中高温酸性清洁压裂液研究与应用

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1、中高温酸性清洁压裂液研究与应用汇报提纲技术背景1室内研究2压裂工艺技术研究3前期现场试验及效果分析4结论5水力压裂技术发展到目前，已经形成比较完善的压裂液体系，特别在中高温储层的压裂改造中，形成了以植物胶和人工合成聚合物为主的压裂液体系，基本满足高温下压裂施工要求，但常规的压裂液破胶后有大量残渣，对支撑带的导流能力影响较大，且只是单纯的携带支撑剂的流体，而对储层的改造作用有限，因此需要开发低伤害功能性压裂液，而携酸型清洁压裂液是一个重要方向。目前清洁压裂液在中低温应用获得了一定的进展，工程院开发的稠化水酸性清洁压裂液

2、年施工已达150口井以上规模，但稠化水只适合80℃以内储层改造，因此在稠化水的基础上开发了适合中高温（100℃以上）储层的酸性清洁压裂液体系，延伸酸性清洁压裂液的应用领域，更好的为油田开发服务。一、技术背景汇报提纲技术背景1室内研究2压裂工艺技术研究3前期现场试验及效果分析4结论5耐温稠化剂的开发在查阅国内外相关文献的基础上，确立了以超支化表面活性剂为主要成份的稠化剂，通过复配其它表面活性剂和酸液，形成液态稠化剂LHM-1。该液态稠化剂无需交联剂，遇水即可快速稠化携砂，进入储层后在油气水的作用下即可破胶，破胶后无残渣

3、，施工简单。二、室内研究稠化剂开发耐温稠化剂LHM-1中高温酸性清洁压裂液编号GW-1复合酸GZ-1GY-1H2O粘度(mPa.s)120.50.20.44.532.0220.50.40.44.587.5320.50.60.44.5105.0420.50.80.44.5110.2530.50.60.44.5116.5620.80.60.44.592.5721.00.60.44.587.3稠化剂复配实验通过室内复配，3号样品具有较好的粘度且用量较少，因此确定2%GW-1+0.5%复合酸+0.6%GZ-1+0.4%GY-

4、1+4.5%H2O为最佳稠化剂配方。二、室内研究稠化剂开发压裂液稠化时间中高温酸性清洁压裂液体系配方：8%LHM-1+4%HCl，室温25℃，水温18℃下，测试稠化剂遇水后不同时间的粘度如下表：时间(min)粘度(mPa.s)1.01052.01253.01324.0132从上表可看出，稠化剂遇水1min即可达到携砂粘度，3min粘度稳定。稠化剂遇水稠化时间压裂液综合性能评价二、室内研究压裂液综合性能评价低-无残渣样品编号123456残渣含量（mg/L）0.850.720.600.650.580.76中高温酸性清洁压

5、裂液残渣含量测定残渣含量平均0.69mg/L，主要为工业品生产过程中产生杂质，可认为无残渣，而现用0.5%胍胶压裂液的残渣为：380-560mg/L。二、室内研究压裂液综合性能评价中高温酸性清洁压裂液耐酸试验在常温常压下，体系中加入不同浓度的盐酸，随着盐酸浓度的增大，体系粘度先升高再降低，在盐酸浓度达到3.0%-6.0%范围内粘度达到最大值，因此，体系盐酸浓度3.0%-6.0%。压裂液耐酸性测试二、室内研究压裂液综合性能评价压裂液耐矿化度测试矿化物浓度(%)粘度(mPa.s)CaCl211533172MgCl2114

6、53156KCl11413141NaCl11453141CaCl2+MgCl2+KCl+NaCl1+1+1+1156苏里格地层水直接将稠化剂配于苏里格地层水147中高温酸性清洁压裂液耐盐试验从测试结果看，K、Na、Ca、Mg对体系的粘度都有一定的提高作用，说明该压裂液有较好的耐矿化度的能力。二、室内研究压裂液耐温性随着温度的升高，体系粘度出现先升高再降低的现象，粘度在50℃达到了最高，40-70℃之间粘度均在300mPa.s以上。中高温酸性清洁压裂液耐温试验压裂液综合性能评价二、室内研究中高温酸性清洁压裂液携砂性能压

7、裂液综合性能评价二、室内研究80-100℃压裂液耐温抗剪切流变曲线用PVS高温高压流变仪，在3.5mPa压力，170S-1的剪切速率下测试满足100℃以上储层加砂改造要求。压裂液综合性能评价二、室内研究压裂液耐温耐剪切性压裂液破胶性能多元破胶配方：8%LHM-1+4%HCl原油天然气地层水自动破胶破胶剂高温压裂液综合性能评价二、室内研究煤油(%)破胶时间(min)破胶粘度(mPa.s)03005.00.54005.01.02005.05.01205.0温度80℃，当体系遇到0.5%的煤油可在400min内破胶，破胶粘

8、度5.0mPa.s，随着煤油浓度的增大，破胶时间相应减少，当煤油浓度为5%时，体系可在120min内破胶；遇原油破胶性能遇原油破胶压裂液综合性能评价二、室内研究清水：中高温酸性清洁压裂液粘度(mPa.s)1：11322：1983：1544：1215：110遇水稀释破胶性能常温常压下，当体系遇到清水时即可使粘度降低，当清水：中高温酸性清洁压裂液为