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1、可逆交联低伤害压裂液可逆交联低伤害压裂液应用总结应用总结2012年7月29日目目 录录一、产品简介一、产品简介二、实验数据二、实验数据三、配液情况三、配液情况四、生产应用四、生产应用五、压后效果评价五、压后效果评价六、六、生产应用小结生产应用小结一、一、产产品品简简介介 可逆交联低伤害压裂液，属于粘弹性高分子表面活性剂清洁压裂液，有别于传统的胍胶压裂液与VES粘弹性表面活性剂压裂液，其压裂液自身属于结构流体，可在稀溶液中形成可逆的空间网络结构，并形成粘弹性聚合物稀溶液。胍胶：分子量超大化学交联、强结构强增粘、低浓度可逆交联：分子量适中可逆交联、粘弹性结构强增粘、低浓度VES：分子量小不交联、弱
2、结构弱增粘、高浓度一、一、产产品品简简介介主要性能特点：1.对储层伤害低2.高效增粘3.超强悬浮能力4.适应温度范围宽 5.耐盐性好6.抗剪切性能优异7.降摩阻性能突出8.配制工艺简单9.环境友好10.性价比高二、二、实验实验数据数据1、对储层伤害低p 所有组分完全溶解于水p 全过程不产生沉淀和絮状不溶物p 破胶后无残渣、易返排瓜胶体系破胶后可逆交联体系破胶后二、二、实验实验数据数据果果1 1井岩心评价试验结果表井岩心评价试验结果表岩芯号K1(10-3m2)K2(10-3m2)伤害率（%）备注712.342.119.83可逆交联压裂液破胶液备注K1:注评价液前渗透率 K2:注评价液后渗透率神北
3、神北201201井岩心评价试验结果表井岩心评价试验结果表岩芯号K1(10-3m2)K2(10-3m2)伤害率（%）备注520.3919.424.76可逆交联压裂液破胶液备注K1:注评价液前渗透率 K2:注评价液后渗透率二、二、实验实验数据数据2、粘温携砂性能85配方粘温曲线85配方携砂性（45%砂比）该压裂体系冻胶粘度低，弹性高，靠冻胶弹性携砂，图为45%砂比携砂性良好二、二、实验实验数据数据3、抗剪切性能变剪切速率粘温曲线 采用独特的可逆交联技术，剪切稳定性和剪切稀释性均表现优异，经泵送、炮眼和渗流过程不会明显破坏液体的流变性。二、二、实验实验数据数据6、降摩阻性能突出：体系具有特殊的高分子
4、结构，降摩阻性能突出，可以作为降摩阻剂使用。经最新测试，比胍胶体系减阻30%，比清水减阻76%。有利于大排量压裂。7、界表面张力p 表面张力低（常温下 25.24 mN/m）p界面张力低（常温下 0.35 mN/m）p 易破胶和返排4、适应温度范围宽：体系的适应温度范围为25-150 5、耐盐性好：在矿化度010%范围内可正常使用管柱直径管柱直径（mmmm）压裂体系压裂体系施工排量施工排量（m3/minm3/min）摩阻系数（摩阻系数（Mpa/Mpa/k km m）8989瓜胶瓜胶5 51 1.1 1可逆交联可逆交联5 50 0.54547373瓜胶瓜胶4.34.31 1.6 6可逆交联可逆交
5、联4.34.30.10.1二、二、实验实验数据数据 8、破胶试验 （1%KCL+0.3%1%KCL+0.3%主剂主剂+0.15%+0.15%交联剂）可逆交联压裂液：交联剂）可逆交联压裂液：如果破胶时间要求控制在如果破胶时间要求控制在8 8小时内，破胶后粘度控制在小时内，破胶后粘度控制在3mPa.s以下；那么过以下；那么过硫酸铵的加量应该不低于万分之八。硫酸铵的加量应该不低于万分之八。（1%KCL+0.35%1%KCL+0.35%主剂主剂+0.18%+0.18%交联剂）可逆交联压裂液：交联剂）可逆交联压裂液：如果破胶时间要求控制在如果破胶时间要求控制在8 8小时内，破胶后粘度控制小时内，破胶后粘
6、度控制在在3mPa.s以以下；那么过下；那么过硫酸铵的加量应该不低于万分之十。硫酸铵的加量应该不低于万分之十。温度温度50时试验数据时试验数据温度温度8585时试验数据时试验数据（1%KCL+0.3%1%KCL+0.3%主剂主剂+0.15%+0.15%交联剂）可逆交联压裂液：交联剂）可逆交联压裂液：过硫酸铵的加量为过硫酸铵的加量为0.3%，破胶时间为破胶时间为3 3小时小时3030分，破胶后粘度为分，破胶后粘度为2.8mPa.s。（1%KCL+0.35%1%KCL+0.35%主剂主剂+0.18%+0.18%交联剂）可逆交联压裂液：交联剂）可逆交联压裂液：过硫酸铵的加量为过硫酸铵的加量为0.3%
