【doc】压裂返排过程中地层水与压裂液的判别方法研究返排,压裂,研究,判别方法,中地..
扫扫二维码，随身浏览文档
手机或平板扫扫即可继续访问
【doc】压裂返排过程中地层水与压裂液的判别方法研究
举报该文档为侵权文档。
举报该文档含有违规或不良信息。
反馈该文档无法正常浏览。
举报该文档为重复文档。
推荐理由：
将文档分享至：
分享完整地址
文档地址：
粘贴到BBS或博客
flash地址：
支持嵌入FLASH地址的网站使用
html代码：
&embed src='/DocinViewer-4.swf' width='100%' height='600' type=application/x-shockwave-flash ALLOWFULLSCREEN='true' ALLOWSCRIPTACCESS='always'&&/embed&
450px*300px480px*400px650px*490px
支持嵌入HTML代码的网站使用
您的内容已经提交成功
您所提交的内容需要审核后才能发布，请您等待！
3秒自动关闭窗口煤层气压裂返排过程中煤粉产出规律实验研究--《煤田地质与勘探》2014年03期
煤层气压裂返排过程中煤粉产出规律实验研究
【摘要】：煤层气压裂返排过程中产出的煤粉影响煤层气解吸运移,易造成煤层渗透率的永久伤害,降低气井产气量。采用自主研发的压裂液裂缝返排实验装置,模拟一定煤粉粒径配比关系下,采用不同的排采制度和不同外加液体,研究裂缝中煤粉的运移规律,测定煤粉和支撑剂被携带出的临界流量和煤粉返排效率,揭示煤粉运移与流体流速、外加液体关系的变化规律。研究表明:清水不能润湿煤粉,煤粉悬浮剂能较好润湿煤粉;煤粉含量越大,流出率越低;煤粉流出量随时间变化满足幂函数递减规律;变排量排采可以增大煤粉的返排效率。
【作者单位】：
【关键词】：
【基金】：
【分类号】：TE37【正文快照】：
中国煤层气储层具有低含气饱和度、低渗透率以及低压力的“三低”特性。在煤层气开采及煤层气增产改造中,水力压裂是目前最常用也是最有效的技术手段[1]。煤层气井在压裂作业完成后,压裂液需要及时返排,以降低压裂液在煤层中的滞留时间,减少对煤储层的损害。而在压裂返排过程
欢迎：、、)
支持CAJ、PDF文件格式，仅支持PDF格式
【参考文献】
中国期刊全文数据库
尚洪山,陈明波,何国锋,关北峰;[J];洁净煤技术;1998年04期
郭丽梅;谭国锋;管保山;梁利;;[J];精细石油化工;2011年06期
杨秀春;李明宅;;[J];煤田地质与勘探;2008年02期
陈振宏;王一兵;孙平;;[J];煤炭学报;2009年02期
邹雨时;马新仿;王雷;林鑫;;[J];煤炭学报;2011年03期
林永茂;刁素;向丽;王兴文;王毅;陈信明;;[J];石油钻采工艺;2008年05期
刘贻军,娄建青;[J];天然气工业;2004年01期
范文敏,徐媛;[J];钻采工艺;2000年05期
王丽伟;管保山;梁利;刘萍;;[J];中国煤层气;2011年01期
【共引文献】
中国期刊全文数据库
罗振兴;李铁军;郭大立;许雷;;[J];重庆科技学院学报(自然科学版);2012年04期
常锁亮;杨起;刘大锰;刘洋;李国发;索重辉;;[J];地球物理学进展;2008年04期
杨怀成;钱卫明;张磊;易明华;;[J];矿业安全与环保;2012年02期
吕玉民;汤达祯;许浩;陶树;;[J];环境科学与技术;2011年05期
刘升贵;郝耐;王建强;;[J];辽宁工程技术大学学报(自然科学版);2012年01期
袁文峰;刘升贵;张新亮;石晓静;;[J];辽宁工程技术大学学报(自然科学版);2012年04期
杨敏;;[J];广东化工;2013年05期
杜厚余;王凤琴;杨苗;武铁岭;;[J];长江大学学报(自然科学版);2013年08期
郑浩然;;[J];东北石油大学学报;2013年02期
苗濛;;[J];化工管理;2013年22期
中国重要会议论文全文数据库
刘贻军;;[A];2008年煤层气学术研讨会论文集[C];2008年
常锁亮;李国发;刘洋;;[A];2008年煤层气学术研讨会论文集[C];2008年
许浩;汤达祯;唐书恒;吕玉民;李松;;[A];煤层气勘探开发理论与技术——2010年全国煤层气学术研讨会论文集[C];2010年
白建梅;陈浩;祖世强;崔金榜;汪伟英;;[A];煤层气勘探开发理论与技术——2010年全国煤层气学术研讨会论文集[C];2010年
杨焦生;王一兵;王宪花;陈艳鹏;王勃;;[A];2011年煤层气学术研讨会论文集[C];2011年
王庆伟;陈春琳;张元元;姚征;;[A];2013年煤层气学术研讨会论文集[C];2013年
姜伟;管保山;杨致远;刘萍;梁利;;[A];2013年煤层气学术研讨会论文集[C];2013年
李勇;汤达祯;许浩;孟尚志;张文忠;;[A];2013年煤层气学术研讨会论文集[C];2013年
