低残渣羧甲基压裂液在苏里格气田的应用

低残渣羧甲基压裂液是在保持瓜尔胶优点的基础上形成的新型压裂液体系,与羟丙基瓜胶相比,羧甲基压裂液体系具有稠化剂增黏速度快、交联性能好、摩阻相对小、耐温抗剪切性能强、剪切恢复性好、破胶性能优异、残渣低等优点。在苏里格气田现场施工中应用,解决了生产中出现的交联时间短、基液存储时间短和过破胶现象;增大了产能,节约了成本。     

苏里格气田苏东区块的压裂液延缓交联体系应用研究

就苏里格气田苏东区块JL压裂液延缓交联体系B剂的加量、交联液的pH值、胍胶浓度及压裂基液粘度、交联比、搅拌速度、基液pH值6个因素通过现场实验研究,对其结果进行了分析,将其因素的影响机理进行了阐释．通过现场试验确定了A：B=100：（10～12）．稀释至50％制得的延缓交联液,交联比=100：（0．3～0．5）。在3r／s的地面搅拌速度条件下延缓交联时闻为90-220s,为JL延缓交联液的最佳配制条件。优化条件的压裂液延襞交联体系投入现场压裂施工应用后,压裂液在携砂过程中．既不脱砂．摩阻又降到了最大限度．满足了施工泵压要求。试气后地层压力均在26．8MPa以上．产量都超过了6．2×10^4m^3／t。效果显著,达到了对气层改造的目的。     

苏里格气田可回收压裂液体系研制及应用

为了解决苏里格气田大规模增产带来的用水量急剧增加问题,以一种具有表面活性的多效丙烯酰胺共聚物增稠剂CJ3-1为主剂、增强剂ZJ(阴离子表面活性剂)和助排剂TGF(氟碳类表面活性剂)为辅剂制备了配方为0.4%增稠剂CJ3-1+0.4%增强剂ZJ+0.5%助排剂TGF的可回收压裂液体系,研究了该压裂液体系的携砂性能、耐温抗剪切性能、黏弹性能、减阻性能等,并考察了该压裂液的回收利用情况。研究结果表明,该体系具有良好的耐温抗剪切性能,在90℃、170 s~(-1)剪切60 min后的黏度保持在60 mPa·s左右,当剪切速率从170 s~(-1)增至1700 s~(-1)再恢复到170 s~(-1)时,压裂液的黏度迅速降低并快速恢复。该体系无残渣,摩阻低,携砂及返排性能良好,导流能力保持率为92%。已采用该压裂液施工300余口井,累计入地液量100余万方,回收利用40万方,回收压裂液经简单处理后就可再次配液使用,极大地缓解了苏里格气田因用水量急增而带来的困难。     

纤维素压裂液在苏里格气田的应用

针对苏里格气田统３３ 区块致密砂岩气藏的特点,开展了新型纤维素清洁压裂液体系研究。研制纤维素改性技术和特效交联剂,解决了以往纤维素压裂液体系的稠化剂溶解慢、交联冻胶耐温能力有限和破胶降解难的问题,形成了适合该区块的低成本低伤害压裂液体系。实验表明,该体系具有良好的耐温耐剪切性能、防膨性能和助排性能,破胶快速彻底、无残渣,岩心伤害率仅为１３. ２％。２０１３ 年在苏里格气田统３３ 区块现场应用４ 口井, 施工成功率达１００％,破胶液返排速度快,最终返排率高,试气无阻流量均值约为低浓度压裂液井试气无阻流量均值的２ ８ 倍,为致密气藏低伤害高效改造提供了一条有效途径。     

低浓度羟丙基胍胶压裂液在苏里格气田的应用

针对苏里格气田低孔、低渗透储层压裂增产改造的需要,在优化胍胶、交联剂和压裂液中其他助剂的类型并降低使用浓度的基础上,开发出一种新型低浓度羟丙基胍胶压裂液体系,并与常规羟丙基胍胶压裂液进行对比分析。结果表明:低浓度羟丙基胍胶压裂液体系的压裂液破胶液残渣含量为290 mg/L,不到常规浓度羟丙基胍胶压裂液残渣含量的2/3;低浓度羟丙基胍胶压裂液体系增稠效率高,携砂性能佳。截至2012年底,低浓度羟丙基胍胶压裂液体系在苏里格气田的3口直井和1口水平井上得到了成功应用。直井平均单井产气量为1.756 8×104 m3/d,相比采用常规压裂工艺的邻井产气量1.409 8×104 m3/d,增产效果明显。     

