低残渣CO2泡沫压裂液在苏里格低压低渗气藏的应用

针对苏里格地区低压低渗气藏压裂施工后返排困难的问题,通过分子结构设计,合成了一种易降解的多元共聚物CLT-1,形成一套低残渣CO₂泡沫压裂液体系,评价了该体系的携砂性能、耐温耐剪切性能等。实验结果表明,在酸性条件下,0.4% CLT-1按100：0.6交联后形成的冻胶泡沫具有良好的携砂性能;在100℃、170S^-1条件下剪切2h后表观粘度为110 mPa·s,破胶时间小于2h,能够满足现场压裂施工要求。破胶后残渣含量为73mg·L^-1,可有效减小对地层裂缝导流能力的伤害。采用变泡沫质量法进行施工,共注入二氧化碳154.5m³,加砂37.6m³,最高砂比22.2%,总施工排量4.0-4.3m³/min。施工结束后24h内返排率达到49.2%,求产后无阻流量31.1×10⁴ m³/d,达到了快速自喷的目的,取得了良好的措施改造效果。采用低残渣交联压裂液体系进行CO₂泡沫压裂施工能够有效提高低压低渗气层的产气量。     

西峡沟稠油油藏压裂改造技术研究与应用

西峡沟区块低温低压浅层稠油油藏因存在压裂液快速破胶困难、地质疏松支撑剂嵌入比较严重、压后压裂液返排动力不足等因素,使得压裂增产面临诸多难题。针对上述难题进行了技术攻关,形成了弱交联水基压裂液低温快速破胶返排技术、低前置液高砂比加砂压裂工艺技术。该技术应用于西峡沟区块稠油油藏,增产效果显著,为该区块浅层稠油的开采提供了经济有效的技术手段。     

资阳须五段高密度体积压裂技术优化

四川盆地资阳须五段致密砂岩气藏具有储层非均质性强,改造体积不高、压裂适应性较差的特点,主要表现在加砂规模较小(20～60 m³),施工压力较高(50～82 MPa),压裂后产量不理想。基于裂缝扩展模型进行地质工程一体化分段分簇实现高密度完井,以大排量造缝携砂理念优化支撑剂铺置,配套双重暂堵转向工艺实现多簇裂缝的均匀扩展,提高裂缝对砂体的控制程度。结果表明,11.8条/100 m高密度布缝能有效提高储层平面动用程度,以2.73 m³/m高强度粒径组合铺置能构建高导流人工裂缝,运用“缝口+缝内”双重暂堵转向工艺可有效提高分簇有效性。该工艺现场应用后加砂规模提高到2 000～3 000 m³,综合砂液比提高到17.6%,横向覆盖率提高至91%,已实施井体积改造测试产量为邻井常规压裂的6～10倍,DF501HF井计算无阻流量46.5×10⁴ m³/d, EUR 0.78×10⁸ m³,增产效果明显,为深层须家河组气藏开发提供技术储备。     

异常高地应力致密砂岩储层压裂技术研究

随着勘探的不断深入，首次在新探区采用压裂技术时难度越来越大，部分井岩性致密，加之地应力异常高，导致压裂施工时在低排量情况下施工压力非常高，无法加砂而使压裂施工失败，达不到改造和认识储层的目的。文章以武1井为研究对象，该井为吐哈油田在民和盆地的一口探井，第一次压裂因施工压力异常高，在1.3 m³/min排量下井口压力达到83.3 MPa，支撑剂根本无法进入地层而未获成功。通过分析武1井首次压裂失败的原因，研究并采取了高能气体压裂、酸化解堵等近井筒处理措施和小粒径支撑剂、支撑剂段塞、优化泵注程序等针对性工艺，使第二次压裂施工获得成功，加砂26.04 m³，压后日产水5.0 m³，日产气2000 m³，这对类似储层的压裂改造积累了宝贵经验。     

