苏里格气田液氮助排工艺技术

苏里格气田储层物性差,单井自然产能较低,不经过增产措施改造就难以获得工业气流。该气田主要采用液氮伴注加砂压裂对储层进行改造,以达到增产增效的目的,因此,压裂后排液的时机与压裂后返排工作制度的确定直接影响着压裂改造的效果及该井的产能情况。根据经验,苏里格气田气井在压裂后停泵压力大于25MPa时需要关井使压力扩散,等压力降到25MPa以下时用油嘴或者针阀控制放喷。根据苏里格气田现场试验研究,提出了苏里格气田天然气井压裂的合理液氮泵注程序及适合于苏里格气田压裂后排液强化返排技术。     

液氮伴注水基泡沫压裂液技术在苏77井区的应用

介绍了苏77井区的储层特征,并指出压裂改造过程中面临的主要难题:粘土含量高、压力系数低、返排困难、残渣伤害。针对难题,苏里格气田普遍采用液氮伴注水基泡沫压裂液技术,增压助排,减少储层伤害。该压裂液100℃剪切稳定性好,能有效防止粘土膨胀运移,液氮泡沫稳定,有助于增加地层能量,提高自喷返排率。通过现场使用表明,采用液氮伴注水基泡沫压裂液技术,适当提高平均砂比、变排量施工、提高液氮伴注比例以及全程伴注等措施,不断优化施工参数,有效满足了苏77井区低压低渗气藏的压裂试气施工,并取得一定成效。     

大牛地气田纤维脉冲加砂压裂工艺

大牛地气田常规水平井加砂压裂工艺存在支撑剂回流、支撑剂沉降和支撑剂运移堆积导致部分气井压裂效果不理想的情况。为获得大牛地气田上古储层产能上的突破,在开展室内支撑剂沉降实验及砂团稳定性能试验的基础上,结合Fracpro PT压裂软件优化摸拟压裂设计和施工参数,在大牛地气田D66井区DPH-119井二叠系下统下石盒子组盒Ⅰ段进行了纤维脉冲加砂压裂工艺的先导试验。累计注入压裂液3 406.9 m~3,砂量342.6 m~3,液氮量192.9 m~3,纤维量1 573 kg。排液后期采用8 mm油嘴控制放喷求产,计算无阻流量6.53×104m~3/d。与同层位地质显示接近的DPH-128井相比,产量提高了15.1%,取得了较好的效果。该技术为大牛地气田气井的压后高产及高效返排提供了重要的技术支持。     

永和气田压裂优化技术研究与应用

永和气田为低渗、低压、低丰度岩性气藏,常规的压裂施工压后返排困难,且对储层的伤害较大,影响压裂增产效果。为此,通过全程液氮伴注,加快压后返排速度,降低压裂液对储层的伤害,优化施工工艺,优选低伤害、高性价比的压裂液体系,形成了适合永和气田的压裂改造工艺技术。现场实施证明,该压裂改造工艺技术能够满足永和气田低成本开发战略需求。     

延川南致密砂岩压裂关键技术应用

针对鄂尔多斯盆地东南缘延川南煤层气工区致密砂岩储层的地质状况,优选出低伤害、携砂能力强、高效返排特性的压裂液体系,配以纤维加砂、液氮伴注和压后返排控制技术,成功完成了一口致密砂岩井的现场压裂施工。施工用液221.7 m3,加入石英砂30 m3,纤维220 kg,伴注液氮16 m3,压裂后测试无阻流量达到8 457 m3/d,初步实现了鄂尔多斯盆地边缘浅层致密砂岩压裂技术的突破,对于合理开发此类储层具有重要的指导意义。     

液氮伴注压裂工艺技术研究与应用

针对低压低渗气藏水基压裂液压裂后,液体返排率低等问题,在室内研究了液氮伴注压裂工艺技术。通过现场试验表明,该工艺具有压后压裂液返排率高、滤失低、对储层伤害小等特点。     

大牛地气田压裂水平井压裂液返排率研究

准确预测压裂液返排率是压裂后排液阶段评价储层压裂效果的重要内容。依据离子浓度分析法,提出了实际压裂液返排率计算模型,并对大牛地气田压裂水平井实际压裂液返排率进行了计算分析。结果表明,实际压裂液返排率随返排时间的增加而趋于稳定,此时质量浓度不再变化,可结束试气工作,从而达到缩短试气周期、降低施工成本的目标;当质量浓度稳定时结束压裂液返排,压后返排率与实际压裂液返排率之间呈线性关系,可根据该关系预测实际压裂液返排率,进而快速评价水平井压裂效果。     

