本期导读

<正>近年来,随着压裂液技术的发展与完善,胍尔胶、合成聚合物、表面活性剂等各种压裂液技术基本成熟并在特定储层或工艺需求的情况下得到应用。程兴生等阐述了中石油压裂液技术发展及应用现状,认为压裂液主体技术多元化、对高矿度水的适应性以及实现回收再利用是未来一段时期满足压裂液技术需求和控制成本的决定因素;满足低伤害、低成本、高效环保等技术指标仍是未来压裂液发展方向,并对稠化剂速溶及连续混配的技术条件提出新见解;对高温压裂液技术提出新思路并建议尽快建立非常规储层压裂液及其伤     

海拉尔盆地压裂液技术现状及发展趋势

海拉尔盆地低渗透储层通过压裂措施开发投产,压裂液性能对施工成功率和增产效果至关重要。针对海拉尔盆地不同区块岩石类型多、矿物成份复杂、储层伤害差异大、压裂液敏感性强的特点,研究形成了适应海拉尔盆地复杂岩性储层的配套压裂液技术。阐述海拉尔盆地压裂液技术应用现状,结合现阶段压裂改造储层难点及压裂工艺技术的新进展,认为压裂液主体技术多样化,大规模工厂化快速连续混配,压裂返排液回收再利用,满足低伤害、低成本、高效环保等技术指标是海拉尔盆地压裂液技术未来的发展趋势。     

苏里格东区致密砂岩气藏压裂技术研究

苏里格东区气田上古砂岩气藏属于致密砂岩气藏,通过对该气田砂岩气藏压裂技术的研究及现场应用效果的分析,形成致密砂岩气藏储层改造的压裂技术,对苏里格东区及整个苏里格气田、乃至其它致密砂岩气藏的开发也具有指导意义。通过对苏里格气田东区上古砂岩气藏储层地质特征分析的基础上,提出了满足该区储层改造的压裂工艺,认为低伤害压裂液技术、多层分层压裂技术、水平井压裂技术是苏里格气田东区储层改造的主要技术。剖析了储层改造的压裂难点,认为储层易伤害、纵向多薄层发育、压裂液返排困难是该区储层改造的主要难点,并针对压裂难点提出了针对性措施,而这些针对措施也正是苏里格东区目前实施应用的关键技术。分析了东区实施的压裂关键技术及现场实施效果,形成了适合东区储层改造的压裂设计优化技术、直井定向井多层分层压裂技术、水平井多段分层压裂技术、低伤害压裂液技术、压裂液快速返排技术等综合技术。     

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长庆气田为低压、低渗气藏，压力系数低、非均质性强，气藏类型复杂，压裂液对储层容易造成伤害。为了降低伤害，在地质特征分析的基础上，对压裂改造中引起储层伤害的因素进行了分析研究。通过岩心伤害流动实验、电镜对比分析、压裂液残渣粒径分析等室内实验研究认为，储层压力系数低、稠化剂的大分子集团对储层造成的伤害是引起伤害的主要因素，而储层的敏感性伤害、压裂液残渣的伤害虽对储层造成一定的影响，但并不是造成伤害的主要因素。在伤害因素分析的基础上，还阐述了目前在长庆低压、低渗气田应用的CO₂压裂和液氮全程伴注技术取得了较好的效果，特别是液氮全程伴注技术已得到了较大范围的应用，排液周期进一步缩短、返排率显著提高，压后不能及时喷通的井明显下降。同时结合压裂液伤害的主要因素，提出了压裂液发展的新技术思路。     

合成聚合物压裂液最新研究及应用进展

合成聚合物压裂液具有耐温、耐盐、耐剪切性能好,破胶后几乎无残渣,对储层及支撑裂缝伤害小等优点。该领域的研究已经成为目前压裂液研究的热点。重点介绍了化学交联聚合物压裂液和可逆物理交联聚合物压裂液最新研究及应用进展;从绿色环保智能聚合物压裂液研制、聚合物压裂液实现在线连续混配、聚合物压裂液交联、防膨、助排一体化技术3个方面对未来聚合物压裂液发展方向提出了新见解。     