致密含水气藏产液评价模型及应用

针对目前致密含水气藏产液评价方法单一、实用性差的问题,在气井产气、产液特征研究基础上,对产液进行静态、动态评价分类,并以此为基础,建立了致密含水气藏产液评价模型。针对模型中不同类型气井,制订了相应的排水采气思路和建议。将研究成果应用于大牛地气田D28井区,实施一个月后,目标区块日产气量由82.5×10⁴m³/d提高至86.6×10⁴m³/d,日产液量由412m³/d提高至447m³/d,气井生产时率由84.1%提高至87.3%。与现有评价方法相比,新模型可以同时描述气井产液静态特征和产液动态变化趋势,为致密含水气藏气井的精细分类和准确处理提供理论依据,具有现场应用价值。     

低渗低温低压水敏性储气层压裂改造技术研究与应用

低渗低温低压水敏性储气层因压裂液快速破胶困难、黏土膨胀水敏伤害严重和压后压裂液返排动力不足等因素，使得压裂增产面临诸多难题。针对上述难题进行了技术攻关，形成了弱交联、低温活化剂与超量破胶剂的低温储层快速破胶技术、有机盐与无机盐双元体系复合防膨技术以及高比例液氮全程助排的排液技术。该压裂增产改造技术使牛101井头屯河组首次获得工业油气流，扩展了三塘湖盆地勘探空间。     

CT低伤害压裂液的研制及应用——广安002-X36井压裂增产效果分析

广安002-X36井是四川盆地广安构造带上的１口斜井,具备实施超大规模加砂压裂施工的条件。针对该井的储层特点和大规模加砂压裂施工工艺要求,以CT低伤害压裂液体系为基础,通过对交联剂的优化研究,采用M5500黏度计对压裂液冻胶进行长时间剪切实验,成功得到耐长时间剪切的压裂液配方。优化后的压裂液具有抗剪切性能强、耐长剪切、破胶快速彻底、返排迅速等特点,现场施工6 ｈ23 ｍｉｎ,液体质量稳定。加砂压裂施工前测试气产量0.65×10_⁴ m³/d,压裂后测试产量39.3×10⁴ m³/d,取得了显著的增产效果。此次现场施工结果表明,CT低伤害压裂液能满足四川盆地上三叠统须家河组储层特别是广安区块大规模加砂压裂增产作业的需要。     

致密砂岩变黏滑溜水体系的研制与应用

目的 为了满足致密砂岩气藏储层改造需求以及解决作业现场压裂返排液处理难题,开发了一种自缔合乳液变黏滑溜水(VSW)体系,该体系仅含一种多效添加剂。方法 通过含量控制实现滑溜水与携砂液的在线转变,评价了压裂液的降阻性能、耐温抗剪切性能、携砂性能、破胶液性能及岩心基质伤害,并在苏里格气田开展了水平井现场试验。结果 配方为1.0%(w)VSW的高黏滑溜水在清水和标准盐水中的黏度分别为93 mPa·s和64 mPa·s;清水配制的1.0%(w)VSW高黏滑溜水,在90℃、170 s^-1下剪切1 h后,黏度为78 mPa·s;携砂性能良好,0.425～0.850 mm陶粒支撑剂的沉降速度为0.84 mm/s。配方为0.1%(w)～0.3%(w)VSW的低黏滑溜水降阻率可超过75%。高黏滑溜水破胶液黏度为1.74 mPa·s,对岩心基质的损害率低于10%;现场压裂施工最高加砂质量浓度达700 kg/m³,平均无阻流量达104.69×10⁴ m³/d,返排液回收利用率达97.5%。结论 该体系具有良好的增黏性及抗...     