致密砂岩气藏压裂液高效返排技术

压后返排是水力压裂作业的重要环节,低渗致密油气藏压裂液的高效返排,是保证压裂效果的关键所在,直接影响压裂改造的效果。通过低渗致密油气藏压裂液返排机理的研究,分析了影响压后压裂液返排的影响因素除了基本地质特征外,主要有压裂液的水锁伤害、启动压力的和返排压差。在此基础上,通过研究,提出了低渗致密油气藏压后高效返排的技术对策,即,以高效返排压裂液和压裂液强化破胶为技术核心,以纤维加砂、液氮伴注、工艺优化和压后返排控制为关键技术,实现低渗致密油气藏压裂后压裂液高效返排。高效返排工艺技术在川西致密气藏应用效果良好,大大地缩短了返排时间,提高了压裂液的返排率和返排效率,有效的降低了压裂液对储层的伤害,保证了压裂改造的效果．     

压裂助排工艺优化设计研究

如何提高返排率、减少压裂液对地层的伤害,实现人工裂缝高导流能力,已经成为油气藏增产改造技术面临的重要课题。通过分析氮气、CO2的物理化学特性,研究了液氮、CO2的助排机理,建立气体伴注排液模型,编制了气体伴注设计软件,对影响压裂井气体伴注效果的因素进行了研究,并对助排工艺参数进行了优化设计。结果表明,随着井深增加和压力梯度的降低,液氮伴注比和氮气伴注排量略有增大;井深每增加100 m,液氮伴注比增加约0.3%;压力梯度每增加0.01 MPa/m,液氮伴注比降低约0.6%。随着泵注排量的增加,液氮伴注比增大。井底压力的变化幅度与井口注入压力的变化幅度基本相同;井口注入压力每增加5 MPa,井底压力也增加约5 MPa。随注入流量的增加,井筒压力逐渐减小;注入流量每增加0.5 m3/min,井底压力降低约1.75 MPa。对胜利油田某井进行液氮助排参数优化设计,压裂液返排率达到90%,压裂井产量增加了2.7倍,表明所建立的数学模型准确可靠,可以用于指导油田现场施工。     

SF气田水平井分段压裂技术研究

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。     

可钻桥塞水平井分段压裂工艺在致密低渗气田的应用

大牛地气田是典型的致密低渗气藏,使用水平井分段压裂工艺技术是开发此类气藏的有效手段,该技术的成功应用已成为目前大牛地气田高效开发的重要保障.大牛地气田主要采用裸眼预置管柱水平井分段压裂工艺,但该工艺存在裂缝起裂位置无法确认、管柱永久留在井里和无法后续改造等局限性.为了解决这些问题,在DPH-47井对可钻桥塞射孔联作水平井分段压裂工艺进行了现场试验.文中论述了该工艺的技术特点,并针对不同技术难点介绍了井下工具水力泵送、水平井钻塞和井口捕屑等3大关键配套技术.现场试验表明,该工艺时效性高,改造效果好,具有一定的推广价值.     

大牛地气田长水平段水平井分段压裂优化设计技术

针对大牛地气田长水平段水平井压裂段数多、缝间干扰严重、压裂液滞留地层时间长且滤失量大、对地层伤害大、排液周期长等问题,采用油藏数值模拟、裂缝模拟及室内试验等技术手段,优化了裂缝参数、布缝方式、分段压裂工艺与施工参数,研究了压裂液同步破胶方法,形成了长水平段水平井分段压裂优化设计技术。该技术在大牛地气田进行了广泛的现场应用,盒1层21口水平段长度超过1 000 m的气井压裂结果表明:裂缝间距优化合理,后期生产没有出现明显的缝间干扰现象;施工参数与地层匹配性好,工艺成功率100%;压裂液同步破胶取得明显成效,基本达到同步破胶的目的;降低了地层滤失,提高了排液效果,压裂后自喷排液率达到50.0%以上;压裂措施有效率100%,平均产气量4.5×104 m3/d,产量增幅明显。现场应用分析表明,长水平段水平井分段压裂优化设计技术可大大提高大牛地气田特低渗透致密砂岩气藏的开发效果。      

大牛地气田盒1段气层氮气泡沫钻水平井技术

大牛地气田二叠系下石盒子组盒1段气层具有低孔隙度、低地层压力、特低渗透率、高基块毛细管力、强非均质性的特点,常规直井和水平井几乎不能实现自然建产,截止到2008年底探明储量动用率仅为8.42%。为了有效地动用该气层储量,针对盒1段气层开展了氮气泡沫欠平衡钻水平井的研究与现场试验。考虑到该气层的工程地质特征,首先优选了氮气泡沫基液配方;然后分析了该气层的产水情况和井壁稳定性,认为对盒1段储层实施氮气泡沫钻水平井是可行的;最后介绍了DP14井、DP19井和DP22井的现场试验情况和应用效果。DP14井、DP19井和DP22井在氮气泡沫水平段钻进过程中油气显示良好,且均实现了随钻点火;其中DP14井完井后,在油压为7.1MPa,套压为9.3MPa时,产气量为1.07×104m3/d,首次在盒1段气层实现了自然建产。现场试验表明:氮气泡沫欠平衡水平井能有效地动用该气层储量,为提高大牛地气田盒1段气层的探明储量动用率提供了新途径,也值得类似探区借鉴。     