中国博士学位论文全文数据库
陶树;[D];中国地质大学（北京）;2011年
卜小平;[D];中国地质大学（北京）;2011年
刘会虎;[D];中国矿业大学;2011年
郭勇军;[D];中国地质大学(北京);2012年
马先平;[D];西南石油学院;2004年
邓敦夏;[D];西南石油大学;2009年
张宏;[D];中国地质大学（北京）;2008年
王庆伟;[D];中国矿业大学（北京）;2013年
张旭昀;[D];东北石油大学;2013年
袁文峰;[D];中国矿业大学（北京）;2014年
中国硕士学位论文全文数据库
翟学广;[D];河北科技大学;2011年
孙炜;[D];东北石油大学;2011年
王赛英;[D];成都理工大学;2011年
侯晓博;[D];安徽理工大学;2011年
孙才钧;[D];中国石油大学;2010年
康园园;[D];燕山大学;2011年
宋丽平;[D];中国石油大学;2011年
汪翔;[D];中国科学院研究生院（渗流流体力学研究所）;2004年
朱志敏;[D];辽宁工程技术大学;2005年
宋军正;[D];西南石油学院;2005年
【二级参考文献】
中国期刊全文数据库
张士诚;牟善波;张劲;王雷;;[J];地质学报;2008年10期
马新华,钱凯,魏国齐,李东旭;[J];勘探家;1999年03期
丛连铸,梁利,卢拥军,刘萍,李安启;[J];煤田地质与勘探;2001年02期
张新民,解光新;[J];煤田地质与勘探;2002年02期
张培河;张群;王宝玉;李国富;田永东;;[J];煤田地质与勘探;2006年01期
郭建春;卢聪;赵金洲;王文耀;;[J];煤炭学报;2008年06期
陈振宏;王一兵;孙平;;[J];煤炭学报;2009年02期
张劲;赵军;林鑫;张平;郭本广;张士诚;;[J];煤炭学报;2011年04期
秦勇,宋党育,王超;[J];煤炭学报;1997年03期
叶建平,史保生,张春才;[J];煤炭学报;1999年02期
中国博士学位论文全文数据库
陈振宏;[D];中国科学院研究生院（广州地球化学研究所）;2007年
杨静;[D];山东科技大学;2008年
【相似文献】
中国期刊全文数据库
李勇明;郭建春;赵金洲;;[J];油气井测试;2010年04期
林科君;张军;彭商平;温银武;黄小军;;[J];内蒙古石油化工;2008年18期
赵晓;;[J];石油钻采工艺;2011年03期
赵政超;吴应湘;;[J];特种油气藏;2007年05期
肖中华;;[J];科技创业月刊;2008年04期
张佑成;[J];化学与生物工程;1992年04期
邹一锋;郭建春;;[J];国外油田工程;2010年06期
何健,康毅力,高波;[J];钻井液与完井液;2005年03期
黄福堂，蒋宗乐，刘金发;[J];石油勘探与开发;1994年03期
李秀红,杨桦,陈喜田,于忠孝,佘朝毅;[J];钻采工艺;2004年06期
中国重要会议论文全文数据库
刘建;;[A];2008年石油装备学术年会暨庆祝中国石油大学建校55周年学术研讨会论文集[C];2008年
张国锋;;[A];“南方复杂地层井筒新技术”技术交流会论文集[C];2005年
王成俊;蒲春生;张荣军;贾振旺;;[A];第九届全国渗流力学学术讨论会论文集（二）[C];2007年
周渝;王东海;杨仲熙;;[A];第二届石油石化工业用材研讨会论文集[C];2001年
林光荣;邵创国;徐振锋;;[A];2002低渗透油气储层研讨会论文摘要集[C];2002年
刘雪芬;康毅力;游利军;杜新龙;;[A];渗流力学与工程的创新与实践——第十一届全国渗流力学学术大会论文集[C];2011年
雷冰;马元泰;李瑛;王福会;;[A];中国腐蚀电化学及测试方法专业委员会2012学术年会论文集[C];2012年
中国重要报纸全文数据库
师啸　通讯员
张斌;[N];中国石油报;2010年
谭明文 张绍彬;[N];中国矿业报;2003年
周宏;[N];中国石油报;2004年
李铭 汪义发;[N];中国石油报;2006年
谭明文 张绍彬 林凌;[N];中国石化报;2005年
许忠?特约记者
谢银娣;[N];中国石油报;2007年
王强?李贞;[N];中国石油报;2008年
中原;[N];中国矿业报;2005年
吴俊;[N];中华工商时报;2004年
李延平　王洪彪;[N];中国石油报;2010年
中国博士学位论文全文数据库
周玉良;[D];西南石油大学;2012年
熊湘华;[D];西南石油学院;2003年
马欣本;[D];中国石油大学;2007年
肖丹凤;[D];东北石油大学;2010年
娄燕敏;[D];东北石油大学;2013年
刘伟;[D];中国地质大学（北京）;2005年
中国硕士学位论文全文数据库
汪翔;[D];中国科学院研究生院（渗流流体力学研究所）;2004年
于雷;[D];中国石油大学;2008年