鄂尔多斯盆地海相深层页岩气压裂技术

鄂尔多斯盆地西部的乌拉力克组海相页岩气藏有利含气富集区面积达9 000 km²,但气藏埋藏较深,地层压力系数低,且总有机碳含量与含气性等指标较低,压裂提产的难度较大。为此,分析了乌拉力克组页岩气储层地质特征和压裂技术难点,针对该类深层海相页岩气储层裂缝延伸和加砂难度大的问题,优化多段少簇裂缝设计,同时将井筒井口压力等级提高至140 MPa;针对低压条件下大液量压后连续排采的要求,通过增加液氮伴注或者前置液态CO₂增加地层能量,室内模拟和矿场数据拟合优化了压后控压排液生产制度。开展了直井高压混合压裂、水平井分段多簇增能体积压裂现场试验,单井压裂用液强度、加砂量及排量等关键参数达到四川页岩气水平,井下微地震监测裂缝带长579 m、带宽266 m,试气无阻流量直井突破10×10⁴ m³,水平井超过20×10⁴ m³,实现了大规模体积改造提高产量的目的。鄂尔多斯盆地海相深层页岩气压裂技术为该地区页岩气勘探开发提供了技术支持。     

延长石油集团非常规天然气勘探开发进展

延长石油集团通过强化地质认识,明确了鄂尔多斯盆地陕北斜坡具备形成非常规天然气的地质条件,而致密砂岩气和页岩气是当前最为现实的勘探开发领域。在地质勘探理念上,确定鄂尔多斯盆地的南部物源对古生界砂体的发育具有重要贡献,而频繁的水进水退作用是促进优质储层发育的最主要因素;建立了"成熟烃源灶迁移控藏"的成藏模式,以此预测致密砂岩气藏的空间展布;重视陆相页岩砂质纹层的气体赋存能力,找到游离气赋存空间;以地化、储层、测井、地震等多种学科相结合实现了页岩气储层甜点的地震预测。同时,形成了陆相页岩气水平井钻完井技术、致密砂岩气藏储层保护钻井液体系、VES-CO₂泡沫压裂技术、液态CO₂/滑溜水混合压裂技术等开发技术,保证了致密砂岩气和页岩气的规模化开采。以勘探开发一体化模式为指导,探明中生界页岩气地质储量677×10⁸m³,古生界致密砂岩气地质储量3000×10⁸m³,目前的天然气生产能力已达到6×10⁸ m³/a,基本打破南油北气的开发局面。     

洛带气田遂宁组特低渗致密砂岩气藏压裂改造技术应用研究

洛带气田遂宁组气藏埋藏较浅，属典型的特低渗致密气藏。储层为砂泥岩互层或泥岩夹层，单层砂体很薄，微裂缝较发育和非均质性强，长期以来一直被视为“非储层”。文章进行了储层敏感性评价和低伤害压裂液优选研究，提出了以“多层合压或分层压裂、中砂量、中前置液量、中排量、中砂比、强化返排措施”为特色的水力压裂改造技术，取得极为明显的增产效果，平均单井增加无阻流量4.62×104m3/d。遂宁组特低渗致密砂岩气藏压裂改造技术的重大突破，为难动用储量的升级和增储上产做出了关键性贡献，使以前一直被认为是“非储层”的致密气藏成功转化为工业性气藏，并成为川西地区增产效果最好的气藏之一。     

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针对川西浅层J₃p气藏的低温和低压地质特征和地层返排能量有限、压裂液返排速度低、排液不彻底等诸多难点，以及施工过程中，压裂液滤失量大，储层水敏性粘土矿物含量高（水敏性强）等问题，文章提出对胍胶进行改性处理，并将生热体系引入到改性胍胶压裂液体系中，形成新型低伤害压裂液体系。通过对TC9 2A新型低伤害压裂液的粘度特征、流变特征、滤失、悬砂、增压、升温、助排以及对油藏岩心伤害等室内评价和龙72井的现场应用，结果表明该新型低伤害压裂液不但具有自动增压、降低井筒液柱密度、表面张力低、破胶彻底、破胶液的粘度低等优点，还具有优良的携砂和助排能力，在改造低压、低渗透油气藏具有明显优势。     