压裂井高效返排技术的完善及应用

川西气藏具有低渗、致密、压力低的特点，常规压裂后返排时间长，返排率通常较低，势必要求加快排液速度，降低对储层的伤害。通过多年的探索和研究，发展了一套高效返排技术:液氮助排＋纤维防砂＋优化放喷技术，探讨了液氮降滤、助排－纤维固砂和携砂的机理，优化了液氮加量、纤维加量和放喷油嘴尺寸，并对液氮的加入方法进行了优化研究，完善了该套返排技术。在川西进行了6口井现场应用，施工成功率100％，24 h内返排率均达到68％以上，返排中未见出砂现象，增产效果显著。该技术的完善和应用，为同类气藏的高效开发提供了很好的思路。     

川西马井气田蓬莱镇组气藏压裂工艺技术新进展

川西马井气田蓬莱镇组气藏是典型的低渗透致密砂岩储层,由于储层条件复杂,以前的储层改造效果不明显,措施成功率和有效率均较低。2005年以来,开展了低伤害压裂液和多层压裂、纤维支撑剂压裂、线性加砂等工艺技术研究及应用,使压裂液残渣含量下降了16%,措施成功率和有效率分别提高到90%、86.6%,单井平均压后增产倍数达到12.62,取得了较好的增产效果,压裂工艺技术在马井气田获得新的重大进展。     

DP19井小井眼欠平衡长水平段水平井的钻井技术

DP19井是中国石油化工股份有限公司在鄂尔多斯盆地大牛地气田部署的第一口小井眼氮气泡沫全过程欠平衡长水平段水平井。该井为探索在小井眼条件下开发低压低孔低渗致密砂岩的自然建产潜力,设计水平段井眼尺寸为Φ152.4 mm,水平段长1 200 m。针对该井所面临的技术难点,在施工过程中采取了以下技术措施：应用了小井眼钻井、长水平段钻井、裸眼悬空侧钻、氮气泡沫钻井液、全过程欠平衡及地质导向等多项国内先进技术,在氮气泡沫钻井液条件下应用了英国GEOLINK公司生产的E-LINK MWD无线随钻测量仪器, 跟踪传递井底井眼轨迹参数和地层特性参数,使井眼轨迹能够安全有效地沿着目的层钻进;在地层自然伽马值稳定的井段,成功地实施2次裸眼悬空侧钻作业,保障了钻遇泥页岩夹层后井眼轨迹的顺利调整。多种先进适用技术在该井集成应用成功,为低效气藏的高效开发提供了新的工程技术手段和思路。     

大牛地气田转向酸酸压技术研究与应用

在分析大牛地气田碳酸盐岩储层地质特征的基础上,针对储层改造现状和改造难点提出了转向酸酸压技术,从理论和实验方面分析了转向酸体系的转向机理;通过流变性能、酸岩反应动力学、转向性能及破胶性能实验．分析了转向酸体系的综合性能;最后在×井试验应用了转向酸酸压工艺,取得了大牛地气田碳酸盐岩储层勘探开发的突破、     

随机建模在大牛地气田新区早期气藏描述中的应用

鄂尔多斯盆地大牛地气田属于典型的低渗透致密气田,具有储量规模大、发育气层多、储层非均质性强等特点。在早期地质资料较少的情况下,如何客观地预测储层分布及其含气性成为难点。文中的研究对象为大牛地气田新区盒1段河流相致密砂岩储层,以层序地层学、沉积学和地质统计学等多学科的理论和方法为指导,根据现有的钻井、测井、地震、岩心、露头等资料,在基础地质研究的基础上,采用相控随机建模,以相邻开发成熟密井网区精细储层地质模型作为原型模型,通过地质类比分析,确定新区的储层统计特征参数,建立精细可靠的三维储层地质模型,同时结合储层物性下限预测各小层有利储层的分布,为大牛地气田进一步开发提供依据。     

高气液比气井临界携液气流量计算新模型

基于气井井筒积液对气藏开发的危害性,在现有携液模型的基拙上,利用受力平衡理论和能量守恒原理,建立了气井临界携液气流量计算新模型;通过引入新模型系数,对液滴大小及液滴变形特征进行了综合表征。模型计算结果表明,新模型系数随压力增大而增大,有效地弥补了现有携液模型存在的不足。现有携液模型及新模型的适应性分析结果表明,新模型在高、低压气井中均具有良好的适用性。现场应用新模型有效预侧了大牛地气田气井的积液状态,为产水气藏的有效开发提供了有力的技术支持