国外低伤害压裂液体系研究新进展

针对目前国内广泛使用的胍胶系列水基压裂液地层伤害大的缺点,说明了发展低伤害压裂液的必要性。系统介绍了国外Schlumberger公司、Halliburton服务公司、Baker Hughes公司和BJ服务公司目前低伤害压裂液发展和应用概况,其耐温能力、较低的伤害、种类齐全、对各种储层的适应性是国内压裂液无法比拟的;重点介绍了清洁压裂液、Fiber-FRAC*压裂液技术、疏水缔合聚合物/黏弹性表面活性剂复合压裂液和低分子量压裂液技术等压裂液体系,这对国内低渗低压储层和海上油气田的增产有重要借鉴意义。今后,国内压裂液将主要朝着地层伤害小、抗高温、地层适应性强、环境友好的方向发展。     

清洁压裂液的研究与应用

研究开发的清洁压裂液,是一种具有粘弹性好、无固相残渣和无滤饼、不需交联剂和破胶剂、遇水或油自动破胶、配制及施工简单等特点的无伤害新型压裂液体系。能够满足压裂工艺的需求,现场应用增产效果显著。该种压裂液适用于低压、低渗、水敏性储层的钻探,是油田高效开发所需要研究的重要技术领域及发展方向。     

致密储层压裂液伤害的数字化评价方法——以P59井为例

在压裂改造过程中,压裂液破胶液残渣易对储层造成伤害,特别是致密储层,影响开发效果。为了明确压裂液对致密储层的伤害情况,以往采用的岩心驱替伤害评价方法存在取心数量多、驱替压力高、实验周期长、费用高等问题。低渗透致密储层物性差,常规压裂液伤害评价方法已无法满足该类储层的压裂液伤害快速评价需求。基于数字岩心建模与CT扫描技术,结合致密油储层压裂液伤害渗流模拟,形成了致密储层压裂液伤害数字化评价方法。实验结果表明,压裂液侵入后,致密储层孔渗参数均有不同程度地降低,第3 d时孔隙度、渗透率损失率达到70%,与岩心驱替实验结果对比,符合率达到90%以上,为致密储层压裂液伤害评价提供了新途径。     

国内烃基无水压裂液技术研究与应用进展

压裂是油气增产的主要措施之一,常规水基压裂对环境和水资源带来前所未有的威胁,低伤害和环境友好型无水压裂液将成为今后压裂技术研究与应用的热点。介绍了烃基无水压裂液的组成、技术优势和存在的问题。通过文献调研发现,以二烷基磷酸酯及其盐作为胶凝剂、三价金属离子作交联剂、醋酸钠和碳酸钠作破胶剂制备的烃基无水压裂液技术,能满足130℃以内油气储层压裂施工需求,可解决页岩油气等非常规油气藏在压裂改造中遇到的水资源消耗大、返排废液难处理、储层伤害大等技术难题。烃基无水压裂液在实现油气田绿色高效开发过程中,具有广阔的技术优势和应用前景,但是,施工安全和价格仍然是制约无水压裂液规模化现场应用的最大障碍。      

吉林两井地区低残渣缔合压裂液的研究与应用

两井地区储层为典型的低孔特低渗难采储藏,储层物性及孔喉结构差,而该油田常用的压裂液的残渣及破胶残液容易对天然裂缝、支撑裂缝及基质造成伤害,造成对储层的严重污染.分析了造成储层伤害的主要因素,提出了低伤害压裂液的性能要求,优选出了弱酸性高弹性缔合压裂液.对该缔合压裂液的耐温耐剪切、破胶及弹性力学性能的评价结果表明,冻胶黏弹性高,能携带高浓度的支撑剂,稠化剂无水不溶物,破胶后残渣含量低于52 mg/L,破胶黏度低于3 mPa·s.通过配套技术的应用、优化泵注工序及压后管理,该缔合压裂液现场应用4口井8层,见到了好的效果,满足了储层低伤害改造的需求,且该压裂液现场配制简单、性能可控、成本低.     

