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基岩水井压裂增水技术自研发以来取得较为良好的增产效果,但该技术目前仍存在适用性差、增产效果不确定等问题。基于压裂增水过程中流体流态和裂缝宽度影响因素分析的结果,确定了提高压裂液粘度是较为经济、有效的增产技术措施。开展了水井和中低温地热井清洁型凝胶压裂液配方的设计工作,进行了稠化剂、pH值调节剂、交联剂和破胶剂选配与性能实验,研发了适用于水井和中低温地热井（30~80 ℃）清洁型凝胶压裂液体系并开展现场试验。对凝胶压裂液配液应用难点与使用成本进行了分析,进一步补充完善了水井压裂增水技术在压裂液方向的研究。 相似文献
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随着我国社会、经济的快速发展和人民生活水平的不断提高,水资源供需矛盾日益突出。特别近几年,我国西南、西北、华北等许多地区发生持续干旱,当地的人畜用水极度困难。抗旱找水打井工作十分迫切。针对我国基岩水井取水存在部分水井出水量偏低的状况,从基于水井压裂机理、压裂液、压裂工艺等方面开展了分段压裂增水技术研究工作,并进行了试验。成功探索出一套适合我国国情的水文水井用水力压裂技术,为我国合理开发和利用地下水资源,缓解基岩山区水资源紧张提供了技术支撑。 相似文献
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压裂液和支撑剂是煤层气井压裂增产措施的基本材料。通过实验分析了破胶剂的低温破胶效果，亲模拟研究了压裂液对煤的基质渗透率的伤害情况，形成了一整套适合于煤层气井的压裂液体体系和配方，确定了用石英砂作为煤层压裂的支撑剂。 相似文献
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煤储层改造施工过程中,压裂液是形成裂缝并将支撑剂有效地带入裂缝的主要载体。本文从国内实际情况出发,研究凝胶压裂液的配制机理。通过室内对比实验,筛选出了组成凝胶压裂液最主要的添加剂有稠化剂、胶联剂、防腐剂、破胶剂和表面活性剂等。同时还对性能以及性能随时间、温度而变化的趋势进行了测试,得到了合理的浓度,为现场实际配制和施工提供了可靠的理论依据。该凝胶压裂液经现场应用,其携砂能力、返排情况、压裂后的导流能力均达到满意的效果,为今后煤层气的勘探开发增添了新的技术支持。 相似文献
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对目前煤层气常用的压裂液体系进行了分析,对比各自的优缺点及其适用性,并重点分析了泡沫压裂液与清洁压裂液的性能,通过实验室数据与实际应用效果得出,泡沫压裂液体系应优选N2为其气相;清洁压裂液需要降低合成条件与成本,并研究清洁压裂液内部破胶技术,以减少破胶剂的使用,保护环境。目前煤层气压裂液存在的主要问题有:传统压裂液对地层伤害大,先进的技术难以推广应用,新型压裂液成本高,工艺复杂等;针对存在的问题提出相应的对策:传统压裂液应针对不同敏感性地层条件研制出合适的破胶体系,优化工艺,加强配套工艺技术的研究等。最后指出高效、低伤害、低成本是今后煤层气压裂液的发展方向,开展疏水缔合聚合物-黏弹性表面活性剂清洁压裂液体系、纳米技术的研究,也是今后煤层气压裂、提高煤层气产量的重要手段。 相似文献
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为了解决目前煤系非常规天然气压裂液体系应用灵活性差、性能不可调问题,研究了一体化压裂液体系。以3种一体化稠化剂为研究对象,结合现场黏土稳定剂、助排剂和破胶剂,开展一体化压裂液体系增黏、减阻、悬砂、耐温抗剪切、破胶、添加剂配伍性、防膨和表面张力实验评价,并分析一体化压裂液现场应用效果。结果表明,一体化压裂液体系黏度灵活可调,黏度随一体化稠化剂含量增加而增大,黏度调整区间为3~200 mPa·s,高黏液体悬砂性能优异,体积分数为1.0%的一体化压裂液在60℃、100 S?1剪切条件下黏度大于100 mPa·s;一体化压裂液体系与各类添加剂配伍性良好,易破胶,减阻率、防膨率均大于70%,表面张力小于28 mN/m。其一体化主要体现在功能性和应用性两个方面,功能上集滑溜水、线性胶、交联液压裂液体系于一体,能够满足各类气层压裂改造工艺对造缝、减阻、防膨、携砂、快速返排等性能的要求;应用上在鄂尔多斯盆地东缘现场煤层气、页岩气、致密砂岩气井均取得了成功应用。一体化压裂液推动了非常规气压裂工艺试验,提高了压裂改造效果,对各类气层以及压裂改造工艺具有良好的适应性。 相似文献
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煤层气井清洁压裂液破胶剂的筛选 总被引：2，自引：1，他引：1
为解决清洁压裂液在煤层气井中的破胶问题,通过考察破胶剂的种类、温度、用量及pH值对破胶时间的影响,筛选了4种适合于不同压裂深度的煤层气井的新型温敏化学破胶剂——PJJ-25、PJJ-30、PJJ-35和PJJ-40。结果表明:这4种破胶剂用量为0.02%~0.03%;破胶时间在0.5~5 h之间可控制;破胶后体系粘度小于3 mPa.s;表面张力低于30 mN/m;残渣低于0.1%。实践证明,这4种破胶剂均有良好的破胶效果,破胶液与地层的配伍性良好,且对煤层伤害较轻。 相似文献
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页岩气开发水力压裂技术综述 总被引：1，自引：0，他引：1
世界页岩气资源丰富,但由于页岩地层渗透率很低,目前还没有广泛开发。水力压裂技术是页岩气开发的核心技术之一,广泛用于页岩储层的改造。介绍了水力压裂作业的压裂设计、裂缝监测、压裂液配制和添加剂选择,以及常用的压裂技术,包括多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂和重复压裂。结合国外页岩气开发的实例和国内压裂技术的应用情况,分析了各种压裂技术的适用性。研究认为,清水压裂是现阶段中国页岩气开发储层改造的适用技术,开采长度(厚度)大的页岩气井,可以使用多级分段清水压裂技术。同步压裂技术是规模化的页岩气开发的客观需要。 相似文献
