kg/m3。液态折合气态的体积为546m3。当温度低于临界温度时, 不管压力多大, 二氧化碳始终以呈气相状态。二氧化碳的这些特殊的性质就使得其储存运输方式比较苛刻, 必须在高压低温 (一般为20MPa, -18℃) 下储存运输。在压裂使用过程中, 必须使二氧化碳变为气态, 以便形成泡沫, 这就要求施工地层的温度应高于二氧化碳的临界温度 (31.16℃) 。
2 二氧化碳泡沫压裂液的组成
在二氧化碳泡沫压裂液体系中, 气相二氧化碳属于分散相 (不连续相) , 液相为分散介质 (连续相) 。液相通常由表面活性剂、冻胶、盐水等组分组成。其中表面活性剂起稳定作用, 冻胶增大体系的粘度, 以增强体系的造缝能力和携砂能力等。根据其组成可以讲泡沫压裂液分为以下四个类型: (1) 稳定泡沫:这种类型体系中的液相主要为水或线性聚合物, 其主要特点是比较容易配制, 流变性好, 稳定性好, 滤失性较好。 (2) 酒精泡沫:该类型体系中液相主要是酒精, 其浓度为20%~40%。 (3) 高级泡沫:该类型体系中的液相主要为交联聚合物溶液, 由于体系中发生了交联反应, 使得其具有粘度高、携砂性好、稳定性好等特点。 (4) 稳定油基泡沫:该类型体系中的液相主要为烃类化合物, 体系中不含水, 所以其在水敏性地层中使用效果较好。
3 二氧化碳泡沫压裂液的增产作用机理
二氧化碳泡沫压裂液体系的增产效果好, 其机理如下。
3.1 粘度高:
二氧化碳泡沫压裂液体系中通常要加入适当的稠化剂, 加上二氧化碳本身的结构特点, 其粘度较高。高粘度使得二氧化碳泡沫压裂液的造缝能力强, 能产生更宽更长的裂缝。
3.2 滤失低:
泡沫的独特结构使得体系的滤失量较低。在体系中通常加有增稠剂, 增加了体系的造壁性能, 使得滤失更容易得到控制。所以二氧化碳泡沫压裂液体系的滤失系数很低, 滤失量很小, 液体几乎都用于造缝上, 效率很高。
3.3 悬砂性好:
在没有加二氧化碳的普通压裂液中, 悬砂能力主要靠体系的粘度大小决定。而在二氧化碳泡沫压裂液体系中, 由于泡沫的独特结构使得高砂比的情况下, 砂在体系中的沉降速度非常小。在室内实验中发现, 10~20目大小的砂在二氧化碳泡沫压裂液体系中沉降速度几乎为0。这种好的悬砂能力使得形成的裂缝中的支撑层十分均匀, 大大提高了裂缝的导流能力。
3.4 摩阻小:
由于泡沫结构的存在, 二氧化碳泡沫压裂液体系的摩阻小, 使得井口施工压力较低, 给大排量施工提供了良好的先决条件, 以便产生较大的裂缝面积。其摩阻仅仅相当于清水摩阻的一般左右。
3.5 返排能力强:
返排是压裂过程中非常重的以环节。特别是在含气致密砂岩压裂时, 返排的好坏相当关键。如果返排不彻底, 会降低气体的相对渗透率, 降低产量。因为二氧化碳具有较大的压缩性, 所以其具有较强的储能能力。在施工完毕, 压力降低时, 气体膨胀, 提供了足够的能量, 举升液体的能力增强。排液速度快, 排液彻底, 大大提高了裂缝的导流能力。
4 二氧化碳泡沫压裂选井选层技术
压裂改造是通过在近井地带形成压裂裂缝, 沟通更多的油气层, 提高压裂层的导流能力, 恢复并提高油井产量, 提高油气藏的开发效果。为了确保压裂施工的有效性, 选井选层是关键。压裂选井选层中, 应重点研究三个方面的问题, 一般原则概括如下:
4.1 构造优越。
(1) 压力较高; (2) 油层均质情况相对较好, 隔层发育; (3) 所选措施层位与周围水井连通, 确保后续能量充足; (4) 井况良好, 能分层有针对性的进行施工; (5) 剩余油分布较高的地区。