赵维斌;[D];中国石油大学;2007年
吴勇;[D];西南石油学院;2005年
徐永辉;[D];中国石油大学;2007年
王丽丽;[D];大庆石油学院;2009年
闫方平;[D];中国石油大学;2008年
邱峰;[D];大庆石油学院;2009年
李华艳;[D];大庆石油学院;2008年
王宏彪;[D];大庆石油学院;2009年
&快捷付款方式
&订购知网充值卡
400-819-9993
《中国学术期刊（光盘版）》电子杂志社有限公司
同方知网数字出版技术股份有限公司
地址：北京清华大学 84-48信箱 知识超市公司
出版物经营许可证 新出发京批字第直0595号
订购热线：400-819-82499
服务热线：010--
在线咨询：
传真：010-
京公网安备74号事业部： |
新闻中心 | 地质学基础
润湿性改变对压裂液返排的影响
　　摘要　压裂破胶液长期滞留会对储层造成二次伤害。受储层物性和地层水影响，单纯通过添加表面活性剂的手段，难以保证持久的低界面张力，达不到高效、快速返排的目的。介绍了一种&双疏表面&润湿处理剂 FCS，采用测量固液界面接触角的方法，评价&双疏表面&的润湿性 ；通过对致密砂岩驱替，计算渗透率损害率，评价&双疏表面&的形成对压裂液返排效率的影响。实验结果表明，经过 FCS 处理的致密砂岩表面，形成了一层致密的分子膜，使岩石表面变成&双疏&表面，油、水固液接触角均大于 90&。对比岩心驱替结果，经&双疏&处理后的岩心破胶液伤害率为18.3%，低于单纯添加助排剂的液相伤害率。固液界面接触角和岩心驱替结果证明，改变岩石表面的润湿性，使之成为&双疏表面&，不仅是一种促进压裂破胶液高效返排的行之有效的途径，也有助于后续驱替洗油，提高&三次采油&的采收率。
　　关键词　润湿性 ；双疏表面 ；压裂液，压裂液添加剂压裂液返排不好或是长时间滞留于储层中，使得储层黏土水化膨胀，堵塞孔隙和渗流通道，增加反渗析水锁量和束缚水饱和度，造成致密低渗透储层&水锁伤害&。常规压裂液助排剂多采用非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂、氟碳类表面活性剂或是上述表面活性剂的复配产品，表面活性剂主要是通过降低固液界面张力的方式，促进压裂破胶液返排。当表面活性剂受到高矿化度地层水稀释后，表面活性剂失效、浓度降低，固液界面张力升高，不利于液体返排。研究出一种&双疏&润湿处理剂 FCS，它通过与岩石表面反应，形成薄而致密的分子膜，使岩石表面形成既不亲水也不亲油的&双疏表面&。FCS 不但可以改变岩石表面的润湿性，而且还可以降低固、液界面张力，减小&贾敏效应&引起的毛管阻力，易于油、水在孔喉和裂缝中渗流。
　　1　实验部分.
　　1.1　药品和仪器.
　　纯水，高纯氮气，丙烯酰胺，甲基丙烯酸（MAA），2- 丙烯酰胺 -2- 甲基丙磺酸（AMPS），丙烯酸十三氟辛酯（PA），过硫酸铵 - 亚硫酸氢钠，无水乙醇，瓜胶破胶液，稀释原油（含 20% 丙酮），致密砂岩岩心，JD2000D3 接触角测量仪，岩心伤害评价装置等。
　　1.2　FCS的合成.
　　在三颈烧瓶中加入 100 mL 纯水，将三颈烧瓶放入 45 ℃水浴中，开始通入高纯氮气并搅拌瓶中纯水，使瓶内外温度平衡。向三颈瓶中依次加入丙烯酰胺，MAA、AMPS 等药品，滴加 PA。在通入氮气搅拌下反应 4 h，将粗产品溶解在无水乙醇中，用玻璃棒不断搅拌，将黏附于玻璃棒上的白色胶状物质烘干、粉碎得到成品。
　　1.3　砂岩表面膜结构的形成.
　　当 FCS 与砂岩接触后，其分子上的烯氧基与砂岩表面的水合硅烷醇之间通过共价键连接，吸附在砂岩表面。FCS 中含有数量相当多的烯氧基重复单元，每个重复单元都会与砂岩表面的水合硅烷醇进行共价连接，使得 FCS 分子牢牢地吸附在砂岩表面，形成一层薄而致密的聚合物分子膜。
　　基金项目 ：国家&863&主题项目&致密气藏压裂改造技术&（）部分研究成果。
　　利用 Quanta200F 环境扫描电镜的能谱，分析砂岩表面经 FCS 处理前后的元素变化，验证 FCS 的分子膜吸附特征。模拟 FCS 在致密砂岩储层岩石壁面的吸附环境，将同一块天然致密砂岩岩心切成 2 个厚度为 1 cm 的薄片，分别浸泡在 FCS 溶液和清水中，经过热处理后，进行能谱扫描分析。
　　天然致密砂岩岩心表面主要含有硅、氧 2 种元素，此次实验岩心中硅元素含量占50.62%，氧元素含量占 32.82%，而氟元素仅占 1.22%，含量极低，而经过 FCS 处理后的岩心表面，氟元素的比例明显增加，硅、氧 2 种主要元素含量反而下降，说明 FCS 吸附在砂岩表面，形成了致密的聚合物分子膜，遮挡了探针与岩石表面元素接触，使检测数据有所下降。FCS 分子膜的形成，增加了岩石表面氟元素含量，使得探针检测到的氟元素含量增加。
　　1.4　砂岩表面润湿性.