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页岩气开发水力压裂技术综述 总被引：16，自引：0，他引：16
世界页岩气资源丰富,但由于页岩地层渗透率很低,目前还没有广泛开发.水力压裂技术是页岩气开发的核心技术之一,广泛用于页岩储层的改造.介绍了水力压裂作业的压裂设计、裂缝监测、压裂液配制和添加剂选择,以及常用的压裂技术,包括多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂和重复压裂.结合国外页岩气开发的实例和国内压裂技术的应用情况,分析了各种压裂技术的适用性.研究认为,清水压裂是现阶段中国页岩气开发储层改造的适用技术,开采长度(厚度)大的页岩气井,可以使用多级分段清水压裂技术.同步压裂技术是规模化的页岩气开发的客观需要. 相似文献
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随着扩展有限元理论的深入研究,利用扩展有限元方法模拟水力压裂具有了一定的可操作性。相比于常规有限元方法,XFEM方法具有计算结果精度高和计算量小的优点。但是,如何模拟射孔孔眼、如何模拟流体与岩石相互作用以及分析水力裂缝的扩展规律仍然是难题。以研究水力压裂裂缝扩展规律为目的,建立了岩石多孔介质应力平衡方程、流体渗流连续性方程和边界条件。通过有限元离散化方法对耦合方程矩阵进行处理。通过富集函数定义初始裂缝（射孔孔眼）,选择最大主应力及损伤变量D分别作为裂缝起裂和扩展判定准则,利用水平集方法模拟水力裂缝扩展过程。数值模拟结果显示：增加射孔方位角、压裂液排量和减小水平地应力差,起裂压力上升;黏度对起裂压力无明显影响。增加射孔方位角、压裂液排量、黏度和减小水平地应力差值有助于裂缝宽度的增加。增加水平地应力差值、压裂液排量和减小射孔方位角以及压裂液黏度有助于裂缝长度增加,反之亦然。基于ABAQUS的水力裂缝扩展有限元法可对不同井型和诸多储层物性参数及压裂施工参数进行分析,且裂缝形态逼真,裂缝面凹凸程度清晰,结果准确。此研究可作为一种简便有效研究水力压裂裂缝扩展规律的方法为油田水力压裂设计与施工提供参考与依据。 相似文献
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页岩气是一种分布广泛且储量丰富的非常规能源,但由于其储层具有孔隙度小及渗透率低等特性,一直以来页岩气未得到大规模开采。直到近20年,页岩气开采技术才得到飞速发展,这主要得益于水力压裂技术的进步。压裂液是水力压裂的重要组成部分,其性能的优劣直接影响水力压裂施工的成败。通过调研国内外文献,结合国内外压裂液技术的发展历程,分析了页岩气开采中几种常用压裂液的优点、适应性及存在的问题,综述了两类新型的无水压裂技术。结合我国页岩气储层的特殊性及压裂技术发展的现状,提出了适于我国页岩气开采的压裂液技术发展的建议,并特别强调了在页岩气开发初期重视环保的重要性。 相似文献
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水力压裂是低渗透油藏改造的重要措施,压裂液性能则是影响压裂增产效果的一个关键因素,配液质量好、配液效率高是压裂液配制的发展趋势。通过分析当前压裂液配制难题,以及稠化剂和固体添加剂的特性,指出制约配液快速性的关键因素。基于实验研究成果,提出一种压裂液快速配制新工艺,并采用PLC控制,实现配液过程自动化。新的配液工艺和配液装备已经在大庆油田应用两年,工业化应用表明：该工艺胶液粘度释放快,胶液中没有水包粉现象,且具有计量精度高、添加剂混合均匀,发液速度快等诸多优点,证实了新工艺的合理性和有效性。 相似文献
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渤海湾盆地渤海D区块沙河街组发育低渗-特低渗透油藏,地层具有异常高温高压特征。通过分析储层填隙物特征和孔隙结构特征,认为渤海D区块沙河街组储层属于中、低孔-低渗型。储层填隙物中易于膨胀及分散运移的伊利石含量较高,储层孔隙空间主要为残余原生孔及溶蚀孔,孔隙和喉道大小为细孔喉级别,孔喉连通性差,非均质性强;通过研究压裂液对储层的敏感性伤害,认为渤海D区块沙河街组储层属中等偏强水敏、弱速敏、中等偏弱碱敏、易水锁伤害。为降低压裂液对储层的敏感伤害、压裂液残留物伤害及与地层环境不配伍造成的储层伤害,渤海D区块高温低渗储层的压裂液须具有耐高温、弱碱性特性,且配方中宜添加防膨剂、稳定剂、缓冲剂和助排剂。 相似文献
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水平井中多条水力裂缝间的应力干扰行为,造成了压裂液排量的非均匀分配,影响了水力裂缝的几何形态。采用边界元法研究岩体在压裂液作用下的变形程度,以幂律流体泊肃叶平板流动方程来研究水力裂缝内部的压裂液流场,考虑了多条裂缝间应力干扰和压裂液流量分配,建立了流-固耦合的水平井多条水力裂缝同步扩展模型。模型可模拟水平井多条水力裂缝几何形态、应力干扰情况和压裂液排量的分配情况,可解释水力裂缝之间的竞争机制。多条裂缝同步扩展时,压裂液排量并非均等地分配到各个裂缝之中,进入到内部裂缝的压裂液流量最小,内部裂缝宽度最小;内部的水力裂缝增长一定长度后,停止增长,并且在应力干扰下逐渐闭合。 相似文献