4.2 储层条件好。
二氧化碳压裂适用范围很广, 不存在严格的限制条件, 既可适用于高渗透率的油气藏, 更适用于低渗透率的油藏 (小于10×10-3um2) , 既可用于稀油, 也可用于稠油的油藏。 (1) 低含水井; (2) 所选措施层段油层发育好, 厚度大, 剩余油饱和度高, 最好是新层; (3) 产液量相对较好的地区; (4) 选择地层能量充足井。
4.3 油气井井况好。
(1) 对于新投产层, 应选在主力区块的主力油层或非主力区块的主力油层; (2) 对于已开发区块, 在主力油层已动用的情况下, 应选择主力区块的接替层, 既厚度大, 砂体发育连片的地区; (3) 所选压裂层位应与水井连通状况良好, 保证地层能量充足。
结束语
二氧化碳泡沫压裂液由于具有滤失量低, 返排能力强、与地层流体配伍性良好等优点, 减小了压裂液对地层的伤害, 比普通压裂液更适合于低渗低压、水敏性地层的压裂改造。目前已经得到普遍应用。压裂工艺技术和选井选层技术是取得良好增产效果的保证, 所以合适的选井选层和正确的压裂工艺十分重要。以后应该更进一步优化二氧化碳泡沫压裂设计, 提高压裂液体系和压裂对不同储层特征的针对性和适应性, 进一步提高单井产量, 改善压裂增产效果。
参考文献
[1]曾雨辰等.中原低渗透油气藏CO2泡沫压裂工艺技术试验及应用[A].水力压裂技术学术研讨会论文集[M].北京:中国石化出版社, 2004.[1]曾雨辰等.中原低渗透油气藏CO2泡沫压裂工艺技术试验及应用[A].水力压裂技术学术研讨会论文集[M].北京:中国石化出版社, 2004.
[2]李颖川.采油工程[M].北京:石油工业出版社, 2002.[2]李颖川.采油工程[M].北京:石油工业出版社, 2002.
泡沫压裂液 篇2
1实验原理和实验系统
1.1实验药品及配方
主要实验药品:羟丙基瓜胶 (东营市信德化工有限责任公司) ;FP—1起泡剂 (胜利油田采油院提供) 、KCl (上海化学试剂公司) ;YSJ杀菌剂 (胜利油田采油院提供) 、YLP02助排剂 (胜利油田采油院提供) 。
实验过程中所使用的压裂液配方为:
基液:0.5%羟丙基胍胶+0.5%YSJ杀菌剂+1%FP—1起泡剂+1%KCl黏土稳定剂+0.3%DL—1助排剂;
气体:N2。
1.2实验系统
实验装置是根据泡沫压裂液含有气液两相这一特性设计了一套泡沫流动管式流变仪, 同时在泡沫出口端采用高速摄像机实时观察泡沫流体在管内的流动情况, 确定了泡沫流体在管内的流动模型及微观结构, 通过计算得到了泡沫压裂液体系的流变模式和参数, 同时分析了泡沫质量对流变参数和表观粘度的影响, 实验流程图如图1所示。
实验系统的主体流程为:将基液准备好后, 气体和基液经过泡沫发生器后形成泡沫, 进入水平的实验段 (长4 m, 直径25 mm) , 进行数据采集, 同时用高速摄像机对泡沫的大小和流态进行观察, 实验结束后直接流入储液箱, 进行处理, 实验过程中可以通过调节压缩机对气体流量进行调节, 液体流量可以通过螺杆泵和旁路进行调节, 最终得到不同泡沫质量的泡沫压裂液。
2实验结果及分析
2.1 泡沫压裂液微观结构研究
实验过程中改变基液和气体的流量比, 得到了不同泡沫质量条件下的泡沫压裂液[9,10], 对其在水平管段中的压降损失进行了计算, 如图2所示:
1为压缩机, 2为储气罐, 3为螺杆泵, 4为阀门, 5为压力表, 6为温度计, 7为孔板流量计, 8为单向阀, 9为泡沫发生器, 10为观察窗, 11为压力传感器, 12为回压阀, 13分离器, 14为废液箱, 15为压差变送器, 16为高速摄像机
