谈述苏里格气田东区低伤害压裂技术

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1、谈述苏里格气田东区低伤害压裂技术苏里格气田东区低伤害压裂技术论文导读：本论文是一篇关于苏里格气田东区低伤害压裂技术的优秀论文范文,对正在写有关于交联论文的写有一定的参考和指导作用,　　　　　　　　苏里格气田东区低伤害压裂技术研究与应用　　　　　　　姓名：代东每　　　　　学号：907137　　　　　性别：男　　　　　专业:石油工程　　　　　批次：0903　　　　　电子邮箱：ylddddm.open..　　　　　联系方式：15947399844　　　　　学习中心：陕西榆林奥鹏学习中心　　　　　指导教师：王霞　　　　　　　2011年3月28日　　　　苏里格气

2、田东区低伤害压裂技术研究与应用　　　　　　　　　　　　摘要　　苏里格气田为近年来长庆油田勘探发现的储层最为丰富的低孔低渗气藏，苏里格气田的开发已由中部向东区扩展，与中部相比，东区产量更低，物性等特征也有一定的变化，体现在岩性变差（泥质含量升高）、压力系数进一步降低、层更薄，砂泥岩薄互分布的现象更严重，物性更差等几个方面。上述原因导致苏里格东区压裂液返排更加困难、储层与裂缝更易伤害、裂缝支撑剖面更为复杂等压裂难点的增强，大大制约了压裂效果的提高，且目前该区域仍然沿用以往苏里格中部的压裂技术与材料体系。为此，对于苏里格东区气藏的压裂增产改造应当在储层宏观与

3、微观进一步精细评价的基础上，发展针对苏东气藏特征的地质评价技术，气藏压裂优化设计方法与压裂工艺优化技术，研制低伤害压裂液体系，同时结合现场实施、压后排液管理及效果评估等技术的应用，最大限度地提高苏里格东区低渗气田的单井产量与经济效益，形成苏里格东区较为完整与成熟的高效压裂改造技术。　　关键词：苏里格气田;压裂液;储层伤害;单井产量　　　　目录第一章气田概况1第二章羧甲基压裂液应用及效果分析22.1、羧甲基液体简介2第三章适用于苏里格气田的羧甲基压裂液性能评价43.1、耐温耐剪切性能53.2、破胶试验73.3、静态滤失实验83.4、残胶及残渣实验9第四章

4、羧甲基压裂液体系现场应用及完善104.1、交联剂稀释104.2、羧甲基压裂液体系最佳交联技术124.3、羧甲级压裂液体系高剪切后恢复能力评价12第五章现场实施与应用效果分析14第六章成本对比28第七章结论与认识28苏里格气田东区低伤害压裂技术论文导读：本论文是一篇关于苏里格气田东区低伤害压裂技术的优秀论文范文,对正在写有关于交联论文的写有一定的参考和指导作用,锆铵（AZC）反应，形成瓜胶交联化合物，侧链的羧基也很容易与AZC反应，生成凝胶物质。　　通过改变温度、pH、螯合剂，可以改变锆的不同的聚合形式。交联反应也严重受反应条件影响。在高浓度锆存在下，这

5、些聚合锆减少了桥接，如图2-1所示。聚合锆越多，张开结构的锆越多，将导致性能上的巨大差异。这些体系中锆的浓度决定了产品的稳定性。　　　　图2-1羧甲基压裂液交联过程示意图　　由于CMHPG临界交联浓度较低，与之配套的交联剂，必须能够使聚合物分子之间产生较强的三维空间X络结构，即液体的弹性大大增加，但摩擦阻力增加不大。可延迟交联，耐温从低温至180℃，冻胶弹性好，剪切稳定性良好。能使CMHPG在0.12～0.6%浓度范围内产生很好的交联，形成凝胶到可挑挂的交联冻胶，以满足低温到高温深井压裂的需要。通过调节与之配套的交联促进剂可以很容易地控制交联延迟时间，

6、交联后冻胶的弹性强，耐温耐剪能力强，适用范围较宽。　　第三章适用于苏里格气田的羧甲基压裂液性能评价　　根据配方优选结果，结合实验室效果分析，采用基液配方：0.25%CMGHPG+0.05%氢氧化钠+0.5%防膨剂，交联比100:0.25。测得基液pH值10.5，交联时间80s，基液粘度13.5mPa.s。3.1、耐温耐剪切性能　　对7组不同添加剂配方的压裂液体系进行耐温耐剪切性能评价，结果如下：　　①基液：0.25%CMGHPG+0.05%NaOH+0.5%防膨剂+0.25%FACM-37交联剂　　试验条件：温度100℃，时间120min。　　由图2-

7、2可得，在170s-1剪切5min，然后在1000s-1下剪切3min，恢复170s-1继续剪切120min后，羧甲基压裂液表观粘度为383mPa.s。　　图3-10.25%CMGHPG压裂液无APS时的耐温耐剪切实验结果　　②基液：0.25CMGHPG+0.05%NaOH+0.5%防膨剂+0.5/万APS+0.25%FACM-37交联剂。　　由于破胶剂量较大，100℃剪切19.68min后,粘度9.628mPa.s。　　③基液同（1），过硫酸铵加量改为0.2/万APS,其它配方不变，100℃剪切15min后,粘度为27mPa.s。　　④基液同（1），

8、过硫酸铵加量改为0.1/万APS,其它配方不变，100℃剪切20min,粘度为44mPa.s。