顺北油田S井超深超高温碳酸盐岩断溶体油藏大型酸压关键技术

顺北油田S井目的层属于典型的超深超高温断溶体储层,工程地质条件和井筒条件复杂,酸压改造面临巨大挑战.针对上述酸压改造难点,提出了"回填井段集中改造+酸损伤降破+管柱浅下+加重压裂液组合提排量+前置液造缝+交替注入造高导流裂缝+自生酸疏通远端断溶体"的复合酸压技术,通过试验优选了超高温工作液体系,包括180℃聚合物压裂液...     

顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术

顺北油气田碳酸盐岩储层具有超深、高温和高破裂压力等特点,酸压改造时存在酸蚀裂缝短、导流能力递减快等问题,为此,提出了应用深穿透酸压技术对超深碳酸盐岩储层进行改造的技术思路,并进行了技术攻关研究。合成了酸用稠化剂、高温缓蚀剂,研制了抗高温清洁酸,并进行了酸液非均匀刻蚀导流能力试验,分析了在闭合应力为20～90 MPa时仅注入清洁酸、仅注入胶凝酸和先注入清洁酸再注入胶凝酸3种注酸方式下裂缝的导流能力;同时,研究了酸液非均匀驱替流动机理,优化了非均匀刻蚀酸压工艺参数。研究发现,采用“清洁酸+胶凝酸”组合注入模式,不仅酸蚀裂缝导流能力有较大幅度提高,有效缝长也增加近1倍。超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术在顺北油气田进行了5井次现场试验,酸压施工成功率及有效率均达到100%,酸压后平均日产油107.7 m3,平均酸蚀缝长133.20 m,取得了明显的储层改造效果。研究认为,顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术可极大改善超深碳酸盐岩酸压效果,可为国内类似储层的酸压改造提供借鉴。      

顺北油田缝内转向压裂暂堵剂评价实验

缝内暂堵压裂是开发断溶体油藏的关键技术之一,该工艺可以使新裂缝在已压出裂缝的其他位置起裂,从而大幅度提高井周弱势通道的动用程度,增加裂缝复杂度,达到增产的目的。顺北油田奥陶系油藏埋深大,缝洞特征明显,温度可达到160℃,导致普通可降解型堵剂快速失效,为此优选了一种油溶性树脂粉,开发了一种自降解颗粒。基于桥堵机理明确了粒径配比和有效暂堵厚度要求,对堵剂稳定性及高温下的降解、吸水后的膨胀情况进行了评价;通过改进的驱替装置对堵剂在裂缝中形成的暂堵隔板强度进行了评价;最后反向注入,记录解堵情况。实验结果表明：油溶性树脂粉不溶于水和酸、碱,但任何温度下都可溶于油,厚度为14 cm的油溶性树脂粉暂堵隔板在不同粒径颗粒质量比为1.0：2.0：2.3时,可耐受10 MPa的压力;A型自降解颗粒不溶于酸、碱、盐,且不溶于油,在高温油相或水相中均可自我降解,厚度为16 cm的A型自降解颗粒暂堵隔板在不同粒径自降解颗粒质量比为1.0：1.3时,可耐受10 MPa的压力。该研究成果为顺北油田提供了2种暂堵压裂时使用的暂堵剂。     

多级交替注入酸压工艺在大湾地区的应用

川东北大湾地区海相碳酸盐岩气藏具有温度高、压力高、致密化程度高、埋藏深、非均质性严重、裂缝较发育但分布不均等特点,在进行酸压改造作业时,酸压反应速度快、滤失大,导致酸蚀缝长不足,削弱了酸压改造的效果。根据该地区具体地质特点,提出了"压裂液+胶凝酸"多级交替注入工艺,优选了对应的压裂液和胶凝酸酸液体系,并在大湾1井实施多级交替注入酸压现场试验,取得了较好的增产改造效果,表明该工艺在大湾地区具有较好的适用性。     

轮南潜山裂缝性油藏酸压工艺评价

酸压改造是轮南油田增储上产的主要技术手段。轮南潜山奥陶系储层埋藏深、地层温度高、孔隙裂缝发育等特征给酸压施工和酸压材料带来诸多困难。在分析了轮南潜山碳酸盐岩储层酸压改造技术难点的基础上,对该油田所采用的深度酸压工艺、泵注程序、施工参数、排液方式等作了详尽讨论,并提出了一些建设性的认识,对类似的储层改造具有一定的指导作用。     

