中高温酸性清洁压裂液研究和应用.ppt

三、压裂工艺技术研究 破胶剂LSN 8%LHM-1+4%HCl 8%LHM-1+4%HCl 破胶剂LSN 预置液 前置液 携砂液 顶替液 破胶剂LSN 裂缝闭合后 低于破压强挤 返排液 加碱中和残酸 连续混配 、破胶剂拌注（气井） 下古气田 体系盐酸浓度为6%（前置液可适当提高酸浓度到9%），施工工艺为全程连续混配酸化加砂压裂； 加砂量可在现有基础上适当提高，具体改造规模根据地质情况而定； 压裂施工参数选择大前置液量（前置液比例大于50%），低砂比（30%以内），造长缝。 上古气田 体系盐酸浓度为3%以内，施工工艺为全程连续混配酸化加砂压裂； 压裂施工参数参照目前上古改造的模式，优化氮气伴注。 三、压裂工艺技术研究 中高温酸性清洁压裂液 含酸液 三、压裂工艺技术研究 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 坊85-90井选井 砂体较稳定，易于对比效果。储层温度93度。 黄39井区长8层中高温稠酸性清洁压裂液试验井与邻井储层参数及试油效果对比 四、前期现场试验及效果分析 射孔井段 (m) 加砂量 (m3) 设计排量 (m3/min) 砂比 (%) 2831.0-2835.0 35 1.8 29.6 坊85-90井长8层压裂实际泵注程序表 压裂施工参数表 压裂方案设计及施工概况 压裂工艺：常规压裂工艺 压裂液:中高温酸性清洁压裂液（前段携酸浓度为5%，后段携酸浓度为3% ） 施工概况 压裂破压34.3MPa，注前置液40m3(其中酸浓度约5%），破压过后，施工压力下降至18MPa，加砂过程中压力平稳，在调换稠化剂罐后施工压力略有上升(酸浓度下降到3%)，稳定在24MPa，在施工后期，砂比提到35%时施工压力下降，砂比提到40%时，施工压力回升。后打顶替液8.5m3，施工完毕。 四、前期现场试验及效果分析 班次 工作内容 工作制度 班产量 抽时(时) 抽次(次) 抽深(m) 动液面(m) 油(m3) 水(m3) 氯根(mg/l) 1 抽汲 7 46 800 650 0 21.4 2128 2 抽汲 7 35 1200 1050 0 14 5319 3 抽汲 7 26 1500 1350 0 10.4 7269 4 抽汲 7 24 1800 1600 油花 14.2 8156 5 抽汲 7 23 1900 1700 油花 13.8 8510 6 抽汲 7 22 2000 1800 油花 13 8865 7 抽汲 7 19 2000 1800 油花 11.8 9219 8 抽汲 5 13 1900 1700 油花 8 9396 9 抽汲 7 17 2100 1950 油花 7.8 9220 10 抽汲 7 16 2100 1950 1.3 3.7 9397 11 抽汲 7 15 2100 1950 4.3 0 　 12 抽汲 7 14 2100 1950 4.2 0 　 试油结果 四、前期现场试验及效果分析 措施效果分析 中高温酸性清洁压裂液能有效降低摩阻，从现场施工可以看出相对于邻井，坊85-90井施工压力低； 中高温酸性清洁压裂液耐高温性能较好，在储层温度93度条件下，施工最高加砂砂比达到40%，施工顺利； 试油在第11个班见油，比邻井班次要少（坊85-91井见纯油为16个班）说明中高温酸性清洁压裂液体系伤害低，易于反排。 四、前期现场试验及效果分析 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 综合评价，中高温酸性清洁压裂液具有较好的耐温抗剪切能力，破胶方式多元，其性能可满足100℃以上储层的加砂压裂改造要求； 该体系破胶液对苏里格盒7和盒8及大牛地太2和盒8岩芯伤害评价为改善，对黄36区块长8岩芯伤害小于16%； 伴注氮气对该压裂液没有影响，在制定合理的施工工艺后，中高温酸 性清洁压裂液可满足长庆上古和下古气田的改造要求； 该体系在长庆油田黄39井区高温长8储层成功进行了压裂改造施工，达到了较好的措施效果。 五、结论 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年施工已达