醇基酸醇基压裂液在蜀南地区须家河组的应用前景

蜀南地区须家河组砂岩储层孔隙度低，渗透率特低，水敏、水锁伤害强-中等，压力系数偏低，储层水基加砂压裂或酸化改造后排液困难，储层改造成功率低。在对比分析了水基压裂液、液态二氧化碳压裂液、泡沫压裂液、醇基压裂液、醇基酸优缺点的基础上，认为醇基压裂液适合蜀南地区须家河组致密砂岩储层的改造，有较好的应用前景，醇基酸可作为加砂压裂的辅助和补充手段。建议相关单位开展甲醇压裂液、乙醇压裂液的研究及现场试验。     

松辽盆地南部低渗透储层改造技术

松辽盆地南部处于大型湖盆的边缘相带，储层具有厚度薄、致密、非均质性强、粘土矿物总含量较高等特点。因而，储层改造技术是松南地区低渗透油气田增储上产的关键。通过对该区储层地质特征、岩石力学特征和地应力参数的模拟实验，取得影响储层改造设计的关键参数－－最小主应力，得到压裂液、支撑剂优化方案。同时，从压裂时效角度论证了压裂优化设计的准则和原则，最终得出松南地区压裂改造的规模和砂比等压裂优化参数。经现场实践     

海拉尔油田凝灰质储层砂堵原因分析及对策

针对海拉尔油田凝灰质储层低砂比砂堵的问题，对凝灰质储层的岩石力学特征、地应力特征、矿物学特征与水理特征进行了研究，分析表明凝灰质储层的塑性、高粘土矿物含量、隔层地应力差别小及不合理的射孔方位是导致砂堵的主要原因。针对以上研究，提出应用定向射孔技术、改进的压裂液体系、科学的压裂设计方案及控缝高技术可以有效地解决砂堵问题。     

海塔盆地储层异常难压原因与对策

海塔盆地压裂改造经常出现压不开、施工压力过高、低砂比阶段砂堵等异常难压情况,压裂施工成功率仅为81％.从储层地质和工程技术两方面分析了异常难压储层产生的原因,找到了压不开、异常高压、低砂比砂堵储层压裂技术难点.在完善设备、管柱、工艺等基础上,针对不同难压储层实施优化射孔、压前酸化、应用低摩阻压裂液、实时控制等相应技术对策,取得了较好效果,矿场试验成功率提高到91.8％.     

莫里青高凝油储层的压裂增产技术

莫里青断陷属强水敏的高凝油汪藏，原油凝固点大于45℃，含蜡量大于40％，粘土矿物复杂，水敏性较强；渗透率和孔隙度较低，采用常规压裂设计思路和常规压裂液体系，难以聚得好的压裂效果。在系统分析储层特性，以往压裂实践的基础上，提出了一套强水敏高凝油油藏的压裂优化技术及适合储层的压裂液体系，该技术使用保护储层加热的预前置液，防止压裂液降温引起原油结蜡伤害储层；使用水力裂缝优化技术，优化裂缝支撑半缝长；使用多级渐进式加砂程序和较高的砂液比提高裂缝的导流能力，使用复合的粘土膨胀，选用快速破胶，彻底反排的优质压力以减少压裂液储层的伤害，该技术在莫里青断陷实验3井次，取得了明显的增产效果。     

阴离子表面活性剂压裂液的研制及在苏里格气田的应用

研制开发出一种新型阴离子表面活性剂压裂液,确定了该压裂液的配方。大量的室内试验表明,该压裂液具有防膨性能好、滤失小、易破胶、携砂性能好、摩阻低和对储层伤害低等优点。目前该压裂液已成功应用于苏东地区6口双层改造井,增产效果明显。该压裂液适合用于对苏里格东部岩屑砂岩储层进行改造。     

海拉尔盆地防膨低滤失压裂液的研究与应用

海拉尔盆地压裂过程中发现凝灰质储层具有强吸水且吸水分散的特点,难以形成有效的动态裂缝,影响正常加砂,甚至导致施工失败.在施工结束后压裂液返排过程中,岩石分散成泥粉进入裂缝,严重降低了裂缝导流能力.通过海拉尔盆地地质特征研究、压裂液配伍性问题分析以及对压裂液评价、现场试验、压后效果统计分析,研发了防膨低滤失压裂液.现场数...     