哈法亚油田孔隙性石灰岩储层酸压先导性试验

中东地区哈法亚油田的Mishrif油藏为强非均质性整装背斜油藏,在构造边部进行酸压先导性改造试验过程中,受边底水影响,改造规模有限;储层岩石岩性纯不利于酸压过程中酸液的非均匀刻蚀;杨氏模量低,应力隔层遮挡能力较差,不利于缝长的延伸和缝高的控制;酸岩反应后原油乳化问题严重不利于返排。数值模拟和实验结果表明:针对储层特点,采用多级交替注入酸压工艺,优化注入工艺参数,能够增加酸岩反应作用距离,实现非均匀刻蚀;采用纤维暂堵降滤、互溶剂破乳助排配套技术,解决了压裂过程中酸液滤失大和压后返排困难的难题,最后阶段的闭合酸化增加了井筒附近的导流能力。优选了“交联压裂液+胶凝酸”的液体体系有效延缓了酸压反应速率,在现场MF3井取得了很好的应用效果,有效酸蚀缝长达到80 m,单井测试日产油达到317 t/d,储层改造效果显著。该研究为中东地区此类储层动用提供了有效的工程技术手段。     

多级注入下沉剂控缝高压裂工艺优化及应用

在水力压裂施工时,裂缝会沿着缝高方向延伸.控制缝高使裂缝在产层内延伸是水力压裂成功的关键因素.目前常用的下沉剂控缝高技术是在压裂时先将下沉剂通过携带液带入裂缝,随着下沉剂的下沉在裂缝的尖端处形成低渗透或不渗透的人工隔层,增加裂缝末梢的阻抗值,降低裂缝尖端的扩展应力,从而有效控制裂缝的垂向延伸.由于裂缝延伸是个动态的过程,一次性注入液量过多,在泵注下沉剂时就可能压穿底水;一次性注入液量过少,形成人工应力遮挡层不足以限制裂缝的延伸.因此,对常规的单级注入工艺进行改进,提出了多级注入下沉剂控缝高的压裂工艺,即将下沉剂合理分配后分级加入,保证上级注入下沉剂不压穿底水,同时为下级下沉剂注入提供一定的附加应力,避免了一次注入液量多而压穿底水.同时,通过室内试验,优选评价了3种类型5种组合的下沉剂沉降和滤失性能.利用GOHFER压裂软件优化了多级注入下沉荆压裂工艺的下沉剂用量、注入级数、前置液用量等工艺参数.在长庆油田化子坪长2油藏开展了5口井的现场试验,结果表明,该工艺能够有效控制裂缝的垂向延伸,与邻井相比,投产第三个月含水降低16.1%,日增油1.1 t,取得了较好的效果.     

超深高破压碳酸盐岩储层深度酸压改造技术研究与应用

针对塔河油田外围奥陶系碳酸盐岩油藏"超深、高温、高破裂压力"的特点,研究形成了"压前预处理、管柱结构优化、工作液体系优选、优化施工泵序"等酸压改造主体工艺,经现场应用,取得了良好的效果,初步解决了超深井、高破压酸盐岩储层深度酸压改造的难题。     

玛北油田深井压裂技术研究

玛北油田乌尔禾组油藏由于埋藏深、地应力高,造成前期压裂施工泵压高,加砂困难,施工成功率较低。通过分析存在的主要难点,形成了针对性的压裂改造思路。通过优化施工管柱及施工参数,优选压裂液和支撑剂,较好地解决了玛北油田深井压裂的难题,并为该地区建立了配套的压裂改造优化模式。     

碳酸盐岩油藏定点射流深度均衡酸压工艺研究及应用

桩西油田桩斜169块属裂缝性碳酸盐岩储层,采用打孔筛管完井,油层埋藏深、地层温度高、油层跨
度大,采用常规盐酸笼统酸压工艺易导致酸岩反应速度快、酸压不均匀。为此,评价了高温酸化缓蚀剂,优选出了
黏度高、穿透能力强的胶凝酸配方,优化了耐高温压裂液配方。在此基础上,开展了均衡酸压工艺优选以及参数优
化!形成了针对桩斜169块高温、深层、大跨度油井前置压裂液+胶凝酸多级交替注入的定点射流深度均衡酸压工
艺。现场应用表明,新型酸压工艺沟通了储层远处的天然裂缝,实现了纵向各层的均衡改造,取得了较好的改造效
果!为桩斜169块后续投产井的酸压改造提供了有效的技术支撑。     

