页岩气低伤害超临界CO2凝胶压裂液研究

doi:10.11885/j.issn.1674-5086.2019.09.17.07

西南石油大学学报(自然科学版) ›› 2019, Vol. 41 ›› Issue (6): 100-105.DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.09.17.07

页岩气低伤害超临界CO₂凝胶压裂液研究

周明^1,2, 廖茂¹, 韩宏昌², 肖阳^1,3, 李辰²

1. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学, 四川成都 610500;
2. 西南石油大学材料科学与工程学院, 四川成都 610500;
3. 成都理工大学能源学院, 四川成都 610059

收稿日期:2019-09-17 出版日期:2019-12-10 发布日期:2019-12-10
通讯作者: 周明,E-mail:mr.zhouming@163.com
作者简介:周明,1973年生,男,汉族,四川资阳人,教授,博士生导师,主要从事油气田材料化学等方面的研究。E-mail:mr.zhouming@163.com;廖茂,1996年生,女,汉族,四川眉山人,硕士研究生,主要从事材料物理化学等方面的研究。E-mail:lm201451@qq.com;韩宏昌,1985年生,男,汉族,陕西洛川人,副研究员,博士,主要从事高分子复合材料等方面的研究。E-mail:hongchang_han@163.com;肖阳,1980年生,男,汉族,四川泸州人,副教授,博士,主要从事油气田开发等方面的研究。E-mail:9640709@qq.com;李辰,1995年生,男,汉族,四川巴中人,硕士研究生,主要从事材料化工工程等方面的研究。E-mail:852500453@qq.com
基金资助:
国家科技重大专项（2016ZX05017-005）；四川省重点研发计划（18ZDYF3986）；四川省科技计划重点研发项目（2018JZ0079）

Low Damage Supercritical CO₂ Gel Fracturing Fluid for Shale Gas

ZHOU Ming^1,2, LIAO Mao¹, HAN Hongchang², XIAO Yang^1,3, LI Chen²

1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China;
2. School of Materials Science and Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China;
3. School of Energy, Chengdu University of Technology, Chengdu, Sichuan 610059, China

Received:2019-09-17 Online:2019-12-10 Published:2019-12-10

摘要/Abstract

摘要： 针对常规水压裂液会对页岩造成伤害，容易产生水锁，不易返排，还造成水资源消耗和污染环境等问题，制备了低伤害二氧化碳凝胶压裂液。将自备的F2EU和F4EU增稠剂加入到超临界CO₂基液中，探究两种增稠剂的加入量对CO₂凝胶压裂液黏度的影响，综合考虑成本与效果，优选了2%的F4EU增稠剂，可将CO₂的黏度增至15.4 mPa·s。研究了温度、压力以及剪切速率对凝胶压裂液黏度的影响。实验结果表明，随着温度升高黏度总体降低，但中间出现一个短暂升高阶段；随着压力上升压裂液黏度增加；随着剪切速率的增加压裂液黏度下降，属于一种典型的剪切变稀的假塑性流体。F4EU超临界CO₂凝胶压裂液的平均伤害率为1.39%，远远小于常规压裂液对岩芯的伤害率。实验表明，F4EU超临界CO₂凝胶压裂液在页岩气压裂开采中具有良好的应用前景。

关键词: 超临界CO₂, 凝胶压裂液, 优化, 影响因素, 低伤害

Abstract: Considering that conventional hydraulic fracturing fluid could cause damage to the shale, easy to produce water lock, not easy to flowback, and cause problems such as water consumption and environmental pollution, low damage carbon dioxide gel fracturing, the self-made F2EU and F4EU thickeners were added to the supercritical CO₂ base solution to research the effect of the dosage of the two thickeners on the viscosity of supercritical CO₂ gel fracturing fluid. Taking into account the cost and the efficiency, the optimum thickener was 2% F4EU, which could increase the viscosity of CO₂ to 15.4 mPa·s. The effects of temperature, pressure and shear rate on the viscosity of gel fracturing fluid system was studied. The experimental results showed that the system viscosity decreased with the increase of temperature, but there was a brief rising stage in the middle and the fracturing fluid system viscosity increases with the increase of pressure; but the fracturing fluid viscosity decreased with the increase of shear rate, which proved to be a typical shear thinning pseudoplastic fluid. The average damage rate of F4EU thickened supercritical CO₂ gel fracturing fluid was 1.39%, which was much less than the damage rate of conventional fracturing fluid. The researches showed the F4EU thickened supercritical CO₂ gel fracturing fluid would have a good application prospect in shale gas production.

Key words: supercritical CO₂, gel fracturing fluid, optimization, effect factor, low damage

中图分类号:

TE39

周明, 廖茂, 韩宏昌, 肖阳, 李辰. 页岩气低伤害超临界CO₂凝胶压裂液研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2019, 41(6): 100-105.

ZHOU Ming, LIAO Mao, HAN Hongchang, XIAO Yang, LI Chen. Low Damage Supercritical CO₂ Gel Fracturing Fluid for Shale Gas[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2019, 41(6): 100-105.

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Low Damage Supercritical CO₂ Gel Fracturing Fluid for Shale Gas

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