　　液体在固体表面润湿情况，可以通过测量固液接触角的大小进行微观表征。对于亲水表面，当固液接触角小于 90? 时，表明固液润湿性好，固体表面亲水性强；当固液接触角大于 90? 时，表明固液润湿性差，固体表面更易亲油。为了解 FCS 对岩石表面润湿性的改变，开展如下实验。
　　将同一块岩心等分切割成 6 片厚度为 1 cm 的岩心片备用。测定砂岩表面原始油、水两相润湿性 ；将4 块砂岩片分别放入压裂破胶液和 FCS 溶液中浸泡几个小时，取出风干，测定砂岩片浸泡前后的油、水 2相润湿性变化.
　　向岩石表面滴纯水，润湿角为10.26? ；向岩石表面滴稀释原油，润湿角为 42.68?。2次润湿角均小于 90?，说明岩石原始润湿性属于中性润湿，但由于岩石与纯水的固液接触角更小，岩石表面水润湿性更强。这种中性润湿的岩石表面，油、水均在岩石表面铺展。亲油性趋势强的岩石表面，受原油中极性物质与岩石表面基团的作用力束缚，使原油牢固地吸附在岩石表面上，不利于驱替洗油 ；而亲水性趋势强的岩石表面上，更容易形成水膜。当水相进入此类岩石孔隙和微裂缝中，毛细管力将成为阻力，使得孔隙和微裂缝中的水难于排出，引起&水锁&伤害。
　　经过破胶液浸泡后岩石表面的水相润湿角变小，油相润湿角变大。这说明破胶液浸泡过的岩石表面水润湿性变得更好，而油润湿性变差。产生这种现象的原因是由于破胶液中含有的表面活性剂类助排剂吸附于岩石表面，使岩石表面水润湿性增强，油润湿性减弱。图 3 说明，岩石表面经过 FCS 溶液处理过后，水相润湿角和油相润湿角均大于 90&，相比于原始润湿性和破胶液浸泡过后的表面润湿性，水相和油相润湿性均变差。这主要是因为 FCS 在岩石上形成一种&双疏表面&。这种表面抑制水相再次侵入岩石基质，也阻碍了油相黏附于岩石表面，因此油、水两相接触角均高于 90&，岩石表面不再亲水和亲油，这种表面有利于后续驱替洗油和液体返排。
　　2　破胶液返排实验.
　　2.1　压裂破胶液的油水界面张力.
　　将常见压裂液助排剂按等百分比浓度溶解在压裂液破胶液中，用旋转界面张力仪测定相同浓度、不同类型表面活性剂的油水界面张力值.
　　同等浓度条件下，复配阴离子表面活性剂（SLPS）油水界面张力最低仅为 0.068 mN/m，FCS 在降低油水界面张力的能力方面较其余表面活性剂并不占优势，其油水界面张力为 0.452 mN/m。这主要是由于表面活性剂的分子结构较 FCS 小得多，分子间排斥力弱，空间位阻小，容易分散、吸附到油水界面上，亲水和亲油部分在油水 2 相所受的拉力平衡，在油水界面能够整齐排列，从而降低了油水界面张力 ；FCS 分子结构中虽然带有亲水碳链，但是疏水部分的长碳链向油相扩散，在扩散过程中，将亲水碳链向油相拉入，导致 FCS 分子亲水部分在油水界面分布面积减小，在油水界面上亲水部分不能很好地形成整齐排列，因此油水界面张力较大。
　　2.2　岩心驱替实验.
　　将 4 块渗透率相近的低渗透人造岩心，饱和模拟地层水，依次驱替压裂液破胶清液、0.1% 常用助排剂溶液、0.1% FCS 溶液，最后再用模拟地层水进行驱替。计量单位时间内，流出的液体体积，计算渗透率的值。通过比较 4 块岩心在相同驱替压力下的渗透率变化，间接说明润湿性改变对压裂破胶液返排的影响。实验结果见图 4。从图 4 得出，经驱替的岩心渗透率均有所下降。从液相渗透率差值看，FCS 较其他 3 条曲线渗透率下降幅度最小，为 18.3% ；SLPS在 3 种表面活性剂溶液中，渗透率下降幅度最小，为21.5%，OP-10 下降幅度最大，为 34.6%。值得注意的是，经地层水驱替后，&双疏&处理的岩心渗透率恢复程度较大，而其他 3 块岩心渗透率恢复幅度不大。
　　低界面张力可以再一定程度上，促进液体流出，但是经过地层水稀释过后，固液界面张力升高，液体流出速度减慢。而表面经过&双疏&处理过后，液体在基质和微裂缝中流动只受驱替压力控制。
　　1. FCS 是通过分子链中的烯氧基与砂岩表面的水合硅烷醇之间通过共价键连接，吸附在砂岩表面，形成一层薄而致密的聚合物分子膜。分子膜使致密砂岩表面变成&双疏表面&。
　　2. 表面活性剂使砂岩表面改变成亲水表面，岩石表面亲水性增强，容易形成&水膜&。当流体侵入岩石基质和微裂缝时，基质空隙容易发生&水锁&现象。
　　3. 低界面张力在一定程度上有助于液体从岩石流出，但受地层水稀释和岩石基质吸附后，表面活性剂失效，导致界面张力升高，导致液体难于流动。
　　4.&双疏表面&形成后，油相和水相不易吸附在岩石表面，有助于后期洗油和抑制外来水相侵入岩石，降低外来水相对储层的侵害，增加油相被驱替效率，将会大幅度提高油相采收。
请输入关键词：
公司地址：武汉市洪山区中国地质大学（校内）
联系电话：027-
传真：027-
中国地质大学（武汉）
版权所有 湖北地大热能科技有限公司 未经许可不得复制、转载或摘编，违者必究!