抗温耐盐滑溜水压裂液用聚合物合成研究

滑溜水体积压裂技术是现阶段西部油田高温致密碳酸盐岩储层开发的重要技术之一,可提高改造效果。但西部油田现阶段现场施工时,使用高矿化度地下水配液,同时地层高温,导致常规滑溜水降阻剂性能严重下降。因此,有必要开发针对性的高性能聚合物降阻剂。通过对压裂液添加剂的优选,采用亲水单体与抗温耐盐单体中的一种或者几种进行自由基水溶液共聚,并对新合成的聚合物采用红外光谱分析、核磁共振分析等方法,优选得到较适合的改性单体及用量,开发了一种抗温效果好(140℃)、高矿化度条件下(10×104 mg/L)溶解速度快、降阻性能优异(降阻率70%)、地层伤害低、返排液处理简单的新型抗温耐盐型滑溜水压裂液体系,为超深碳酸盐岩的开发奠定理论基础,并提供技术支持。     

页岩气CO_2泡沫压裂技术

页岩气开发过程中不仅要注重产量的突破,还应加强对节水/无水压裂等技术的攻关,以确保水资源紧缺地区页岩气开发的有序进行。为此,比较了CO_2泡沫压裂与滑溜水压裂、其他节水/无水压裂技术的特点与优势,认为CO_2泡沫压裂技术能大幅减少用水量,通过增加施工排量和规模可弥补其在改造体积方面与滑溜水压裂所存在的差距,设备改造要求、混注工艺、施工难度较其他节水/无水压裂低,安全风险小;分析了CO_2泡沫压裂液物理特性,由于CO_2相态变化复杂,储层条件下处于超临界状态的CO_2,与水基压裂液形成CO_2泡沫;研究了CO_2泡沫压裂施工设备及工艺技术,认为在施工设备、分段工艺、施工步骤、安全保障方面,增加了液态CO_2泵注流程,需考虑CO_2的特殊性,制定相应的施工保障、安全预防措施。此外,还调研了CO_2泡沫压裂在美国Ohio和Lewis、加拿大Monteny、延长油田页岩气开发中的应用情况,发现其增产改造效果明显。所取得的研究成果为四川盆地页岩气的压裂改造提供了新的思路和方法,也为水资源紧缺地区页岩气开发提供了重要的技术储备与补充。     

中国致密砂岩气藏勘探开发关键工程技术现状与展望

中国致密砂岩气藏具有低孔低渗、裂缝发育、局部超低含水饱和度、高毛管压力、地层压力异常、高损害潜力等工程地质特征。经过10多年持续攻关，已经形成了裂缝性致密砂岩气藏保护屏蔽暂堵技术系列、气体钻井及全过程欠平衡完井保护技术系列，成功试验了CO2泡沫压裂液体系、N2增能压裂液体系和低摩阻高黏度瓜胶有机硼冻胶压裂液大排量套管注入的大型压裂工艺。实践证明，贯彻储集层保护与改造并举的方针，实现全过程储集层保护是致密砂岩气藏及时发现、准确评价和经济开发的重要保证。建议加强致密砂岩岩石物理学基础研究，重视水平井及特殊工艺井的钻井及完井储集层保护配套技术应用，大力提高增产改造技术的适应性，形成针对不同类型致密砂岩气藏的配套技术系列。参42     

复杂岩性储层压裂改造技术在歧口凹陷的应用

为解决大港油田歧口凹陷沙一下储层物性差、水敏性强、裂缝发育情况复杂和压裂施工成功率低等难题,研究出与储层配伍性较好的低伤害、高黏度压裂液。该压裂液残渣含量低、防膨性能好,并相应配套了加砂时机优选技术、前置液多级支撑剂段塞技术和压裂液流变性优选技术。该技术现场应用9井次,施工成功率由60%提高到100%,平均增产倍数由1.5倍提高到10.8倍,压裂效果明显。     