7、，破胶时间为，破胶时间为4 4小时小时30分分，破胶后粘度为，破胶后粘度为1.7mPa.s。二、二、实验实验数据数据熟化时间熟化时间h h1 12 24 4121224243636粘度粘度mpasmpas3030353539395454626264649 9、稠化剂浓度与基液粘度的关系（配液后一小时测得）、稠化剂浓度与基液粘度的关系（配液后一小时测得）稠化剂浓度稠化剂浓度%0.10.10.20.20.30.30.350.350.40.40.50.5基液粘度基液粘度mpasmpas12.512.519.719.729.629.635.435.440.740.748.648.61010、可逆交联压
8、裂液熟化时间与基液粘度关系（稠化剂浓度、可逆交联压裂液熟化时间与基液粘度关系（稠化剂浓度0.3%0.3%）三、配液情况三、配液情况注：注：1、170S-1，储层条件下压裂液抗剪切性能。2、携砂试验：砂比45%加砂，300分钟内悬砂优良。结论：液体悬砂合格。可逆交联低伤害压裂液基液性能抽检统计表可逆交联低伤害压裂液基液性能抽检统计表序序号号井号井号配液日期配液日期储层储层温度温度压裂液组分实际消耗（吨）压裂液组分实际消耗（吨）配液配液总量总量M M3 3室温基液室温基液粘度粘度MPa.sMPa.s携砂携砂性能性能抗剪抗剪切性切性能能检验检验结论结论备注备注防膨剂防膨剂增稠剂增稠剂助排剂助排剂交联
9、剂交联剂破胶剂破胶剂1神平2132012-6-362.69.73.31.221.37597070合格良好合格开发水平井2温西6-1612012-6-7654.51.120.80.80.42530083合格良好合格新井投产3温5-8012012-7-8702.10.6750.60.60.2521063合格良好合格开发井4温5-792012-7-10753.61.3751.20.60.4536073合格良好合格老井压裂5鄯南3-92012-7-18852.40.60.60.40.217062合格良好合格开发井6红胡新22012-7-21802.250.67500.40.2520065合格良好合格新
10、井投产7米气9井2012-7-28821.80.62500.40.2518061合格良好合格新井投产三、配液情况三、配液情况 6262时神平时神平213213井粘温曲线井粘温曲线三、配液情况三、配液情况6565时温西时温西6-1616-161井粘温曲线井粘温曲线四、生四、生产应产应用用序序号号井号井号施工日期施工日期储层参数储层参数实际加砂量实际加砂量m m3 3最高最高砂比砂比压裂段数压裂段数岩性岩性温度温度平均孔隙平均孔隙度度平均渗透率平均渗透率mdmd泥质含量泥质含量停泵压力停泵压力MPaMPa1 1神平神平2132132012-6-52012-6-5砂岩砂岩62.662.620.90%
11、20.90%35.235.25.73%5.73%31.431.4636340%40%5 52 2温西温西6-1616-1612012-6-82012-6-8泥质砂岩泥质砂岩656517.30%17.30%36.336.317.90%17.90%26.226.222.3522.3550%50%1 13 3温温5-8015-8012012-7-92012-7-9泥质砂岩泥质砂岩707010.00%10.00%0.60.612.00%12.00%30.330.315.615.630%30%1 14 4温温5-795-792012-7-12012-7-11 1砂岩砂岩757513.5%13.5%15%
12、15%7.87.814.414.4无无24.324.327.927.940%40%2 25 5鄯南鄯南3-93-92012-7-182012-7-18砂岩砂岩858515.10%15.10%13.313.313.80%13.80%343413.313.345%45%1 16 6红胡新红胡新2 22012-7-222012-7-22砂岩砂岩808012.00%12.00%6.86.812.00%12.00%38.638.617.317.345%45%1 17 7米气米气9 9井井2012-7-22012-7-28 8细砂岩细砂岩828215.4%15.4%8.68.6无无25.725.716.7
13、16.755%55%1 1 可逆交联压裂液现场共实施6井次，其中开发井压裂4口，新井投产压裂3口；渗透率范围0.6-36mD，泥质含量0-18%，温度62-85，压裂施工成功率100%。最高砂比55%，单层最大加砂量22.5m3，深度最深达3006m。四、生四、生产应产应用用井号井号日期日期层段层段m m总液量总液量m m3 3净液量净液量m m3 3总砂量总砂量m m3 3最高砂比最高砂比%平均砂比平均砂比%施工排量施工排量m m3 3/min/min交联比交联比神平神平 2132132012.6.32012.6.32403-24102403-2410242.4242.4237.1237.1