联系电话：027-/传真 ：027- 邮箱：@ 地址： 武汉市洪山区中国地质大学校内（武汉）国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展
中国页岩气网讯：致密页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井需要储层改造才能获得比较理想的产量。目前，国外页岩气开发最主要的增产措施是减阻压裂，即利用减阻水压裂液进行体积改造。减阻水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展起来的一种新的压裂液体系。在美国、加拿大等国，减阻水压裂液的使用获得了显著的经济效益并且已经取代了传统的凝胶压裂液而成为最受欢迎的压裂液。
近年来，页岩气能源的开采在中国受到越来越高的重视。作为页岩气体积改造的关键技术，减阻水压裂液在中国具有广阔的应用前景。
一、减阻水压裂液发展历程
减阻水压裂液是指在清水中加入一定量支撑剂以及极少量的减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂等添加剂的一种压裂液，又叫做滑溜水压裂液。减阻水最早在1950 年被引进用于油气藏压裂中，但随着交联聚合物凝胶压裂液的出现很快淡出了人们的视线。在最近的一二十年间，由于非常规油气藏的开采得到快速发展，减阻水再次被应用到压裂中并得到发展。1997 年，Mitchell 能源公司首次将减阻水应用在Barnett页岩气的压裂作业中并取得了很好的效果，此后，减阻水压裂在美国的压裂增产措施中逐渐得到了广泛应用，到2004 年减阻水压裂液的使用量已占美国压裂液使用总量的30%以上(表1)。
表1 2004年美国油气田各类压裂液用量所占百分比
早期的减阻水中不含支撑剂，产生的裂缝导流能力较差，后来的现场应用及实验表明，添加了支撑剂的减阻水压裂效果明显好于不加支撑剂时的效果，支撑剂能够让裂缝在压裂液返排后仍保持开启状态。
目前在国外页岩气压裂施工中广泛使用的减阻水的成分以水和支撑剂为主，总含量可达99%以上，其他添加剂(主要包括减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂、阻垢剂和杀菌剂)的总含量在1%以下，尽管含量较低，这些添加剂却发挥着重要作用(表2)。
表2 减阻水压裂液中的主要添加剂
二、减阻水压裂液技术研究进展
1、新型减阻水压裂液体系
减阻水流体本身是一种差的支撑剂载体，需要通过提高其泵入速率来减少支撑剂的沉淀。此外，有人通过在减阻水压裂液中加入少量交联剂和线性凝胶来缓解支撑剂的沉降和铺置问题，高黏度流体尽管能达到这一目标但会显著降低裂缝的复杂度。
为了弥补减阻水体系上述缺点，Bell 等在2010 年首先提出一种新型的减阻水体系概念，该体系兼具减阻水体系和常规凝胶液体系的优点，可以在凝胶破坏前最大限度地运输经过地面设备和较长水平侧向井段的支撑剂，以创造一个足够复杂的裂缝网络。2011 年，Brannon等在Bell 等人的研究基础上研制出了一种新的交联聚合体系，通过在地层中可控的黏度降解，该液体转变为具有较低黏度的减阻水以提供所需复杂度的裂缝网。即这种液体可以先产生距井眼一定距离的平面裂缝，然后再自发转变为低黏度液体制造复杂裂缝。因而，该体系兼具减阻水和交联凝胶体系的优点，又克服了两者的缺点。此外，他们还通过裂缝模型证明了该体系在液体性能及裂缝网络延伸控制方面的实用性。在2011 年上半年，该体系在美国的德州、阿肯色州和路易斯安那州的页岩气开采中得到600 多次应用，与常规减阻水及凝胶液体系相比，该体系获得了更好的生产效果。
2、添加剂之间的相互作用
最近几年人们发现，在减阻水的现场施工中减阻剂的减阻效果往往会由于其他添加剂的加入而大打折扣，于是减阻剂和其他添加剂之间的相互作用开始受到人们关注。
2009 年，C.W.Aften等人通过研究发现非离子表面活性剂会缩短聚丙烯酰胺乳液减阻剂在水中的分散时间，使其在更短时间内完全溶解并达到最大黏度，从而提高了其减阻效果。
同年，Shawn M.Rimassa等通过实验证明阳离子杀菌剂将对阴离子聚丙烯酰胺减阻剂的效果产生不利影响，而非离子杀菌剂却对其效果没有任何影响，因此提出以非离子或阳离子聚丙烯酰胺以及多糖类聚合物作为减阻剂来取代阴离子聚丙烯酰胺。