从上图中可以看出, 随着泡沫质量的增加, 管路中的压降先增加后减小, 通过高速摄像机拍照看出, 当泡沫质量小于40%时, 由于压裂液黏度很大, 实验管路中很难形成稳定的泡沫, 更多的形成上下的分层流动, 即上层为泡沫, 下层为液体;当泡沫质量大于40%后, 可以形成稳定的泡沫, 压降也随之增大;在55%~75%时, 压降最大, 得到的泡沫也最致密;当泡沫质量超过80%时, 得到的泡沫直径较大, 同时也难以得到稳定的泡沫体系, 得到的是段塞流, 即一段气, 一段液, 或是一段气, 一段泡沫, 压降也随之迅速降低, 几种不同泡沫质量的泡沫的微观结构如图3所示。
图3为泡沫质量为26.35%的泡沫压裂液体系的微观结构及在管路中的流动状态, 可以看出, 在泡沫质量较小时, 泡沫压裂液体系的上下分层比较明显, 无法得到均质的泡沫, 左图为压裂液的微观结构, 由于泡沫的透光性较差, 上层较暗, 为直径较小的泡沫, 直径一般小于0.3 mm, 分布比较均匀, 液相的透光性较好, 下层为液相, 中间有少量溶解的气体存在, 右图 (管段直径25 mm) 为此时的压裂液在管路中的存在状态, 中间红线以上为泡沫, 下层为液体, 通过实验数据看出, 这种情况下得到的压裂液体系, 实验管路两端压降较小。
图4为泡沫质量为60%的泡沫压裂液微观结构和在实验管路中的流动, 可以看出, 60%泡沫质量的泡沫压裂液体系, 泡沫直径有所增大, 能够达到0.6 mm, 但直径大小分布不均匀, 且泡沫与泡沫之间不直接接触, 比较分散, 泡沫呈球形, 无上下分层现象出现, 得到的泡沫压裂液体系也很稳定, 右图 (管段直径25 mm) 为泡沫质量60%的泡沫压裂液在管路中的流动状态, 从图中可以看出此时的泡沫压裂液体系流动很稳定, 泡沫较致密, 压降比较大。
图5为泡沫质量93.40%的泡沫压裂液体系的微观结构和在实验管路中的情况, 可以看出, 当泡沫质量过大时, 管路中也无法得到稳定的泡沫压裂液体系, 并且得到的泡沫直径较大, 最大气泡直径能够达到1 mm左右, 直径大小分布不均匀, 从右图 (管段直径25 mm) 可以看出, 泡沫压裂液在管路中以一段气, 一段泡沫的情况存在, 由于此时的泡沫压裂液体系中液相很少, 摩阻较低, 因此在实验管路的两端压降也较小。
通过上述分析, 最终将泡沫压裂液的质量分数控制在40%~75%之间是比较合理的, 因此, 在实验数据处理过程中分别对泡沫质量为45%、60%和70%的泡沫进行了分析。
2.2 泡沫压裂液流变性研究
不同种类的泡沫具有不同的流变类型, 对于压裂液来说, 主要采用幂律模型[11—13]进行处理。
2.2.1 测试原理
流变方程为
流体在管内的体积流量为
因此,
令
由式 (4) 可得
式中, Q为流体在管内的体积流量, m3/s;um为流体的平均速度, m/s。
根据实验测得的流量与压降进行计算, 将结果在双对数坐标上画出与的关系曲线, n'则为该曲线上的斜率。将n'代入式 (5) 中得到对应的6) γw, 从而建立6) γw与τw的对应关系, 也即剪切速率6) γ与剪切应力τ之间的关系。
2.2.2 实验结果
实验过程中分别对泡沫质量为45%、60%和70%的泡沫压裂液进行了分析, 实验结果如表1所示。
当流变指数n等于1时, 该流体为牛顿流体;流变指数偏离1越大, 说明流体的非牛顿性越强, 通过实验结果可以看出, 随着泡沫质量的不断增加, 泡沫压裂液体系的稠度系数不断增加, 流变指数不断减小, 表明其非牛顿特性越来越明显。