低伤害压裂液在苏里格气田的应用

苏77区块位于苏里格气田东部,属于典型的低孔、低渗、低压气藏,常规压裂液存在残渣含量高、不易返排、对储层伤害大等不利因素.研制了一种新型低伤害羧甲基瓜胶压裂液,该压裂液稠化剂用量小,比常规瓜胶压裂液的用量减少1/3～1/2;该羧甲基瓜胶水不溶物含量低,比常规瓜胶平均降低90％;压裂液残渣含量低,在105℃下残渣含量小于150 mg/L,仅为常规瓜胶压裂液的30％左右;压裂液弹性优于黏性,携砂性能好,破胶彻底.该压裂液在苏77-17-9H井进行了试验应用,压裂效果显著,其适用于类似苏里格气田的低渗气藏.     

苏里格气田苏东区块压裂液延缓交联体系应用研究

对苏里格气田苏东区块JL压裂液延缓交联体系进行了实验研究,并对B剂的加量、交联液的pH值、胍胶浓度及压裂基液粘度、交联比、搅拌速度、基液pH值等6个因素对压裂性能的影响机理进行了阐释,确定了A：B=100：（10-12）,稀释至50％制得的延缓交联液,交联比=100：（0．3—0．5）,在3r／s的地面搅拌速度条件下延缓交联时间为90s～220s为JL延缓交联液的最佳配制条件。优化条件下配制的压裂液延缓交联体系投入现场压裂施工应用后,压裂液在携砂过程中,既不脱砂,摩阻又降到了最大限度,满足了施工泵压要求。试气后地层压力均在26．8MPa以上,产量都超过了6．2×10^4m^3／d,效果显著,达到了对气层改造的目的。表8参3     

苏里格气田东区气藏压裂液伤害机理分析及对策

在分析苏里格气田东区上古生界致密岩屑砂岩储层地质特征基础上,通过核磁共振、岩心流动等室内试验对胍胶类压裂液伤害机理进行详细分析,认为物性变差、压力系数降低是造成储层伤害的根本原因,而体系残渣对微裂缝、支撑裂缝堵塞及岩心端面的滤饼伤害是植物胶类压裂液引起伤害的主要因素,同时储层敏感性、水锁伤害也对致密储层造成较大的伤害。因此,从降低残渣质量浓度、提高返排效率角度出发,针对性研发了阴离子表面活性剂、羧甲基胍胶及低质量分数羟丙基胍胶3种新型的低伤害压裂液,并逐步在现场试验推广,取得了较好的改造效果。     

延川地区浅井超低温压裂液的研究与应用

介绍了低于２０℃的超低温压裂液体系的添加剂优选及其配方,并对其耐温耐剪切、破胶时间、岩心伤害等性能进行了室内评价。室内试验和现场应用表明,该压裂液体系具有成本低、配制方便、快速破胶返排的优点,且增产效果明显,值得推广应用。     

苏里格气田降低压裂伤害工艺技术研究

压裂改造是致密砂岩气藏开发评价和增储上产必不可少的技术措施;同时压裂过程中压裂液对低孔、低渗储层往往造成伤害,苏里格气田储层的孔隙度、渗透率相对较低,应更加注重降低压裂过程中引起的伤害。因此,首先对压裂过程中引起低孔、低渗储层伤害的机理进行深入分析,然后分析相应的工艺技术措施。     

苏里格地区含气储层AVO特征研究

AVO技术是一种非常实用有效的地球物理方法,对于寻找天然气藏有着独特的优势。本文以AVO技术的基本理论为基础,结合实际地质情况,应用Zoeppritz方程进行了苏里格地区的正演模拟,并与实际道集资料、分偏移距叠加资料进行对比,结果显示对于分布稳定,厚度较大的含气储层而言,III类AVO为最主要类型,对于厚度较小的储层而言,因受到地震复合反射等因素的影响,也可能出现其他AVO类型。     

苏里格气田天然气露点控制工艺研究与应用

根据苏里格气田采出气微含凝析油的气质特点,结合产品天然气指标要求及天然气露点控制工艺的具体应用,确定低温分离工艺。利用Unisim Design软件详细分析了冷凝温度的确定方法和过程,论述了制冷工艺和预冷换热器、低温分离器等关键设备的选择。选用丙烷制冷工艺,带低翅片换热器管的管壳式换热器回收冷量;低温分离器选用壳牌公司专利产品SMSM型高效分离元件。苏里格气田6座天然气处理厂的设计和运行表明,以丙烷为外加冷源的低温分离工艺完全适用于苏里格气田天然气露点控制。     