14、1111202010.610.63.53.50.5%0.5%2012.6.42012.6.42373-23782373-2378184.2184.217817811.111.1252514.914.94.5-3.54.5-3.50.5%0.5%2012.6.42012.6.42322-23302322-2330144144137.2137.212.212.2404017.317.34.54.50.18%0.18%2012.6.52012.6.52285-22912285-2291162162152.2152.217.617.6404021.221.24.54.50.18%0.18%2012.6
15、.52012.6.52250-22562250-2256217217211.3211.311.111.1202015.615.64.7-4.04.7-4.00.2%0.2%温西温西6-1616-1612012.6.82012.6.82644-2656.52644-2656.5233.8233.8221.4221.422.3522.35454523.323.34.0-5.24.0-5.20.2%0.2%温温5-8015-8012012.7.92012.7.92407-24132407-2413179.9179.9171.4171.415.615.6404023.823.84.0-4.34.0-4
16、.30.2%0.2%温温5-795-792012.7.112012.7.112444-24492444-244914014013313313.213.2404025.325.35.05.00.2%0.2%2424-2427.52424-2427.5147.5147.5139.6139.614.714.7404026.826.83.5-4.93.5-4.90.2%0.2%鄯南鄯南3-93-92012-7-182012-7-182998.4-30062998.4-3006147.3147.3139.9139.913.313.345452 27 7.9 94.4.3 3-4 4.8 80.18%0.
17、18%红胡新红胡新2 22012-7-222012-7-222584-25902584-2590177.8177.816816817.317.3454530.230.23.0-4.53.0-4.50.15%0.15%米气米气9 9井井2012-7-22012-7-28 82838-28452838-2845162.1162.1152.8152.816.716.7555533.133.14.0-4.54.0-4.50.150.15四、生四、生产应产应用用 第一段施工现场10%的砂比进入地层后，压力上升。经查证原因为交联剂比例泵出现故障，交联剂泵入量不到一半，造成脱砂堵塞。在交联剂排量正常条件下施
18、工压力平稳，施工顺利。第一段第一段第二段第二段第三段第三段第四段第四段第五段第五段神平神平213水平井施工情况水平井施工情况四、生四、生产应产应用用 5口直井口直井压压裂施工情况裂施工情况 从从5口直井口直井现场现场施工曲施工曲线线分析，随砂比的提高，施工分析，随砂比的提高，施工压压力力稳稳定，定，说说明明该该液体携砂液体携砂性能性能较较强强，能，能够满够满足高砂比足高砂比施工需求。施工需求。五、五、压压后效果后效果评评价价序序号号井号井号压裂施工日期压裂前产状压裂前产状压裂后产状压裂后产状对比增量对比增量入井入井净液净液量量m m3 3放喷放喷出液出液m m3 3一次一次返排返排率率%破胶破
19、胶液粘液粘度度mpa.smpa.s日产日产液液m m3 3/d/d日产日产油油t/d t/d 含水含水%日产液日产液m3/dm3/d日产日产油油t/d t/d 含水含水%日产液日产液m3/dm3/d日产油日产油t/d t/d 含水含水%1神平2132012-6-51.380.52535.890.77824.510.2529915.814315.611.852温西6-1612012-6-800015.75.256615.75.2566221.49643.361.933温5-8012012-7-91.721.372.314.417.884112.696.5138.7171.499.658.111.