幂律流体表观黏度的表达式为
式中, μ为幂律流体的表观黏度, Pa·s。
根据此公式计算得到泡沫压裂液体系的剪切速率与其表观黏度之间的关系。
从图6可以看出, 随着剪切速率的不断增加, 其表观黏度不断减小, 呈现出剪切变稀的特性, 并且表观黏度在剪切速率较小时降低迅速, 随后降低的速度变缓慢, 影响泡沫压裂液体系黏度大小的主要内部因素在于泡沫体系内部气泡之间的结构分布, 在剪切速率较小时, 气泡与气泡之间的接触面积较大、碰撞力较小, 使得泡沫本身变形很小, 气泡之间的干扰和冲突较多, 从而使体系本身黏度较大, 但随着剪切速率的不断增加, 剪切力、碰撞力随之增大, 引起气泡的变形较大, 甚至较大的剪切力有可能将气泡变成椭圆形, 体系中气泡之间的干扰和冲突降低, 从而引起总体的表观黏度降低。
在图中同时可以看出, 在相同的剪切速率条件下, 随着泡沫质量的增加, 表观黏度也不断增加, 这主要是由于泡沫是由气液两相组成的, 气相分散在液相中, 泡沫质量越大, 气泡在体系中越致密, 气泡与气泡之间的接触越多, 之间的干扰和冲突越大, 引起气泡之间的内摩擦力增大, 最终使得泡沫压裂液体系的黏度随着泡沫质量的增加不断增大。
3结论
采用泡沫流动管式流变仪对泡沫压裂液体系在水平管段的流动规律进行了研究, 主要得到以下几条结论:
(1) 泡沫压裂液体系随着泡沫质量的增加, 管路中的压降先增加后减小, 当泡沫质量小于40%时, 实验管路中很难形成稳定的泡沫;当泡沫质量大于40%后, 可以形成稳定的泡沫;在55%~75%时, 压降最大, 得到的泡沫也最致密;当泡沫质量超过80%时, 得到的泡沫直径较大, 同时也难以得到稳定的泡沫体系, 得到的是段塞流, 压降也随之迅速降低。
泡沫压裂液 篇3
对于低孔低渗的致密油层, 寻求以一种既能减少压裂对地层的伤害, 增加反排率, 又能够提高压裂效果和产能的压裂方式则尤为重要。CO2泡沫压裂是解决该问题的有效措施之一。在压裂的过程中, 将液态的CO2和压裂液混合经井筒送到地层, 在井筒和地层条件下, 当温度高于31℃时, CO2变为气体, 并与起泡剂结合形成泡沫, 减少滤失量并增加压裂液的返排能量。
在大庆油田扶杨油层低孔低渗透的压裂改造中, 压裂液携砂后要尽快排出, 尽可能减少压裂液对地层造成的伤害。采用二氧化碳泡沫压裂技术, 降低井筒压裂液密度, 使二氧化碳泡沫压裂液完成携砂后具有足够的能量, 将压裂液自喷排出, 达到快排多排的目的, 从而降低压裂液对储层的二次伤害, 可以提高低孔低渗透压裂效果。
2 CO2泡沫压裂的技术特点
CO2泡沫压裂有如下技术特点:
(1) 降低了进入油层的液体量, 同时依靠CO2增能助排特性, 提高排液速度和反排率, 减少液体对油气层的伤害而提高产量。
(2) CO2压裂时混合液具有粘度高、携砂性能好的特点, 有助于提高施工排量。
(3) CO2为弱酸性, 对控制水敏地层粘土膨胀有一定的作用。
(4) CO2溶解性衍生的其他特点, 如泡沫压裂液的界面扩张力较水基压裂液明显。
3 现场应用情况
3.1 实验井的基本地质情况
本文的两口井均位于位于松辽盆地中央坳陷区大庆长垣杏树岗构造北部, 本区青山口组暗色泥岩发育, 沉积厚度大, 富含有机质, 具有较强的生油能力。杏树岗地区中部组合己投入开发, 扶杨油层受北部沉积体系控制, 主要发育三角洲分流平原沉积相储层, 砂体呈南北条带状, 横向连通性较差, 厚度一般在20～28m之间, 储层类型为孔隙型储层, 孔隙度约为8%, 渗透率为0.5×10-3μm2, 物性条件较好。
