PDF《高温深井裂缝性泥灰岩压裂技术》

③通过压力降落测试,求储集层的综合滤失系数;

④ 由于储集层温度较高,还具有降温作用;

⑤ 控制缝高.加入0. 149mm 粉陶,并利用关井测压降的机会, 让支撑剂 沉降缝底,从而在一定程度上阻止裂缝过度向下延伸, 也 便于施工后期 限压不限排量技术 的实施. 图1提高排量的模拟结果 储集层易出现多裂缝与 T 型缝.压裂产生垂直 裂缝,而水平层理的异常发育 ,会使大部分压裂液沿着 水平层理运移.为此, 主要应用高黏度 、 高排量与缩短 射孔井段等措施 ,以瞬间在井筒内积聚足够高的压力 , 在垂向上起裂与延伸裂缝. 由于黏土含量高 , 远井地带可能呈现塑性特征 . 对塑性地层 ,其施工压力特性是早期高, 后期低 .只要 有足够的前置液量和足够的排量 , 造缝充分后, 由于压 实效应 ,其滤失会逐渐减少 ,因此 , 加砂期间的压力反 而较低 .但前提是务必有充足的造缝空间, 否则 , 压力 的上升要比脆弹性地层快. 储集层高闭合应力 、 高滤失, 加砂困难.为此,除了 应用低伤害的 超级 瓜尔胶体系外, 还根据裂缝温度场 的模拟结果,应用了以微胶囊破胶剂为主体的 双元 破 胶体系,在施工后期仍按常规的楔形法追加过硫酸铵. 另外,在加砂后期 ,追加常规粒径的高强度陶粒支 撑剂,并采取后期高砂比尾追封口的施工技术, 以最大 限度地防止压裂停泵后裂缝的继续延伸, 从而最大限 度地优化裂缝的支撑剖面.

2 泥灰岩储集层水力压裂技术研究与优化 2.

1 高黏度低伤害 超级 瓜尔胶体系配方优化及性能 评价 2. 1.

1 超级 瓜尔胶配方优选 经详细评价与论证, 得出最终的压裂液配方.稠 化剂: 0.

55 %~ 0.

6 %JK 低伤害超级瓜尔胶 ;

交联剂 : 0.

5 %~ 1.

0 % BC L- 81(A ∶ B =1 ∶1)有机硼交联剂 ;

助 排剂: 0.

3 %DL-

12 ;

温度稳定剂: 0.

4 %TA-

8 ;

黏土稳定 剂:1.

0 % KCl 、 0.

5 % A-

25 ;

破乳剂: 0.

3 %PZ-

7 ;

杀菌剂:

349 2007 年6月蒋廷学 等:高温深井裂缝性泥灰岩压裂技术 0.

1 %甲醛 ;

pH 调节剂: 0.

08 %CA(柠檬酸);

破胶剂 : 0.

001 %~ 0.

05 % 胶囊破胶剂 +0.

002 %~ 0.

07 %过硫 酸铵 ;

消泡剂: 0.

05 %LHX ;

交联比 :

100 ∶ ( 0.

5 ~ 1. 0). 2. 1.

2 配方综合性能评价 2. 1. 2.

1 基液性能 基液 pH 值: 7.

0 ~ 7.

5 ;

基液 黏度:

93 ~

102 mPa s ;

初交联时间: 1′ 15″ ~ 1′ 50″ ;

挑挂时间: 2′

50 ″ ~

4 ′

20 ″ ;

挑挂性能良好(室温). 2. 1. 2.

2 耐温耐剪切性能评价 由储集层温度及温度场模拟结果, 不同温度下的 压裂液黏- 时性能见图

2 .其中,

100 ℃条件下的黏度突 然升高是变剪切时的黏度恢复造成的 ,说明该压裂液 体系在经过孔眼的高剪切后 ,黏度恢复性较好 ,可保证 后续的持续高浓度携砂要求. 图2不同温度下的压裂液黏- 时数据 由上图可见 ,在不同温度场下 ,压裂液都有足够的 黏度(高于 80mPa s),可满足造缝与降滤要求 . 2. 1. 2.

3 微胶囊为主体的双元破胶体系设计 由于温度高、滤失大 , 低分子过硫酸铵滤失大 , 压 裂后破胶力度不够.因此, 采用先期微胶囊为主, 后期 以过硫酸铵为主的双元破胶体系 .既可保证压裂施工 安全 ,又可保证压裂后快速、 彻底破胶. 2. 1. 2.

4 破胶性能测试 不同温度场、不同破胶剂浓度(综合浓度)下的破 胶性能见表