低渗透高温气藏清洁压裂液研究与应用——以吐哈盆地K22气井为例

吐哈盆地K22气井储层埋藏深度3 720 m,地层温度110 ℃,压力系数1.01,具有低孔隙度、低渗透率特性。邻井岩心流动实验为强水敏、强-极强水锁;所在区域平均应力梯度为0.025 7 MPa/m。因此,基于新型表面活性剂研究了一种新型清洁压裂液,并做了有关的测试分析。RS600流变仪评价测试结果表明,该压裂液黏温性能稳定、黏度可达60 mPa·s;采用控制应力流变仪测试的该压裂液弹性模量远大于黏性模量,因而具有优良的黏弹性、流变性和携砂性能;Fann35黏度计测试结果表明,在辅剂作用下易于破胶,对储层伤害小;环路实验装置测试结果表明,该压裂液流动摩阻低。现场应用表明：摩阻仅为清水摩阻的1/3,成功加砂44.1 m³,平均砂比20.6%;施工过程液体性能稳定,压后破胶彻底、返排率达到79.26%;能够满足中等加砂规模的要求。该清洁压裂液成本相对较低且配制简单,有效地解决了在高温气井难以破胶的问题,对低渗透高温气藏压裂改造提供了技术支持。     

海上过筛管压裂工艺研究及应用

针对渤海油田中高渗疏松砂岩储层低产、低效井,分析了过筛管压裂射孔方式,建立了50～1000 mD中高渗储层压裂支撑裂缝半缝长和支撑裂缝导流能力优化经验公式。结合海上压裂作业及海水的高矿化度、高钙镁离子等特点,形成了海水基压裂液体系。支撑剂优选方面,研究了考虑支撑裂缝防砂临界流速的支撑剂粒径优选方法,同时评价了固结支撑剂在50～180℃不同温度下的固结强度。根据已实施11口井的过筛管压裂作业,9口井压裂之后增液、增油效果十分显著。实践证明过筛管压裂工艺可有效解决海上中高渗疏松砂岩储层低产、低效的难题,具有一定推广价值,但长期有效防砂是过筛管压裂工艺的关键。     

碳酸盐岩储层加砂压裂改造的难点及对策

碳酸盐岩储层的储集空间复杂多变,天然裂缝发育,基质渗透率一般小于1×10-3 μm2,压裂改造是该类储层投产开发的一项关键技术。鉴于目前碳酸盐岩储层压裂改造成功率低,广泛调研了国内外碳酸盐岩加砂压裂的改造实例,分析认为压裂液滤失严重、储层可动流体饱和度低、缝高控制难、施工压力高、施工压力对砂浓度敏感是碳酸盐岩压裂改造的主要难点。从加强储层展布预测和测试压裂评价、降低压裂液滤失和消除多裂缝、利用酸预处理和加重压裂液降低破裂压力和施工压力、改进压裂液的抗剪切性能和携砂能力、优化压裂规模和优选施工参数等方面提出了相应的对策,对提高碳酸盐岩储层加砂压裂改造的成功率具有指导意义。     

超分子压裂液体系的研制及评价

为解决现有交联压裂液抗剪切稀释性差、仅靠高黏度携砂,且残渣含量高易造成储层损害等问题,利用超分子聚合物化学原理,设计和制备出了一种超分子聚合物稠化剂,并研制出了配方简单、无需交联的超分子聚合物压裂液,并对其流变性、静态悬砂性、破胶性、静态滤失性和岩心基质伤害率进行了评价。结果表明,该压裂液体系在130℃、170 s-1剪切2 h后黏度可保持在140 m Pa·s;支撑剂的24 h和48 h沉降速率分别为3.7×10-4 mm/s和5.6×10-4mm/s;在80℃时加入0.05%的破胶剂过硫酸钾,2 h破胶后,破胶液黏度为1.32 m Pa·s,破胶液表面张力为25.23 m N/m,破胶液透明、基本无残渣;初滤失量为2.32×10-3 m3/m2,滤失系数为1.86×10-4 m3/min0.5,滤失速率为3.23×10-5 m/min,压裂液滤液对岩心基质的伤害率为10.8%。室内评价结果证明,该超分子聚合物压裂液体系满足致密气藏使用要求。     

