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| 1 | 压裂液缝内黏滞阻力实验研究显示文摘国外研究表明,压裂液的缝内黏滞阻力对气产量影响较大,即使只有0.003 0 kPa的黏滞阻力,也会在一定程度上降低气产量。文中采用支撑剂导流能力测定装置,自创了一套压裂液黏滞阻力的实验测定方法。通过系列实验得知:相同砂比、铺砂浓度条件下,高质量分数瓜胶压裂液的缝内黏滞阻力大于低质量分数瓜胶压裂液;同一套压裂液体系,低砂比段的缝内黏滞阻力大于高砂比段。因此,缝内黏滞阻力造成的支撑缝失效位置主要分布在低砂比段。另外,加入纤维有利于降低压裂液的缝内黏滞阻力。该研究成果为定量研究压裂液在支撑裂缝内的黏滞阻力提供了一套独特、可行的实验方法,在国内少有先例。 | 刁素 龙永平 任山 黄忠禹 王兴文 向丽 王文耀 | 2012 | 断块油气田2012，19，6： | 10 |
| 2 | 特低渗油田水力压裂的压裂液伤害实验研究显示文摘为了提高压裂效果,针对特低渗油田水力压裂液伤害进行实验研究。在研究区储层地质特征分析的基础上,以特低渗砂岩岩心为对象,对不同压裂液造成的伤害进行实验测定和分析,定量评价储层压裂液的伤害程度,分析造成储层伤害的原因。认为黏土的存在是造成储层伤害的主要原因,储层伤害受到黏土含量、黏土类型、渗透率等多种因素的影响。建议从减少压裂液的滞留吸附、提高破胶率、提高返排率方面着手改进压裂液。 | 张博 张海勇 吴小张 吴鹏 | 2016 | 重庆科技学院学报(自然科学版)2016，18，2： | 7 |
| 3 | 硼修饰纳米二氧化硅交联剂研发及性能评价显示文摘针对目前常规有机硼、无机硼交联的瓜胶压裂液普遍存在羟丙基瓜胶用量大、残渣含量高等的问题,笔者先将硅酸钠水解制得纳米二氧化硅,然后将制得的纳米二氧化硅与γ-氨丙基三甲氧基硅烷反应得到表面修饰纳米二氧化硅,再与硼酸进行反应,最后制得可交联的硼修饰纳米二氧化硅交联剂,该交联剂粒径主要分别在7~11 nm,可有效降低瓜胶用量及残渣含量。研究了该交联剂交联的羟丙基瓜胶压裂液,室内研究表明,该压裂液体系各项性能良好:在温度分别为50℃、120℃,剪切速率170 s^(-1)下连续剪切120 min,最终黏度均大于50 mPa·s;50℃下破胶60 min,破胶液黏度小于5mPa·s;表面张力22.77 mN/m;防膨率89.6%;残渣含量145 mg/L;岩心基质渗透率损害率为9.82%~14.86%,压裂液各项性能良好,羟丙基瓜胶浓度降低20%,残渣含量降低25%,满足现场施工要求。 | 熊俊杰 李春 杨生文 安琦 于吉 王世华 | 2019 | 钻井液与完井液2019，36，2： | 4 |
| 4 | 新型延迟自生热增压泡沫压裂液研究显示文摘随着川西地区中浅层气藏采出程度加深,地层能量逐渐降低,压裂液返排率下降,常规压裂技术已不能适应开发需要。为解决该问题,研制了具有低腐蚀低伤害性能、泡沫携砂性好、低滤失、返排速度快的新型延迟自生热增压泡沫压裂液,并进行了现场应用。实验结果表明,该压裂液体系压后返排速度快,见气早,施工工艺成功率为100%。该研究在一定程度上增加了川西中浅层压裂改造的增产有效性。 | 方行 向丽 屈静 邱玲 | 2011 | 特种油气藏2011，18，5： | 4 |
| 5 | 致密气藏非均质水平井分段压裂关键技术显示文摘MS地区蓬莱镇组气藏属于致密砂岩气藏,非均质性强,水锁伤害严重,多数井砂泥岩交互。针对水平并分段压裂布缝难度大,压裂液储层适应性差,压后效果差等难题,研究形成了考虑启动压力梯度的基于独立渗流单元的裂缝间距优化技术;优化出低伤害防水锁压裂液体系,残渣含量下降了17%-20%,润湿接触角从39.9°提高至91.5°,水锁伤害后气测渗透率恢复率从33.1%提高至71.98%;研究了液氮增能及伴注工艺,现场试验7口井,施工成功率100%,有效率100%,压后平均测试产量3.617×10^4m^3/d,是前期分段压裂的2.2倍,平均返排率为68.3%,较前期提高了17.4%。 | 栗铁峰 | 2015 | 天然气技术与经济2015，9，1： | 2 |