3.2 实验井的基本施工情况
井例1:首先对F85号C1-1层进行MFE (Ⅱ) 测试, 实测关井最高压力1 7.1 5MPa/1815.94m, 地层温度82.3℃/1815.94m。测试结果为干层。
随后, 对F85、87、90、Y93号S2-1层, 井段1885.4～1811.0 m, 厚度10.4m, 实施压裂后单封闭式抽汲排液求产, 日产油1.45t, 平均流压1.23MPa, 地层温度81.5℃/1805.7m, 试油结论为工业油层。本层压裂打入改性胍胶压裂液254.2m3, 排出压裂液180.44m3 (包括放喷的132m3) , 压裂液返排率71%。排液后期日排压裂液2.64m3, Cl-:1880.0mg/l, ZK:4020.0 mg/l, pH:6.76, 按压裂液处理。
常规压裂后, 又对F 8 0号S 3-1层, 井段1768.4～1766.2 m, 厚度2.2m, 实施C O2压裂后跨隔闭式抽汲排液求产, 日产油4.01t, 平均流压0.93MPa, 地层温度79.6℃/1773.69m, 试油结论为工业油层。本层压裂打入改性胍胶压裂液41.1m3, CO2液63.4m3, 排出压裂液38.6m3 (包括放喷的36m3) , 压裂液返排率93.9%。排液后期无游离水。
井例2:对F129、128号S1-1层, 井段2164.0～2104.0m, 厚度8.0m实施C O2压后抽汲求产, 预测本层地层压力为23.69M P a/2134.0m, 日产油18.96t, 平均流压4.8M P a, 试油结论为工业油层。本层压入地层水基压裂液133.34m3, CO2液1 9 8.0 3 m3, 累计排出86.41m3, 其中放喷73.0m3, 返排率64.8%。
3.3 现场实验效果分析
对井例1 S2-1常规压裂与S3-1 CO2泡沫压裂进行对比, 通过比较压裂液使用与反排率情况可以看出 (如下表) , CO2压裂使用的压裂液相对较少, 反排率较高。因此, 减少液体对油层的伤害 (表1) 。
对井例1与井例2压裂后进行产能对比, 如下表, CO2泡沫压裂后求产时间减少, 采油强度和比采油指数均有明显增加, 可见, C O2泡沫压裂增产效果明显大于常规水力压裂 (如表2所示) 。
3.4 综合评价
通过对比扶杨油层36口CO2压裂井, 发现其中20口井反排率超过90%, 9口井反排率超过70%, 另外, 12口井日产油超过1m3, 15口井日产油超过3m3。总体看来, 化碳泡沫压裂反排率较高, 增产效果较好。
4 结论
(1) 扶杨油层杏树岗区块采用CO2泡沫压裂工艺提高了压裂液排液速率和返排率, 压后增产效果显著。
(2) CO2压裂后抽汲实践缩短, 提高抽汲效率。
(3) CO2泡沫压裂液液具有良好的携砂能力、滤失低、返排快、对地层伤害低, 能满足扶杨油层压裂施工的需要, 为低渗透油藏的开发提供了一种有效的手段。
摘要：大庆油田扶杨油层有低孔、低渗、埋藏深, 孔隙结构复杂, 没有明显的油水界面等特点, 所以出现常规压裂反排率较低, 储层伤害严重等问题, 利用CO2压裂技术则能提高压裂液返排效果, 减少储层伤害。该技术在大庆油田的现场应用表明, 应用CO2压裂技术降低了压裂液对储层的伤害, 提高了单井产能和压裂效果。
关键词：CO2压裂技术,产能,反排率,现场应用
参考文献
[1]朱洪涛, 等.CO2泡沫压裂工艺技术在川西低渗致密气藏的应用, 钻采工艺, 2009, 32 (1) :53-54