巴彦河套盆地片麻岩储层改造工艺研究及应用

巴彦河套片麻岩储层具有埋藏浅、低温、低孔低渗透、天然裂缝发育、孔喉连通性差、非均质性强等特征,储层改造过程中存在加砂困难、缝高失控、压裂液难以破胶等风险,根据上述难点,结合岩石力学分析和非常规储层压裂理论,形成了水力裂缝沟通天然裂缝、多裂缝延伸形成缝网,增渗增产的储层改造工艺技术,同时配套多尺度裂缝支撑、缝高控制及低温破胶技术。该技术在巴彦河套盆地片麻岩裂缝储层的3口井已得到成功应用,压后产油量10.50～27.96m³/d,平均产油量达到19.83m³/d,对巴彦河套盆地片麻岩裂缝储层后期勘探开发具有重要的借鉴意义。     

缓速酸性能评价方法改进及现场应用建议

对乳化酸、胶凝酸(稠化酸)、自生酸、表面活性剂等不同类型缓速酸缓速机制进行了分析。对缓速酸缓速性能测试中酸液性能变化、地层岩性、酸液取样对测试结果的影响进行了探讨。指出了用导流能力评价缓速酸缓速性能存在的误区,根据不同缓速酸缓速机制提出缓速酸缓速性能测试改进方法;并结合不同类型缓速酸缓速机制、酸压裂工艺、储层岩性差异等对缓速酸液的现场应用提出了建设性意见。该研究对碳酸盐岩酸化压裂技术现场应用具有指导意义。     

一种复合暂堵剂在重复压裂中的应用

文章通过室内实验和现场应用,证实一种复合暂堵剂能够更加有效的提高重复压裂效果,其关键技术是复合暂堵剂以及组合使用方式。复合暂堵剂由纤维状暂堵剂和颗粒状暂堵剂组成,其暂堵机理是首先利用纤维状暂堵剂实现裂缝缝口或缝内架桥,再利用颗粒状暂堵剂的可自身膨胀性形成有效封堵,达到裂缝重定向的净
压力,从而形成不同于老裂缝方向的新裂缝,更大范围的沟通原裂缝未波及区域的油气,同时两种暂堵剂均为可控降解材料,不会对储层造成新的伤害,进而能最大限度的提高油气产量。室内实验结果表明,通过“架桥+封堵”的暂堵技术可有效实现封堵,其封堵强度可达38Mpa, 现场施工压力分析表明“架桥+封堵”暂堵工艺有效,新裂缝起裂明显,压后增产效果显著,这种复合暂堵剂为提高重复压裂转向的可控性提供了手段,并能有效提高重复压裂成功率和改造效果。     

大规模体积压裂过程中压裂液性能表征方法研究

针对SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》压裂液性能评价标准未能模拟大规模体积压裂过程中压裂液剪切历史,尤其缺少过炮眼高速剪切对压裂液性能影响的重要环节,项目开展模拟体积压裂施工全过程压裂液体系性能测试方法探索性研究。参照现场实际施工排量,模拟压裂液流经管柱、炮眼和裂缝不同阶段的剪切历史,同时,以压裂液破胶低伤害为前提进行破胶剂量优化,在此基础上进行压裂液流变性能测试,保证压裂液满足施工过程具备携砂性能和施工结束后一段时间内完全破胶的双重要求;采用透明平行板模型,考察使用条件下压裂液动态携砂性能,测试结果为大规模体积压裂“全裂缝支撑”提供设计依据。新方法测试结果表明,复合交联瓜胶压裂液体系和交联聚合物压裂液体系通过高速炮眼后黏度损失较大;乳液缔合型压裂液体系对破胶剂敏感,在满足破胶低伤害的前提下,动态携砂性能难以满足裂缝远端支撑剂铺置要求;低浓度瓜胶压裂液体系添加优化用量破胶剂,体系在施工排量下动态携砂性能良好,满足裂缝远端支撑剂铺置的技术目标。      

压裂液对致密油储层伤害评价实验研究

通过核磁共振实验和岩芯流动损害评价实验相结合,对某致密油区块开展了压裂液损害实验评价,实现对黏土吸水膨胀损害、黏土分散运移损害、水锁损害、残渣损害、滤饼损害等损害因素的单因素评价,确定了主要损害因素,量化了各因素的损害程度,对进一步提高致密油压裂液适应性、降低压裂液损害、优化致密油压裂液性能具有重要指导意义。     