20、24温5-792012-7-1100016.422.1284.1316.422.1284.13272.635.813.131.235鄯南3-92012-7-18139.9103.674.051.566红胡新22012-7-220001686035.711.457米气9井2012-7-2816.620100152.88.55.561.32从返排液取从返排液取样样分析，分析，压压裂液破裂液破胶胶彻彻底，粘度均在底，粘度均在2mPa.s以下，以下，压压后增液效果明后增液效果明显显，其中温西，其中温西6-161和温和温5-801压压后增油后增油显显著，著，日增油日增油5t以上。以上。五、五、压压后效果
21、后效果评评价价温米采油厂温温米采油厂温5-8015-801任意时段单井采油日志任意时段单井采油日志日期日期生产生产时数时数(h)(h)油油嘴嘴(m(mm)m)压力压力(MPa)(MPa)产油量产油量原油分析原油分析试井试井测气测气井井口口温温度度备注备注油油压压套套压压单量单量总液总液油油量量(t)(t)水量水量(m3)(m3)气量气量(m3)(m3)含含水水(%)(%)含含盐盐(mg(mg/L)/L)含含砂砂(%)(%)静静压压(M(MPaPa)静静液液面面(m(m)流流压压(MP(MPa)a)动动液液面面(m(m)清蜡清蜡井井温温()时时间间(h(h)气气油油比比(m3(m3/t)/t)时
22、时间间(h(h)液量液量(m3)(m3)油量油量(t)(t)(m3)(m3)(t)(t)规规格格(m(mm)m)深深度度(m(m)结结蜡蜡段段(m(m)20120201207017012424 0.80.81.31.3 1.721.721.411.411.31.37 70.040.0445452.32.30 0 20120201207027022424 0.80.81.21.2 1.711.711.41.41.31.36 60.040.0445452.32.30 0 20120201207037032424 0.80.81 1 1.721.721.411.411.31.37 70.040.04
23、45452.32.30 0 20120201207047042424 0.80.81.21.2 1.651.651.361.361.21.27 70.090.0945455.65.60 0 化验含水（选用）化验含水（选用）20120201207057052424 0.80.81.21.2 1.691.691.391.391.31.30.090.0945455.65.60 0 20120201207067060 0 0 00 00 00 00 00 00 0 作业作业,2012-07-05 08:00,2012-07-05 08:00 措施措施:普通压裂普通压裂20120201207077070
24、 0 0 00 00 00 00 00 00 0 作业作业20120201207107100 0 0 00 00 00 00 00 00 0 作业作业20120201207127120 0 0 00 00 00 00 00 00 0 作业作业20120201207137130 0 0 00 00 00 00 00 00 0 作业作业20120201207147140 0 0 00 00 00 00 00 00 0 作业作业20120201207157150 0 24245 50.20.20 00 00 00 00 00 00 0 2424 作业作业,化验含水（选用）化验含水（选用）201202
25、01207167160 0 242418180.290.290 00 00 00 00 00 00 0 2424 化验含水（选用）化验含水（选用）20120201207177172424 0.80.81.11.1242418.7618.766.126.1218.7618.7617.3717.376.16.12 211.211.25 546146160600 0 242475.75.3 3 2012-07-05 08:00-2012-07-16 08:00 2012-07-05 08:00-2012-07-16 08:00 措施措施:普通压裂普通压裂,化验含水化验含水（选用）（选用）201202