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??Deep shale gas reservoirs buried underground with depth being more than 3 500 m are characterized by high in-situ stress, large horizontal stress difference, complex distribution of bedding and natural cracks, and strong rock plasticity. Thus, during hydraulic fracturing, these reservoirs often reveal difficult fracture extension, low fracture complexity, low stimulated reservoir volume (SRV), low conductivity and fast decline, which hinder greatly the economic and effective development of deep shale gas. In this paper, a specific and feasible technique of volume fracturing of deep shale gas horizontal wells is presented. In addition to planar perforation, multi-scale fracturing, full-scale fracture filling, and control over extension of high-angle natural fractures, some supporting techniques are proposed, including multi-stage alternate injection (of acid fluid, slick water and gel) and the mixed- and small-grained proppant to be injected with variable viscosity and displacement. These techniques help to increase the effective stimulated reservoir volume (ESRV) for deep gas production. Some of the techniques have been successfully used in the fracturing of deep shale gas horizontal wells in Yongchuan, Weiyuan and southern Jiaoshiba blocks in the Sichuan Basin. As a result, Wells YY1HF and WY1HF yielded initially 14.1×104 m3/d and 17.5×104 m3/d after fracturing. The volume fracturing of deep shale gas horizontal well is meaningful in achieving the productivity of 50×108 m3 gas from the interval of 3 500–4 000 m in Phase II development of Fuling and also in commercial production of huge shale gas resources at a vertical depth of less than 6 000 m.     

速溶海水基压裂液在渤海油田的应用

针对渤海L油田的高孔、高渗、疏松砂岩储层特点,开发了一套速溶海水基压裂液,进行了速溶性、耐温耐剪切性、滤失性、破胶性能和岩心伤害性能评价。实验结果表明: SWF-SRG在海水中溶胀5 min溶解率达到92.3%,满足连续混配配液的要求;形成的速溶海水基压裂液在储层温度下剪切120 min后黏度大于50 mPa·s,满足现场压裂施工携砂的要求;该压裂液具有较高的造壁滤失系数、易破胶、储层伤害率低的优点,适合海上疏松砂岩压裂。速溶海水基压裂液连续混配压裂在L油田成功应用,最大配液速度达4.3 m3/min,最高砂比60%,最大加砂量51.1 m3,施工成功率100%,大幅提高了海上压裂施工效率。为海上大规模压裂提供了技术支撑。     

抗高温清洁CO2 泡沫压裂液在页岩气储层的应用

为了实现裂缝型、低压、低渗、强水敏、易水锁等特殊油气藏的高效开发,采用研发的多元共聚物、黏度增效剂、调节剂等和CO2 混配,得到一种抗高温清洁CO2 泡沫压裂液（BCF 压裂液）。对压裂液体系进行了综合性能测试,结果表明:BCF 泡沫压裂液抗温能力可达140 ℃,在90 ℃下泡沫液具有优良的携砂性能,其半衰期超过5 h,泡沫液滤失系数与胍胶冻胶相当, 并且压裂液破胶彻底,破胶液残渣含量低至1 mg/L、表面张力在24 mN/m 以下。BCF 压裂液体系在延长油田YY2 页岩气井得到了成功应用,加砂成功率100 %,求产后单井无阻气量达到1.0×105 m3/d,是邻井产量的3 倍。试验表明,该压裂液具有常规CO2 泡沫压裂液不可比拟的优点,对此类特殊油气藏的高效开发和储层保护具有重大意义。     

深层气藏压裂改造降低施工摩阻技术

川西深层气藏属于深—超深、致密—超致密砂岩气藏,储层具有破裂压力高和延伸压力高的特点,经过分析,降低施工摩阻是降低施工压力的有效手段。通过施工管柱合理配置、注入方式优化、纤维加砂、延迟交联压裂液、支撑剂段塞等方式,形成了深层气藏压裂改造降低施工摩阻工艺技术体系,并在LS1井进行现场应用。采用多级段塞、小粒径陶粒、低砂比、低伤害压裂液、纤维加砂等降低施工摩阻集成技术,近井摩阻降低了9.47 MPa,弯曲摩阻降低了7.61MPa,同时延程摩阻降低了4～5 MPa,成功完成了80 m3加砂压裂改造。压后日产气1.098 0×104m3/d,日产水为10.7 m3/d。