深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏加砂压裂技术——以塔里木盆地大北、克深气藏为例

目前国内对于深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏实施压裂改造的技术瓶颈主要是耐高温加重压裂液的性能和分层改造技术。为此,以塔里木盆地大北、克深气藏为例,在开展天然裂缝开启条件、垂向地应力和裂缝性砂岩暂堵转向等压前评价的基础上,研制了耐高温加重压裂液,研发了针对深井与超深井的常规加砂压裂技术以及以提高长井段储层纵向动用程度为目的的暂堵转向复合压裂技术,并进行了现场应用实验。结果表明:(1)在天然裂缝的激发阶段,应提高净压力,采用小粒径支撑剂降滤或暂堵等技术措施,改造天然裂缝且使其保持一定的导流能力;(2)在主裂缝的造缝阶段,应调整排量控制净压力,采用冻胶造缝的连续加砂模式,沟通天然裂缝;(3)压裂液选用KCl和NaNO_3无机盐加重,其中NaNO_3加重压裂液最高密度达1.35 g/cm~3,最高耐温180℃;(4)常规加砂压裂技术应用在天然裂缝发育一般或不发育的储层,压裂管柱以直径88.9 mm的油管为主,使用KCl或NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高2~5倍;(4)暂堵转向复合压裂技术应用在天然裂缝较发育的长井段储层,压裂管柱以直径114.3mm的油管为主,使用NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高1~3倍。结论认为,所形成的加砂压裂系列技术能够为塔里木盆地深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏的高效开发提供技术支撑。     

我国火山岩油气藏压裂技术研究进展

我国对火山岩油气藏的投入开发较少,整体研究程度较低。为加快对火山岩储层的研究,探索有效的开发方式,对近年来火山岩储层的压裂技术进行了总结。报告了新型压裂液、压裂诊断监测和压裂控制技术三方面的研究现状,分析其存在问题,对比各项技术的优缺点和适用性,展望其未来发展趋势。提出我国火山岩压裂技术需加强的方面:研制清洁压裂液,提高压裂监测技术,建立完善的压裂理论模型,编制切实有效的压裂预测软件,积累丰富的压裂施工经验。     

查干凹陷火山岩储层压裂技术研究与应用

随着勘探开发技术的不断进步,火山岩储层压裂井次数逐渐增多。但由于火山岩储层具有岩性变化大、非均质性差、破裂压力高等特点,采用常规压裂改造技术往往达不到满意的增产效果。因此,针对查干地区火山岩油藏的储层地质特征和压裂改造难点,结合储层敏感性及岩石力学特征分析实验,优选出低残渣、低伤害的压裂液体系。在压裂工艺技术方面,进行了暂堵剂转向、全程伴注液氮工艺的研究,初步形成了一套较为有效的火山岩油藏储层水力压裂工艺技术体系。现场应用取得了显著的增产效果,对火山岩油藏的高效开发提供了一套有效的储层改造技术。     

大庆油田不返排压裂液技术研究及应用

大庆油田低渗透储层水力压裂已经成为增产改造的主体技术,但应用过程中存在压裂废液处理环保压力大、成本高,压裂后不及时返排会对储层造成伤害,影响增注效果等问题。为此,通过技术攻关成功研制了不返排清洁环保压裂液,该压裂液具有低成本、低伤害、油井零外排、水井不返排的技术优势。该技术在大庆油田低渗透储层累计应用154口井,施工成功率100%,其中,88口油井累计增油3.8×10~4 t,66口水井累计增注51.2×10~4 m~3,减少外排压裂液3.2×10~4 m~3,达到了"零污染、零排放"的要求。     

CO2压裂技术在苏里格气田的应用

针对苏里格气田低压、低渗气藏的特点,以及常规压裂压后液体返排困难,储层水伤害严重的问题,研究利用CO2压裂技术提高压裂液返排效果,减少储层伤害。有针对性地研究了CO2压裂工艺的原理、压裂优化设计技术及压裂配套工艺等。该技术在长庆油田苏里格气田的现场应用表明,应用CO2压裂技术降低了压裂液对气层的伤害,提高了气井单井产量和压裂效果。