| 6 | 钛修饰纳米二氧化硅交联剂及胍胶压裂液研究显示文摘γ-氨丙基三甲氧基硅烷与硅酸钠水解制得表面修饰纳米二氧化硅,四氯化钛与表面修饰纳米二氧化硅反应,制得钛修饰纳米二氧化硅交联剂,粒径主要分布在6~11 nm之间,可有效降低羟丙基胍胶用量及残渣含量。配制了纳米二氧化硅交联剂交联的羟丙基胍胶压裂液,羟丙基胍胶浓度为0.35%~0.4%。室内研究表明,该压裂液体系各项性能良好,在170 s^(-1),150℃下,剪切120 min,粘度102 mPa·s;120℃下破胶60 min,破胶液粘度2.32 mPa·s;表面张力23.53 mN/m,界面张力0.91 mN/m;防膨率88.56%;残渣含量227 mg/L;岩心基质渗透率损害率为9.63%~15.77%,压裂液耐剪切性能、破胶性能、助排性能、储层保护性能等各项性能良好,满足压裂要求。 | 熊俊杰 赵林 马超 谢彬强 | 2021 | 应用化工2021，50，10： | 2 |
| 7 | SF气田低伤害压裂液技术显示文摘针对前期SF气田水平井压后效果差的问题,通过实验认识到储层具有中等一偏强水敏和较为严重的水锁伤害特征。针对伤害机理,提出了提高压裂液润湿接触角、降低毛管力和降低瓜胶浓度、降低残渣伤害是压裂液优化的方向;优化出的压裂配方水锁伤害后渗透率恢复率大于78%。通过流变实验优化压裂液瓜胶浓度,将浓度从前期0.35%(40~50℃)、0.30%(30—40%)分别降至0.28%和0.25%。现场应用4口水平井,施工成功率100%,平均12h返排率为40.1%,较前期21%提高了90.5%;压后平均测试产量3.126×10^4m^3/d,较前期1.23010^4m^3/d提高了154%,返排速率快,增产效果显著。 | 刁素 郭永朝 黄禹忠 | 2013 | 油气井测试2013，22，6： | 2 |
| 8 | 低伤害压裂液性能研究及在鄂尔多斯盆地致密砂岩气水平井压裂中的应用显示文摘某水平井位于鄂尔多斯盆地某致密砂岩气区块,该井太2段以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主,平均孔隙度为8.65%,平均渗透率为0.651 m D,储层压力系数0.9~1.0,温度55℃。该类储层存在压裂液破胶难度大、压后返排困难、压裂液对地层伤害大等问题。针对该类储层特征,优选了低伤害胍胶压裂液配方,室内研究表明,该压裂液体系各项性能良好:在170 s-1,55℃,剪切2 h,黏度大于50 m Pa·s;55℃下破胶1 h,破胶液黏度在5 m Pa·s以下;表面张力19.66 m N/m;防膨率92.64%;岩心基质渗透率损害率为13.34%。该井使用连续混配装置进行配液施工,现场施工情况表明,压裂液性能良好,施工压力稳定。压后1 h快速放喷返排,返排效果良好,压后增产效果显著。 | 熊俊杰 李春 张亮 安琦 杨生文 李昀昀 王世华 | 2018 | 石油化工应用2018，37，6： | 2 |
| 9 | 低残渣压裂液体系的形成及性能评价显示文摘针对现场所用的传统压裂液体系存在的残渣量高、易堵塞储层的有效孔隙和裂缝、降低油气产量等问题,本文通过在大分子半乳聚糖上接入新的化学基团,制备得到改性的羟丙基瓜胶。研究了反应时间、反应温度和酸碱度对所形成体系的影响,评价了该体系的稳定性、携砂性能和破胶性能,认为所形成的低残渣压裂液体系具有良好的热稳定性、强的携砂能力和破胶性能。 | 程刚 马中国 马帅帅 | 2018 | 化工技术与开发2018，47，6： | 1 |
