CO2压裂液介绍特训

CO2压裂液介绍特训提纲一、技术背景二、液态CO2压裂液性能三、现场应用1.为什么需要同类型压裂液压裂液需要满足不同储层的油藏流体、泵注程序和水马力的要求，水基压裂液和无水压裂区别：水敏储层：岩性-矿物组成，油、气、水返排过程对地层的影响，油基压裂液、LPG、CO2和高质量泡沫可以阻止微粒运移和粘土膨胀水锁储层：欠饱和气层，压裂液的浸入导致毛管力升高和水的圈闭引起产量下降支撑剂铺置：泡沫和其它无水压裂体系能有效携带支撑剂，FQ>50%，气体膨胀科提高粘度，FQ<50%，CO2稠化液的粘度高于水基压裂液水资源的费用：水源保护地三相点（O）：压力：0.527MPa；温度：-56.6℃临界点（C）：压力：7.38MPa；温度：31.06℃2、二氧化碳的物理特性1点：储罐中，液态CO2，2.0MPat-35℃2点：添加支撑剂后经过高压泵加压到施工压力（35-40MPa）3点：液体进入地层，温度升高到井底温度4点：裂缝闭合，温度连续升温、压力下降到地层压力5点：在返排过程中，压力下降，CO2以气态返排到地面压裂过程中CO2的三种相态压裂大规模用水与国内外水资源紧张的矛盾与日俱增，探索研究少水/无水压裂技术是发展需要研发超临界态CO2增稠技术，可使液态CO2增稠90-484倍，粘度最高20mPa.s液态CO2压裂液可携砂10-20%，无残渣、无伤害、无返排液态CO2压裂液性能温度/℃剪切速率/s-1黏度/mPa.s摩阻/Pa纯CO2黏度液态CO2压裂液体系黏度增粘倍数液态CO2体系压降纯CO2压降01700.131320.012152.465586.817.01700.08617.7990.565586.861.01700.023611.849895826.0100.01700.03728.1221896926.03.液态CO2压裂技术提纲一、技术背景二、液态CO2压裂液性能三、现场应用

液态CO2无水压裂液体系10MPa条件下液态CO2压裂液粘度性能测试粘度：7.79mPa.s15℃粘度：11.82mPa.s61℃增粘91倍增粘498倍液态CO2粘度0.086mPa.s利用VES蠕虫状胶束增粘机理适合液态CO2体系的新型双链非极性表面活性剂低温（-18~0℃）条件下快速交联的高效交联剂VES交联体系使液态CO2粘度提高至11.82mPa.s,粘度增加498倍交联剂形成VES胶束表面活性剂溶于液态CO2中双螺旋交联过程形成VES蠕虫状胶束

主要作用力-氢键-范德华力-电荷吸引力液态CO2无水压裂液作用机理10MPa条件下液态CO2压裂液粘度性能测试粘度：7.79mPa.s15℃粘度：11.82mPa.s61℃增粘91倍增粘498倍液态CO2粘度0.086mPa.s高压流变测试仪100nm压裂液配方：0.7%FL-16+0.6%FL-31+0.005%NA表面活性剂交联剂破胶剂液态CO2压裂液体系冷冻射电电镜VES结构高压管路内增粘效果明显CO2凝胶混合体系的有效粘度大约为相同情况下下纯CO2的60-500倍，当温度高于CO2临界温度时，增粘效果较好。CO2凝胶混合体系的摩擦压降大于纯CO2的摩擦压降液态CO2压裂液性能温度/℃剪切速率/s-1黏度/mPa.s摩阻/Pa纯CO2黏度液态CO2压裂液体系黏度增粘倍数液态CO2体系压降纯CO2压降01700.131320.012152.465586.817.01700.08617.7990.565586.861.01700.023611.849895826.0100.01700.03728.1221896926.0液态CO2压裂液高压管路试验评价提纲一、技术背景二、液态CO2压裂液性能三、现场应用三、现场应用吉林油田采用CO2封闭加砂施工技术，成功试验2井次，其中致密油井CO2干法重复加砂改造增产效果显著，日产油3.2~7.8吨/天，产量提高5~10倍。2#试验井施工曲线2#试验井液态CO2干法压裂现场井号压裂段射厚m排量m3/min前置液m3携砂液m3砂量m3平均砂比%二氧化碳液量m3施工压力MPa停泵压力MPa1#实验井229