26、01207187182424 0.90.91.11.1242413.3613.363.593.5913.3513.3512.5412.543.53.59 98.958.9556556567670 0 2424157157.4.4 化验含水（选用）化验含水（选用）20120201207197192424 0.80.81 1 13.4413.4411.211.29.89.89 91.311.315655659.89.80 0 化验含水（选用）化验含水（选用）20120201207207202424 0.90.91.11.1 13.6213.6212.4412.445.25.22 27.227.22
27、56556553530 0 化验含水（选用）化验含水（选用）20120201207217212424 0.90.91.11.1242413.8113.815.295.2913.8113.8112.6112.615.25.29 97.327.32757553530 0 242414.14.2 2 20120201207227222424 0.80.81 1 13.7213.7212.0712.077.27.27 74.84.8757535350 0 化验含水（选用）化验含水（选用）20120201207237232424 0.80.81.11.1 14.1414.1411.6211.6211.1
28、1.11110.510.5175753.63.60 0 化验含水（选用）化验含水（选用）生生产产数据来源于数据来源于报报表表五、生五、生产应产应用小用小结结1 1、压压裂裂液液配配制制简简单单，仅仅需需根根据据储储层层岩岩性性情情况况在在主主剂剂基基础础上上添添加加相相应应的的助助剂剂即即可可；可可逆逆交交联联压压裂裂液液稠稠化化剂剂和和交交联联剂剂均均为为中中性性，稠稠化化剂剂溶溶解解速速度度快快，配配液液速速度度比比瓜瓜胶胶快快一一倍倍；具具体体配配制制时时可可按按量量将将主主剂剂分分别别加加入入各各罐罐后后整整体体循循环环40分分钟钟后后即即可可交交付使用。付使用。2、粘粘弹弹性性悬悬砂
29、砂携携砂砂能能力力优优异异，仅仅20mPa.s粘粘度度即即有有足足够够的的悬悬浮浮支支撑撑剂剂能能力力。既既便便于于实实现现高高砂砂比比，又又可可避避免免施施工工时时的的脱脱砂砂和和砂砂堵堵等等事事故故，目目前前施施工工最最高高砂砂比比达达55%。3、可可逆逆交交联联压压裂裂液液体体系系采采用用独独特特的的可可逆逆交交联联技技术术，剪剪切切稳稳定定性性和和剪剪切切稀稀释释性性均均表表现现优优异异，经经泵泵送送、炮炮眼眼和和渗渗流流过过程程不不会会明明显显破破坏坏液液体体的的流流变变性性。目目前前所所有有压压裂裂井施工成功率井施工成功率100%。六六、生、生产应产应用小用小结结4、破破胶胶彻彻底
30、底，目目前前所所有有施施工工井井返返排排液液粘粘度度均均在在2mPa.s以以下下，无无残残渣渣，低低伤伤害，无毒无重金属污染，是一种理想的新型低伤害压裂液。害，无毒无重金属污染，是一种理想的新型低伤害压裂液。5、压压裂裂液液返返排排情情况况良良好好。目目前前所所有有施施工工井井均均未未出出现现不不返返排排现现象象，其其中中米米气气9井一次返排率为最小：井一次返排率为最小：5.56%；鄯南；鄯南3-9井一次返排率为最大：井一次返排率为最大：74.05%。6、压后效果明显压后效果明显。目前所有施工井压后短期内均见油气。目前所有施工井压后短期内均见油气。7、合合理理的的交交联联比比是是保保证证压压裂裂液液携携砂砂能能力力的的关关键键。现现场场施施工工时时对对压压裂裂液液的的交交联联环环节必须加以监控，一旦泵送设备出现异常，要及时采取人工补救措施追加。节必须加以监控，一旦泵送设备出现异常，要及时采取人工补救措施追加。