基于裂缝平行板模拟实验体积压裂复杂裂缝理想支撑技术

采用可视化平行板裂缝物理模拟实验装置,开展了不同粒径支撑剂在不同黏度压裂液、变排量下的动态携砂实验,模拟现场施工排量下支撑剂铺置的规律与支撑剖面。利用API裂缝导流设备和岩心驱替装置,开展主裂缝和微裂缝支撑导流能力实验。研究表明,非剪切裂缝渗流能力在一定闭合压力下几乎全部散失,分支缝和远端微裂缝少量的支撑,会获得一定的渗流能力。滑溜水依靠其黏度基本不具备携砂能力,使用滑溜水进行体积压裂,更多依赖水动力携砂,而依靠黏度携砂更有利于将支撑剂输送到裂缝远端。在进行体积压裂时,段塞打磨建立好裂缝通道后,先期泵注一定量相对大粒径支撑剂,实现近井裂缝下部高导流支撑;然后泵注小粒径支撑剂,同时也可适当提高携砂液黏度,实现分支缝和裂缝远端支撑;最后高砂比尾追相对大粒径支撑剂,实现近井裂缝高导流支撑,从而保障和实现体积压裂裂缝的理想支撑,从根本上提高体积压裂效率与效果。     

致密气藏水力压裂中防水锁剂的性能评价研究

水锁是致密气开发过程中最常见的,也是最严重的伤害类型。常用的防水锁剂性能评价方法为测定表界面张力、接触角以及自渗吸实验,这些方法并不能有效反映储层改造作业中防水锁剂的作用效果。因此,基于表界面张力和接触角测定结果,开展岩心流动实验,通过研究不同生产压差和不同作用时间下,加入防水锁剂前后的返排率和含水饱和度的变化,对防水锁剂性能进行评价。实验结果表明:ST-X3较ST-X1有更强的降低表界面张力能力及改变岩石表面润湿性能力,在提高返排率、降低含水饱和度上的作用效果更优于ST-X1。     

致密气藏压裂用防水锁剂的性能评价

为了确保防水锁剂在低压强亲水致密气藏的水力压裂中发挥其应有的功能,需要评估其载体和使用环境 对其性能的影响。研究了3 种不同类型的防水锁剂——氟碳阴离子表面活性剂FCY137、氟碳非离子表面活性 剂FCF102 及纳米FC-ST 降低表面张力和改变岩心润湿性能力,通过对比在不同黏度、APS加量、矿化度、pH值 下溶液的性能,筛选出性能最佳的防水锁剂,并通过自吸实验、吸附性能实验、渗透率同比恢复实验评价了优选 防水锁剂在压裂液体系中防水锁能力。研究结果表明,在室内常规条件下,氟碳阴离子表面活性剂FCY137、氟 碳非离子表面活性剂FCF102 及纳米FC-ST均能显著降低表面张力,增大接触角,有效降低毛管力。纳米FC-ST 在破胶液黏度小于4 mPa·s、120 ℃以内、APS加量为0.5 g/L、矿化度为100 g/L 以及pH≤11 的情况下,能较好地 保持性能稳定,满足常见低压强亲水致密气藏的普遍需求,综合性能优于氟碳阴离子表面活性剂FCY137 和氟碳 非离子表面活性剂FCF102。纳米FC-ST滑溜水体系可以显著降低毛管力,有效减少水的侵入;相较于普通助排 剂,该体系能有效降低近井地带吸附量;该体系有50%以上的渗透率同比恢复率,相较于常规防水锁剂、助排剂, 载体及环境因素对体系性能影响小,预防水锁性能显著。     

海南流沙港组致密砂岩体积压裂工艺研究及应用

福山凹陷流沙港组致密砂岩是海南福山油田勘探开发的重要目标之一。受复杂构造演化影响,该区致密砂岩具有砂泥薄互层明显、低孔低渗、高温等特征,为了解决以往储层改造中经常出现的施工压力高、缝高失控、砂堵、单井产量低、压裂后产量下降快等问题。借鉴非常规体积压裂技术,采用变排量、人工隔层控缝高、暂堵转向等工艺,同时进一步优化压裂液,应用纳米增效洗油剂,在福山油田致密砂岩开展了4口井次试验。研究结果表明：非常规体积压裂技术可有效降低砂堵风险,提高福山油田致密砂岩储层的改造效果。变排量、人工隔层控缝高、暂堵转向压裂等储层改造工艺的实施,有效控制了缝高,提高了储层的压开程度。纳米增效洗油剂的应用,最大限度地降低了液体对地层和裂缝的伤害,发挥了纳米液滴渗吸洗油作用,增加了油气井的稳产期。     

冀东裂缝性火山岩气藏复杂缝网构建的可行性研究

通过对冀东油田南堡五号构造裂缝性火山岩储层开展岩石力学特性、岩石脆性、水平应力差、天然裂缝发育情况等分析,明确了复杂裂缝网络构建的关键因素,同时确定了施工排量、施工规模、缝内净压力、液体黏度等工程因素对构建复杂裂缝网络的影响,提出混合水注入、酸蚀多缝改造等配套工艺,明确了冀东裂缝性火山岩气藏压裂实现复杂缝网的可行性。