碳酸盐岩储层缝内暂堵转向压裂实验研究

顺北油气田碳酸盐岩储层非均质性强、连通性差,采用暂堵转向压裂技术可提高裂缝复杂程度,改善开发效果,但碳酸盐岩储层暂堵条件下的裂缝起裂扩展规律尚不明确。为此,采用改进后的三轴压裂物模模拟实验装置,进行了碳酸盐岩暂堵转向压裂实验研究。依次注入压裂液和加有暂堵剂的压裂液,分析了注入暂堵剂前后的施工压力曲线变化情况和暂堵转向压裂后的裂缝形态,从而明确了裂缝暂堵转向规律和实现缝内暂堵转向压裂的条件。研究表明,暂堵可增大裂缝复杂程度;为了实现缝内暂堵转向压裂,岩样内要发育有天然裂缝或层理面,同时暂堵剂能够进入裂缝内并实现封堵,使施工压力升高,从而实现新缝开启或转向。碳酸盐岩缝内暂堵转向规律研究结果为顺北油气田碳酸盐岩储层压裂改造提供了理论依据。      

强变形暂堵转向压裂技术研究及应用

南堡x号构造火山碎屑岩天然裂缝发育,有利于复杂裂缝构建和提高体积压裂效果。针对暂堵转向压裂中暂堵不明显,有效性低的问题,优化暂堵材料,引入有机硅单体,胶束聚合了一种强变形凝胶,通过剪切、造粒、烘干和粉碎后得到不同粒径强变形可膨胀缝口（缝内）暂堵剂,并通过缩合反应,粉末型缝内暂堵剂在高温下自动固化成滤饼,提高缝内暂堵的可行性。通过室内实验优化得到簇间暂堵剂配比:变形粒子（5～6 mm）∶纤维∶粉末（100～200目）=5∶1∶1,最高突破压力为56.3 MPa,变形粒子具有可吸水膨胀和强弹性的优良特征,从而大幅提高应力转向的可能性;缝内暂堵剂为微米级的粉末,最高封堵强度达54 MPa。该体系成功试验于火山岩油气藏,不采用专用车组,未影响泵效和出现卡泵现象,现场顺利泵送,施工成功率达100%。试验井簇间暂堵升压明显,平均提高4～16 MPa,缝内暂堵平均升压2～4 MPa,通过压裂施工曲线和微地震监测表明暂堵转向有效性高。      

超大粒径暂堵剂注入装置研究

现场进行暂堵压裂时,由于暂堵剂注入装置过流性能较差,泵注超大粒径不规则颗粒暂堵剂时易导致空泵和低压管线憋爆,不仅增加了更换设备的成本,而且影响压裂施工效果。为了提高暂堵转向压裂的施工成功率,在分析了暂堵剂注入装置失效原因的基础上,开展了超大粒径暂堵剂注入装置的研制。设计了最高工作压力为70 MPa的笼式阀,并利用有限元软件进行密封面强度校核,对液力端的组合阀箱进行改进,减缓压力对阀箱的冲击,避免空泵现象。通过室内强度性能、过流性能及地面模拟试验,验证了该装置的可靠性。现场应用结果表明,采用超大粒径暂堵剂注入装置在施工过程中未出现脱砂、砂堵、设备井筒堵塞等情况,增产效果显著,有效解决了注入装置泵注超大粒径暂堵剂时易卡垫的问题。     

致密储层缝内暂堵转向压裂工艺技术

随着油气田勘探开发的不断深入,非常规致密油气藏已经成为油田增储上产的主要研究对象,该类型储层渗透率低(＜0.1×10?3 μm2)、两向应力差值大(＞10 MPa),单纯依靠大排量、大液量改造以形成缝网的难度较大,需通过缝内暂堵转向压裂技术进一步增大净压力,提高裂缝复杂程度。暂堵剂类型的优选和用量设计是决定复杂缝网形成的关键,进而影响压裂井的改造效果。优选水基温控溶解型暂堵剂,综合考虑了暂堵剂封堵厚度、动态裂缝高度、微裂缝条数及宽度等参数,形成了暂堵剂用量设计方法。现场共计应用了11口井37层,其中28层投放暂堵剂后等排量下压力上涨0.5~7.0 MPa,有效率达到75.7%,实现了缝内暂堵转向造缝网的目的,为后期致密储层改造提供了理论依据,实现了致密油气藏的有效动用。     