APCF低伤害压裂液技术

针对常规压裂液残渣含量高、不易返排、对储层伤害大等特点,研制出了APCF低伤害压裂液。该压裂液的稠化剂APCF-1是一种多元可逆交联的结构型聚合物,分子链间通过多元弱键适当结合,形成布满整个溶液体系的多级可逆三维立体网状结构。优选出了适合苏里格气田的压裂液配方:0.4%APCF-1+1%KCl+0.2%APCF-B,耐温达100℃。性能评价结果表明,该压裂液具有黏弹性,且表现出以弹性为主,携砂能力强,并具有施工摩阻低、破胶后无残渣、易返排、对储层伤害低、配制简单、使用添加剂种类少等特点。该压裂液在苏里格气田应用33口井,均获成功,压裂效果显著,证明该压裂液适用于苏里格气田低渗气藏的增产作业。     

水平井技术在苏里格气田低渗气藏中的应用

苏里格气田是典型的低渗、低压、低丰度岩性气藏,单井产量低,建井数量多,直井开发经济效益较差。为进一步提高开发效益,长庆油田转换开发方式,开展"三低"气田水平井开发技术攻关。2008-2009年,苏里格气田加大水平井开发试验力度,完钻10口水平井,投产8口,初步形成了水平井井位优选和随钻地质导向、钻井提速及储层改造等技术,取得了显著的效果为苏里格气田水平井规模开发提供了有利的借鉴和指导作用。     

Mesh技术在苏里格气田的应用评价及发展方向

按照长庆油田数字化建设的目标,经过几年不懈努力,苏里格气田的数字化已初具规模。目前苏里格使用了大量的数传电台、但由于技术本身存在着一定的局限性,使通信问题成了不断发展的数字化建设中的瓶颈问题之一。     

苏里格气田防支撑剂回流压裂液快速返排技术研究

苏里格气田属于典型的“三低”气田,自然投产后单井产量总体偏低。理论和实践都证明,通过适度规模的压裂改造,可以显著提高开采效果。由于压裂井均有一个压后排液过程,排液速度过快或不控制放喷均会造成支撑剂回流。为此,要在不同的排液阶段选择合适的油嘴,并根据地层条件优化压裂施工顶替液量,同时,应用纤维加砂压裂技术,提高压裂改造效果。     

现场总线技术在苏里格气田的应用

苏里格气田于2002年9月引进了Emerson公司的FF现场总线技术,经过近5年的现场应用,集中体现出其对现场设备信号传输的集中化、智能化、准确性,投资的经济性等优点。本文对FF现场总线技术在苏里格气田的应用情况及其优点等进行了详细论述;并得出了结论。     

现场总线技术在苏里格气田的应用

苏里格气田于2002年9月引进了Emerson公司的FF现场总线技术，经过近5年的现场应用，集中体现出其对现场设备信号传输的集中化、智能化、准确性，投资的经济性等优点。本文对FF现场总线技术在苏里格气田的应用情况及其优点等进行了详细论述；并得出了结论。     

水力加砂压裂技术在苏里格气田的应用

目前苏里格气田水力加砂压裂在压裂液优化、支撑剂选择、泵注程序参数确定和液体返排技术方面存在较多问题.针对这些问题进行了认真研究,优选出了适合该区块的压裂液配方和支撑剂,优化了压裂液配置程序,提出了"适度规模、小排量、造长缝、合理砂浓度、有限导流能力"的水力压裂改造思路.经现场试验,桃7-8-5和桃7-9-14井均获得大幅增产,效果显著.     

一体化集气装置在苏里格气田的应用

随着苏里格气田持续开发,集气站的数量日益增加,该气田采用单井来气汇入集气站处理的常规集气方式,集气站地面建设中存在工艺流程复杂、施工周期长、占地面积大等问题。为了提高生产效率、管理效率并快速建产,在气田地面建设中使用了一种新型的一体化集气装置。该装置能有效地缩短施工周期,提升管理效率。根据一体化集气装置的新功能及特点,介绍了该装置在采气工艺流程优化与简化改造中的应用效果。结合长庆油田苏36-1集气站内实际应用效果,分析该装置在生产中存在的问题,指出了今后的改进方向。