2011 年Javad Paktina提出阳离子黏土稳定剂与阴离子聚合物减阻剂的混合将造成巨大麻烦，在一定的情况下，它们之间会产生交联反应使减阻剂聚合物分子结构变化产生沉淀，这不仅降低了减阻剂效果，还会导致对地层的伤害。此外，他还认为一般的阴离子聚合物减阻剂与阳离子聚合物混合都会产生沉淀，所以在设计压裂液体系前应注意添加剂的问题。
2011年，Carl Aften研究了杀菌剂对聚合物减阻剂、除氧剂、阻垢剂及表面活性剂所带来的影响。实验结果表明，一些杀菌剂比如THPS 和季胺盐类的ADBAC 也会伤害减阻剂的性能，这类化学添加剂会对聚合物的水化机理产生影响，降低增黏效果并导致减阻剂乳液分散能力的减弱。此外，添加剂之间的相互影响结果不仅受添加剂类型的影响，还受减阻水中的含盐量及温度等外界环境的影响。
综上可知，减阻水压裂液中用到的任何化学添加剂之间的兼容性应该提前测定，以保证化学角度的安全性，使压裂改造更加有效并使潜在的地层损害降到最低。
3、破坏剂的优选
减阻剂常用在减阻水压裂作业中，来减少在较高的泵速下因摩擦管线和水或盐水溶液之间的摩擦而产生的巨大的能量损失。目前几乎所有减阻剂均使用高分子量的聚丙烯酰胺乳液，尽管减阻水中的减阻剂浓度非常低，但由于一般的减阻水压裂所需的减阻水体积较大，就会有大量的聚合物注入到地层，且大多数聚丙烯酰胺聚合物较难降解，因而近年来减阻剂对地层及裂缝造成的潜在损害逐渐受到关注。因此，需要找到一种合适的破坏剂来有效地降低聚丙烯酰胺聚合物分子链的尺寸(或分子质量)，进而减少裂缝及地层伤害。
2007 年P.S.Carman等对减阻水压裂中聚丙烯酰胺减阻剂的破坏剂进行成功优选。他们对几种传统的氧化型破坏剂进行了筛选，利用截留分子量(MWCO)过滤技术来测量聚合物分子量的降解程度，从而确定聚合物碎片的比例和大小。此外，他们还通过实验确定在减阻剂中加入破坏剂并没有对聚合物的水化性能及减阻效果产生不利影响。结果表明，传统的氧化型破坏剂在温度为180°F 时对聚丙烯酰胺都有一定程度的降解;在相同温度下，过硫酸钾氧化剂比有机过氧化物和无机过氧化物具有更好的效果;此外，随着破坏剂浓度的增加，减阻剂完全降解所需时间缩短了。
4、无害化减阻剂的研究
前面提到，尽管聚合物减阻剂一般是在低浓度下泵入地层，但用量较大，所以这些聚合物也将对地层产生伤害。在一些人对聚丙烯酰胺破坏剂进行优选的同时，另一些人对无害化的减阻剂也开始了研究。
现有的减阻剂，包括共聚物在内，均为以C—C 为主链的聚合物，其主链很难被打破因而难以降解。
2010 年，H.Sun 和R.F.Stevens 等认为即便使用氧化型破胶剂，这些聚合物还是会对地层造成一定损害。H.Sun 和Benjamin Wood 等提出有2 种方法可以解决高分子减阻剂造成的地层及裂缝伤害问题。
(1)研发更有效的减阻剂，它应含有更高效的聚合物，或者具有更好的水化分散性以缩短减阻剂水化前的潜伏期，使得其在泵入过程中较早地发挥作用，因为流体从地面到射孔处大概只需3min。
(2)研发极易降解的减阻剂，使得其在井底条件下便降解，并留下极少残渣。据此，H.Sun 等人研发了一种新型的易被降解的减阻剂，其主要特点如下：
①以液态传输，使运输和现场作业更方便;
②水化分散较快，能在泵入过程中更早发挥作用;
③与清水、KCl 溶液、高浓度盐水以及返排水配伍性强并能够在剪切作用下保持稳定;
④泵入过程中与破坏剂以及其他处理剂(阻垢剂、杀菌剂、黏土稳定剂、表面活性剂等)兼容;
⑤更加高效，大大减少了现场聚合物的用量;
⑥由于该减阻剂对油田使用的氧化型破胶剂更加敏感，使得其降解更加容易，且在一般地层温度下比传统减阻剂降解更迅速、更彻底，因而能最大限度地降低地层伤害。
他们通过实验室研究将该减阻剂与致密砂岩和页岩岩心的化学配伍性、减阻性能、破裂性能及其对地层的伤害与传统减阻剂进行了对比，证实了该减阻剂的优越性。此外，超过90d 的现场生产数据证实，利用该新型减阻剂开采气井的产量比利用传统减阻剂的产量有明显提高。
5、抗盐减阻剂的研究