| 10 | SF气田水平井分段压裂技术研究显示文摘SF气田蓬莱镇组气藏水平井分段压后平均测试产量为1.23×104m3/d,投产率仅46%,个别井出砂严重堵塞油管,且平均返排率为58.2%,未达到预期开发效果。针对这种情况,亟待深入分析原因,通过深化储层认识和实验研究,认为储层多为砂泥岩互层,非均质性严重,采用均质模型进行裂缝间距优化不尽合理;储层存在中等水敏、较强的水锁伤害导致常规压裂液储层适应性差;水平井分段压裂施工时间长、分段破胶难度大、返排制度不完善是该气田水平井压后产量低、返排效果不理想的主要原因。为此,提出开展水平井液氮伴注、纤维防砂优化、研究各段压后储层增能情况,制定水平井合理的返排制度,在提高返排速率的同时达到防止支撑剂回流,降低储层伤害和安全风险的目的。 | 常勇军 严焕榕 刁素 黄禹忠 栗铁峰 | 2014 | 钻采工艺2014，37，1： | 1 |
| 11 | 准噶尔盆地致密碎屑岩储层压裂液流变性分析显示文摘针对准噶尔盆地致密碎屑岩储层压裂施工中使用的KCl加重压裂液,本文利用实验测定了压裂液的流变性。实验得出,当前准噶尔盆地致密碎屑岩储层开采所使用的压裂液具有高粘度,抗剪切能力强,耐高温,交联性好的特点。其性能优劣的主要受羟丙基胍胶(GHPG)的浓度以及交联比的大小的影响。此外,本文还将其性能与常规压裂液性能进行了比较,对比显示出其在携砂能力方面具有较强的优越性。 | 王玉玺 唐书恒 赖枫鹏 杨亚楠 麻书玮 张静静 | 2011 | 科技资讯2011，9，25： | 1 |
| 12 | 水溶性共聚物压裂液研制及应用显示文摘为了获得优质、低伤害、低成本的压裂液体系,通过特殊工艺合成了与LS-2交联剂交联形成的水溶性共聚物压裂液增稠剂。该增稠剂具有用量小、冻胶弹性好、耐温、耐剪切性能好,对地层伤害小,易破胶等优点,并且残渣含量是瓜尔胶含量的1/5。在大庆长垣内部渗透率小于550mD的储层进行了7口井的现场试验,完全按设计加砂,工艺成功率为100%。压裂后效果高于同区块对比井,比用瓜尔胶压裂液成本降低了约50%。现场应用证实:水溶性共聚物压裂液可以替代瓜尔胶压裂液。 | 李厉 | 2013 | 采油工程2013，，3： | 0 |
| 13 | 生物酶低温破胶技术研究与应用显示文摘本文研究了低温条件下生物酶破胶剂的适应性和破胶性能,生物酶和过硫酸铵破胶后压裂液中固相的粒径分布、破胶液对支撑剂导流能力影响的差异,认识到低温储层条件下生物酶破胶的效果优于过硫酸铵破胶效果,在JS油田现场用生物酶进行破胶,压后2h内顺利破胶,压裂返排液黏度小于5cp。 | 殷玉平 黄帅 叶红 | 2018 | 石化技术2018，25，11： | 0 |
| 14 | JS油田生物酶低温破胶研究显示文摘本文研究了低温条件下生物酶破胶剂的适应性和破胶性能及生物酶和过硫酸铵破胶后粒径分布、导流能力差异。认识到低温储层条件下生物酶破胶的效果优于过硫酸铵破胶效果,在JS油田现场用生物酶进行破胶,压后2 h内顺利破胶,压裂返排液黏度小于5 m Pa·s。 | 殷玉平 包敏新 王进涛 李太伟 | 2017 | 石油化工应用2017，36，9： | 0 |
| 15 | 致密砂岩气藏纳米封堵型低伤害压裂液研究显示文摘针对常规胍胶压裂液对致密砂岩气藏伤害大的难题,通过分子结构设计和正交实验,研制了一种纳米封堵型低伤害压裂液,在致密气藏压裂施工中能封堵部分压裂液于储层基质外,施工后液体能快速返排,从而有效降低稠化剂分子的滞留吸附与液相伤害。该压裂液在35~140℃、170 s^(-1)条件下剪切120 min,终黏度大于80 mPa.s:能彻底破胶,残渣含量低,破胶液表面张力为25.91 mN/m,对致密砂岩岩芯伤害率低于15%,封堵性能及其他综合性能满足现场施工要求。该压裂液在ZJ125井现场应用,效果良好,施工后液体返排快,返排率高达75.94%,比邻井提高47%,天然气产量1.6475×10^(4)m^(3)/d,是邻井JS316HF井产量的两倍,显示了其在致密砂岩气藏中良好的低滞留特性。 | 谭佳 刘殷韬 潘宝风 | 2022 | 西南石油大学学报(自然科学版)2022，44，3： | 0 |
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