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Hydraulic fracturing is an important technological advance in the extraction of natural gas and petroleum from black shales, but water injected into shale formations in the fracturing process returns with extraordinarily high total-dissolved-solids (TDS) and high concentrations of barium, Ba. It is generally assumed that high TDS comes from the mixing of surface water (injected fluid) with Na–Ca–Cl formation brines containing elevated Ba, but the mechanisms by which such mixing might occur are disputed. Here we show that Ba in water co-produced with gas could originate from water-rock reactions, with Ba levels observed in produced waters reached on a time scale relevant to hydraulic fracturing operations. We examined samples from three drill cores from the Marcellus Shale in Pennsylvania and New York to determine the possible water-rock reactions that release barium during hydraulic fracturing. Two samples, one containing microcrystalline barite (BaSO4) and one without barite, contain elevated concentrations of Ba relative to the crustal average for shale rocks. A third sample is slightly depleted in Ba relative to the crustal average. Micro-XRF measurements and SEM/EDS analysis combined with chemical sequential extraction methods reveal that a majority of the Ba in all samples (55–77 wt.%) is present in clays and can only be leached from the rock by dissolution in hydrofluoric acid. Thus, a majority of barium in our samples is relatively inaccessible to leaching under hydraulic fracturing conditions. However, the balance of Ba in the rocks is contained in phases that are potentially leachable during hydraulic fracturing (e.g., soluble salts, exchangeable sites on clays, carbonates, barite, organics).We next studied how shale reacts with water at elevated temperatures (80 °C), low Eh (−100 to −200 mV), and a range of ionic strengths (IS = 0.85–6.4) that emulate conditions prevalent at depth during hydraulic fracturing. Our experimental results indicate that the amount of Ba released from the bulk rock has a positive correlation with the ionic strength of the reacting fluid. Between 5 and 25% of the total Ba in the rock can be leached from shale under ionic strength conditions and leachate compositions typical of produced waters over a contact time of just 7 days. We suggest that reductive weathering of black shale occurs during hydraulic fracturing due to: 1) Ba2+ in clays exchanging with Na+ and Ca2+ ions that are present in high concentrations in produced water, and 2) increased solubility and dissolution kinetics of barite under high ionic strength conditions. At the low Eh conditions prevalent during hydraulic fracturing the sulfate deficient water allows Ba to be dissolved into the produced water. Based on Ba yields determined from laboratory leaching experiments of Marcellus Shale and a reasonable estimate of the water/rock mass ratio during hydraulic fracturing, we suggest that all of the Ba in produced water can be reconciled with leaching directly from the fractured rock. 相似文献