减阻水压裂液对于水的需求量是巨大的，但是在美国，许多州对淡水用于储层压裂是有限制的。为了满足对淡水的需要以及节约成本，人们采用各种水处理技术，利用化学及机械措施将返排水中的固体和杂质去除，以便对其进行重复利用。然而现有技术却难以将返排水中的溶解盐及硬度成分去掉。实际上，通过对现场返排水的研究表明，大部分压裂措施不仅增加了水中的总体矿化度而且增加了多元离子含量。
1)盐分对减阻剂效果的影响
作为减阻水压裂液中最主要的添加剂，减阻剂减阻效果的好坏对压裂施工而言至关重要。Javad Paktinat 等通过将减阻剂在盐水中的减阻效果与在清水中的减阻效果做比较，评价了含盐量对减阻剂的影响。他们通过环流试验以及对油管摩阻变化的观察，证明具有较高盐度和硬度的压裂液将对减阻剂的效果产生伤害。Javad Paktinat 认为这是由于水中的离子会跟一些聚合物分子发生反应，并会导致聚合物分子的自身反应，这引起聚合物分子在静态条件下体积减小从而降低了聚合物分子的增黏能力。
图1 室温下减阻剂溶液的黏度随氯化钙浓度的变化
图1 体现了典型阴离子减阻剂溶液受到氯化钙浓度影响的黏度变化。当盐水的硬度达到50mg/L 时就会导致减阻剂性能降低，且当硬度超过减阻剂所能承受的范围，可能对聚合物产生永久性的破坏。此外，当盐水中含盐成分为1∶1 结构(一价盐)时，盐分产生的离子强度也会对聚合物的发挥造成不利影响。
一般来说，硬水所含离子(比如钙离子、镁离子)会导致聚合物构造的不可逆变化，然而1∶1 结构的一价盐(比如氯化钠、氯化钾)溶液对减阻剂的影响是可逆的。因此一价氯化盐所造成的影响不是永久的，即用某种办法稀释一价氯化盐的盐水，可以使聚合物重新获得它的性能。这说明聚合物的吸引力不是由化学键决定的，而是受到聚合物分子与溶液中离子之间的电磁力影响。
2)抗盐减阻剂的研究
鉴于盐水中离子对减阻剂效果产生的不利影响而市场上现有减阻剂发挥的效果欠佳，人们便开始关注抗盐减阻剂的研发,这种类型减阻剂的研究及发展开始于2009 年。C.W. Aften[18]首先通过实验证明盐分确实给乳液减阻剂的效果造成损害，并提出可以提供一种抗盐减阻剂，在含盐量较高的返排水中其性能不会受到影响或是受影响很小。
这类减阻剂应该具备以下特点：
①减阻剂乳液在盐溶液中具有很好的分散性，使其内部分子完全释放到外相中;
②聚合物分子在盐溶液中仍保持较好溶解性及柔韧性。2011 年Javad Paktinat 等通过筛选耐盐的聚合单体类型并优化单体配比，研制出了新型抗盐聚合物减阻剂。
他们选取了其他3 种常规减阻剂与该新型减阻剂作对比，利用摩阻环对减阻剂在不同溶液下的性能进行评价。结果表明4 种减阻剂在清水中的性能都相似，但在含有单价及多价离子的高浓度盐水中4 种减阻剂的性能就被明显区分开来，该新型减阻剂在盐水中的性能比其他3 种要好很多，具有显著的抗盐性。此外，他们还在此基础上优选出了配套的表面活性剂、黏土稳定剂等主要添加剂，并建立了一套新型抗盐减阻水压裂液体系。
该体系在加拿大霍恩河盆地以及美国马塞勒斯盆地的页岩气开采中都表现出了更优越的性能，页岩压裂效果得到很大提高。
抗盐减阻剂的出现一方面可以在满足操作需求的条件下减少用量，从而节省压裂成本并且避免了使用大量减阻剂而导致地层损害的风险;另一方面，抗盐减阻剂使返排水代替清水用作压裂液成为可能，从而保护了匮乏的水资源。
6、支撑剂传输系统的改进
为了改进减阻水压裂液中支撑剂的传输效果，很多人致力于减小支撑剂粒径或密度，根据斯托克斯法则，这将降低支撑剂的沉降速率。但是，使用小粒径支撑剂或是密度较低的支撑剂会使得裂缝导流性变差。
N.Kostenuk 等在2010 年通过实验测试了一种能够在不减小支撑剂粒径或密度的前提下显著减少支撑剂沉降及在裂缝中堆积的新方法，即PTM(Proppant Transportation Modifier)技术，这种独特的技术建立在改变支撑剂表面性质的基础上。
它将支撑剂传输改性剂(PTM)加入到减阻水中，使得支撑剂表面具有亲气性，从而在支撑剂表面产生微气泡并环绕在支撑剂颗粒周围。这些微气泡改变了支撑剂颗粒的浮力，因而支撑剂可以在减阻水中传输到更远的地层中去而不受压裂液黏度或流动性的限制(图2)。
图2 支撑剂传输剖面图
这种方法使得支撑剂能够均匀分布到裂缝中去从而更好地起到支撑裂缝的作用。N.Kostenuk 等通过实验模拟了现场条件下该技术传送支撑剂的性能，结果表明，由于PTM 的加入，储层产量增加了24%～26%，支撑剂充填层的导流能力及渗透率分别增加了19.3%和18.1%。