新型水溶性暂堵剂在重复压裂中的暂堵转向效果

重复压裂是恢复油井产能、提高最终采收率的重要方式之一,目前最有效的重复压裂方式是暂堵剂的转向压裂改造。采用可生物降解材料、高分子量聚合物、膨胀剂和固化剂合成了一种环保型水溶性暂堵转向剂,该暂堵剂颗粒尺寸可根据裂缝宽度定制,水溶性良好,压裂施工结束后4 h可水溶降解;岩心实验表明,该水溶性暂堵剂岩心封堵效率可达99%以上,承压40 MPa以上,且水溶降解后对岩心的伤害较小,满足重复压裂施工各项指标的要求。现场试验1口井,施工过程中加入暂堵剂后施工压力上升3 MPa,起到了良好的暂堵效果,压后增油量为1.1 t/d,含水率下降5%,说明该压裂模式能够起到恢复油井产能、降低含水的目的。      

人工隔层技术在控缝高压裂井中的应用

压裂施工中,如果隔层的遮挡能力较差,裂缝就会穿过隔层,含水层离产层较近的情况下还会引起含水急剧上升,影响压裂效果,甚至造成压裂失败。为了提高压裂作业的成功率,对缝高控制技术进行深入研究,实验分析了人工隔层上转向剂和下转向剂的上率浮、沉降率、上浮相对速率、沉降相对速率及隔层应力提高率,优选出了上转向剂KR2（上浮率为97%,上浮相对速率1.78,突破压力提高7.23 MPa）和下转向剂KR4（沉降率为98%,沉降相对速率1.83,突破压力提高6.29 MPa）。现场试验中,上转向剂的加入很好控制了裂缝在高度上的延伸,控缝高效果显著,人工裂缝高度降低2.7 m且未压穿水层,为以后控缝高压裂井的施工提供了很好的参考。     

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂排量优化

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂成功,但施工过程中排量参数尚未有计算数据支撑,不利于暂堵转向重复酸压技术推广应用。以裂缝几何形状模型为基础,利用数值迭代方法建立了暂堵转向压裂排量优化设计模型,确定了碳酸盐岩暂堵阶段和压裂阶段最优化排量,形成了“低排量注入暂堵液封堵尖端,高排量注入压裂液实现转向”的暂堵转向施工方法。分析发现:排量要同时满足转向压力需求和裂缝长度需求;随着时间延长,排量开启裂缝扩展长度逐渐无法满足暂堵剂所需裂缝长度,暂堵剂起不到转向作用。利用优化设计模型对现场条件进行排量优化表明,暂堵阶段排量控制在3.0 m3/min以下、压裂液压裂阶段施工排量控制在6.0 m3/min以上,最适合转向压裂。研究为现场应用提供了理论支撑。     

大粒径调剖颗粒封堵机理及深部运移性能评价

大粒径弹性调剖颗粒不同于常规调剖剂,通过合理运用可以有效改善地层深部的非均质性,然而目前受实验装置的限制,大粒径颗粒的室内注入实验研究十分有限。针对这一问题制作了裂缝模型及颗粒顶替装置,并设计了基于现场应用的一种粒径为1~5 mm的弹性调剖颗粒的封堵及深部运移性能评价实验。通过连接在顶替装置上的压力传感器记录压力数据,绘制了注入压力-时间曲线,总结了相关的数据分析方法;在数据处理方面提出颗粒变形通过压力这一参数用来评价颗粒的深部运移能力及其对目标裂缝的封堵能力,并通过改变颗粒体系中颗粒的含量来研究颗粒用量对于封堵和运移效果的影响。实验结果表明,调剖颗粒体系中颗粒的含量越高,封堵及深部运移作用的效果越好;1 mm粒径颗粒深部运移能力较强,3 mm粒径颗粒封堵能力较强,均适用于深部调剖,而5 mm粒径颗粒刚性封堵能力太强,不适用于深部调剖;在实际应用中应结合实施措施区块的地质条件以及措施实施目的进行颗粒选择。该项实验的设计及相应分析方法简单、有效,所需装置也较易获取,可为同类大粒径调剖颗粒性能研究的室内实验提供借鉴。     

双河油田高含水开发后期薄互层控水压裂技术研究

双河油田经过40年的开发,目前处于特高含水开发期,挖潜对象已由初期的大厚层转向中低渗透薄互层,而压裂措施是这类低品位油藏挖潜的最有效手段。常规的压裂技术难以实现对人工裂缝的控制以及压裂后控制含水等问题。因此,本文在研究地质和工程参数对人工裂缝缝高影响的基础上,制定应力差与隔层厚度界限图版,为薄互层压裂选井选层提供科学依据,同时评价出具有较好控水作用的透油阻水支撑剂与压裂堵水剂。现场应用结果表明,透油阻水支撑剂与压裂堵水剂的复合应用发挥了比较明显的协同效应及控水增油效果,拓宽了高含水油田压裂改造技术应用范围,具有良好的推广应用前景。