塔河油田深层碳酸盐岩水力加砂压裂试验与认识

介绍了塔河油田碳酸盐岩储层水力压裂的选井选层、地应力及岩石力学参数模型、压裂液体系筛选、支撑剂的优选、压裂设计优化、压裂工艺及其配套技术研究，根据几口井的现场试验，对塔河油田碳酸盐岩储层水力压裂改造获得了初步的认识。     

转向酸酸液体系室内研究及其在塔河油田的应用

为解决塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏酸压施工液体滤失量大、酸蚀裂缝作用距离短的难题,通过室内实验开展了转向酸液配方优化、转向性能的评价及其现场施工工艺研究。筛选出适用于非均质储层酸压(化)改造的转向酸酸液基本配方:20%HCl+8%DCA-1转向剂+2%DCA-6酸液缓蚀剂,简称DCA-1转向酸。该转向酸酸液室温放置3天无分层,表面张力为24.57 mN/m,与航空煤油间的界面张力为1.39 mN/m,对N80钢片的腐蚀速率为0.77g/m2.h。该转向酸与大理石的反应速率明显低于常规酸液体系,且反应得到的变黏酸液,在120℃、170 1/s下剪切1h后黏度仍大于500 mPa.s;该转向酸无需专门的破胶剂,遇到原油、天然气、醇醚等有机介质或者大量的地层水后均会破胶,破胶液的黏度小于25 mPa.s。该转向酸实现了转向暂堵的功能,具有良好的缓速性和耐高温流变性,又能快速返排。2008~2009年开展了6口井的转向酸酸压现场试验,其中5口井从酸压前无产能到压后获得高产流油,累计增油达到3.75×104t。图8表4参4     

高排量反常砂堵现象及对策分析

砂堵是严重的工程事故,长期的加砂压裂施工经验认为,通过提高排量可以提升缝内净压力从而增加水力裂缝宽度,以防止砂堵。但在国内某油田的加砂压裂施工中却出现当排量高于一定值以后,反而会比排量较低时更容易形成砂堵的情况。为此,首先归纳总结了形成砂堵的3种主要机理,即储层的地质特性、施工参数与材料的选取不合理、裂缝宽度过窄,分析认为裂缝宽度不足是形成该现象的主要原因;然后在前期研究成果的基础上,建立了同层平行多裂缝和穿隔层裂缝的宽度模型,模拟了排量上升、裂缝宽度减小的现象,分析了模型中各参数的敏感性,认为多裂缝模型中的主控因素是杨氏模量和泊松比,而穿隔层模型中的主控因素是隔层外的最小水平主应力;最后提出了安全压力区的概念,将施工压力稳定在安全压力区内可以预防反常砂堵。该研究成果对于提高裂缝型和薄隔层储层的加砂压裂施工成功率具有重要的指导意义。     

影响气井产能的主要因素分析

分析了影响气井产能的主要因素：井底污染、地层渗透率、地层压力、地层有效厚度、井眼半径、泄流半径、天然气粘度等.以便今后在气井开采过程中得以科学、合理应用稳定产能方程,避免在气井开采过程中重复试井工作,从而节约人力、物力,提高经济效益.     

水平井射孔完井表皮系数分解计算方法

近井地带的表皮系数是评价油气井产能和完井效率的重要参数.由不稳定试井法确定的表皮系数,是一个既包括钻井液、完井液对近井地带储层污染与堵塞的影响,又包括钻井、完井的不完善和增产措施影响的总表皮系数,不能评价某一施工环节的好坏.针对完井施工过程中如何计算各表皮系数以引导完井现场施工的问题,提出了一种新的分解计算水平井表皮系数的方法,即:将水平井总表皮系数分解为打开程度表皮系数Spt、射孔总表皮系数Spf、钻井污染表皮系数Sd方法,并反推出各分项表皮系数的计算方法.它无需压力恢复曲线或压降曲线,仅利用DST数据即可计算.通过DST测试资料预测油井各施工环节的污染情况,以便选择最佳的钻井、完井方法以及优化完井参数并用于指导初期增产施工.     

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。     

考虑井底及裂缝污染时增产倍比的计算方法

增产倍比是水力压裂施工设计的重要指标。以前的增产倍比计算模型没有考虑裂缝壁面污染对水力压裂增产倍比的影响，这显然不符合实际情况。在考虑井底及裂缝壁面污染的基础上推导了水力压裂增产倍比计算模型，实例计算表明，该模型能更准确地预测水力压裂增产倍比。