三、减阻水压裂液优缺点分析
(1)减阻水压裂液体系极大地减少了凝胶对地层及裂缝的伤害。传统的凝胶压裂液体系使用较高浓度的凝胶，这些凝胶的残留物以及在压裂过程中产生的滤饼会堵塞地层并降低裂缝导流能力。而减阻水压裂液中只含有少量的减阻剂等添加剂，并且易于返排，大大降低了地层及裂缝伤害，从而有利于提高产量。
(2)成本较低。减阻水中的化学添加剂及支撑剂的用量较少，可节省施工成本40%～60%。由于成本的降低，许多原来不具商业开采价值的储层便可以得到开发。
(3)减阻水能够产生复杂度更高体积更大的裂缝网络。这是由于减阻水具有较低的黏度以及施工时的泵入速率较高。裂缝复杂度和体积的提高增加了储层的有效增产体积，使得产量增加。
(4)由于减阻水中添加剂含量少，较为清洁，因此更易于循环利用。
(1)减阻水最大的缺点是其对支撑剂的输送能力较差。传统的支撑剂传输系统依靠压裂液的黏度悬浮并运载支撑剂到储层深处，而减阻水黏度较低，携砂能力较差，主要依靠紊流、砂坝和(或)砂床来传送支撑剂。这将导致支撑剂在地面设备或较长水平侧向井段的过早沉淀，支撑剂不能得到均匀铺置。这使得裂缝难以得到有效支撑，导流能力下降，从而导致过早的作业终止和生产力降低。此外，大量支撑剂在靠近井口的裂缝中的堆积还容易造成堵塞，降低储层渗透率。
对于该缺点，建议主要通过如下2条途径来弥补：
①研究制造出性能更高的支撑剂，使其在不降低强度的条件下具有更低的密度，以利于输送;
②研究新型减阻水压裂液体系，使其在输送支撑剂过程中具有较高黏度，在达到地层后则自动降黏以制造复杂的裂缝网络。
(2)减阻水压裂施工中所需水量较大。由于减阻水携砂能力差，为了将大量支撑剂传输进入地层，不得不在高泵速下将大量支撑剂含量较低的减阻水注入地层。在美国许多区域的页岩气开采中，减阻水的单井使用量都达到了几百万加仑。
此外，随着水平井多级压裂及同步压裂技术的发展，减阻水的使用量还在不断增加。由于减阻水具有极低的造壁能力，随着注入量的增加，更多液体将渗入地层造成地层损害，因而减阻水不适合水敏地层压裂。而且在淡水缺乏的区域，减阻水压裂液的应用也会受到一定限制。为了减少淡水的用量及损失，可向减阻水体系中加入一定量的降滤失剂，以降低减阻水向地层的滤失。此外，应研究更高效的返排液处理技术，加大对减阻水压裂液的回收利用。
? 经过一二十年的发展，减阻水压裂液已经取代了凝胶压裂液成为国外页岩气开采的主流压裂液体系。
? 目前减阻水压裂液技术的研究重点主要是支撑剂输送能力的改善、添加剂之间的相互作用、对地层伤害程度的降低以及抗盐减阻剂的研究。
? 在减阻水压裂施工中，要提前测定减阻水的支撑剂传输性能以及各种添加剂之间的兼容性，并且要考虑到减阻剂带来的潜在地层损害以及盐分对减阻剂性能的影响。
? 减阻水压裂液产生较低的储层及裂缝伤害，成本较低，能够产生复杂度更高体积更大的裂缝网络，并且易于循环利用。但减阻水压裂液对支撑剂的输送能力较差并且对水的需求量极大。
责编：王亭亭
中国页岩气网版权声明：凡注明来源为“中国页岩气网：xxx（署名）”，除与中国页岩气网签署内容授权协议的网站外，其他任何网站或者单位未经允许禁止转载、使用，违者必究。如需使用，请与010-联系；凡本网注明“来源：xxx（非中国页岩气网）”的作品，均转载与其他媒体，目的在于传播更多信息，但并不意味着中国页岩气网赞同其观点或证实其描述，文章内容仅供参考。其他媒体如需转载，请与稿件来源方联系，如产生任何问题与本网无关，想了解更多内容，请登录网站：.cn
( 13:45:15)
( 18:13:45)
( 18:13:45)
( 18:08:59)
( 17:57:57)
( 17:52:15)
( 15:59:29)
( 12:11:20)
( 15:20:30)
( 11:20:37)
水力压裂法或释放1400亿桶石油
美公布水力压裂法对饮用水影响报告草案
涪陵页岩气田压裂技术达到国际先进水平
重庆城探1井页岩气压裂试气开工 将打破矿业经济格局
北方重工页岩气高端压裂成套装备推向市场
本月最热点击
战略合作联系
投稿邮箱：.cn
广告合作热线：010-
微信公众账号：}