自破胶中低温清洁压裂液制备及性能评价

为获得可用于中低温储层的阳离子清洁压裂液,以二元阳离子黏弹性表面活性剂VES-LT为主剂、水杨酸钠为胶束促进剂、氯化钾为黏土稳定剂,制备了VES-LT清洁压裂液。对该清洁压裂液的黏温特性、悬砂性能、破胶性能以及对支撑剂填层渗透率的影响进行了评价。结果表明,增加VES-LT的加量可以提高压裂液的黏度;VES-LT清洁压裂液体系抗温可达110℃,温度对压裂液黏度的影响小于交联胍胶压裂液。砂比为20%时,VES-LT清洁压裂液的静态悬砂能力好于黏度相近的常规胍胶压裂液。该清洁压裂液体系无需加入破胶剂,遇油或水自动破胶,破胶液黏度为2.4 mPa·s。VES-LT清洁压裂液对支撑剂填层渗透率的损害小于常规胍胶压裂液体系,可用于中低温低渗透非常规油气储层改造。     

双重介质储层压裂技术在河南油田梨树凹区块中的应用

梨树凹区块属中低渗、中低孔储层,天然裂缝发育不均,属双重介质储层,压裂时易产生早期砂堵.压裂施工所形成的人工裂缝极易沿天然裂缝延伸形成多裂缝,难以形成具有一定缝宽的主裂缝,因压裂液过量滤失导致早期砂堵,制约了该区的有效开发.针对梨树凹储层特征应用高粘压裂液体系、“一升一降”变浓度压裂液优化设计技术、前置粉陶多级降滤技术...     

高应力高黏土质量分数低渗透储层改造技术研究

M油田N储层岩性以泥质粉砂岩为主,黏土质量分数高,岩性复杂,胶结弱,储层水敏性较强,属于典型的岩性控制的高黏土矿物复杂岩性储层。储层必须压裂投产,但是以往压裂施工难度大,成功率不足50%。该区储层地层应力场复杂,附加应力高,塑性特征明显,同时储层厚度较薄,压裂裂缝起裂难度大,裂缝体积有限,地层吸砂能力严重不足。针对M油田N储层改造难度大、成功率不高的特点,通过储层特征评价分析、储层岩心岩石力学实验分析及黏土矿物分析等技术手段认识储层,采取优化压裂液体系——乳化前置液＋常规水基压裂液体系、压前进行适当常规酸预处理、降低施工规模、较低砂比、小排量、小粒径支撑剂等工艺措施,保证了压裂施工的成功,取得了良好效果,形成了一套适合M油田储层改造的工艺技术和材料体系。     

��ѹ���������˺����ط������Բ�̽��

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。     

��άѹ��������(FRACPRO)���³�J2s����ѹ������е�Ӧ��

新场气田J2S气藏为川西致密低渗气藏，其埋藏深度较大，地质特征较为复杂，压裂施工泵压较高。文章针对该气藏中深井储层特征，应用三维压裂设计软件（FRACPRO），预测压裂施工泵压，掌握裂缝延伸规律，结合油藏模拟结果，进行了压裂优化设计，采用适合中深地层的优势、低伤害、低摩阻压裂液新体系，现场施工取得圆满成功，增产效果显著。     

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。     

鄂尔多斯盆地西峰油田压裂液对储层伤害的微观机理研究

为了搞清压裂液引起低渗储层伤害的主要因素,优化压裂液体系,以最有效手段减小或消除这些伤害,采用真实砂岩模型进行了压裂液伤害机理的实验,并对照储层地质特征、流体性质和储层敏感性分析,对压裂液伤害储层的微观机理进行了分析研究。结果表明,压裂液引起的水锁伤害率为46.6%,储层压力系数低和压裂液引起残渣对储层伤害率为25.7%,对裂缝伤害率为60%。通过筛选合适的表面活性剂,改变岩石润湿性,来降低压裂液的水锁伤害;开发和研究低残渣压裂液体系,来降低压裂液残渣伤害,提高储层向裂缝渗流能力。这为开发适用于低渗油田的新型低伤害压裂液体系及相关技术提供了理论支持。     

新场气田J_(3p)气藏加砂压裂工艺

新场气田J3p气藏属近致密砂岩储层,所建成的自然产能开发井多为中、低产井,且有约40％的井达不到工业产能标准,从而使气藏开发形不成高效益。针对J3p气藏地质特性、储层动态特性、储层损害状况、压裂液评井选层标准,开展了加砂压裂工艺技术研究和实施压裂工艺措施,进行加砂压裂效果分析,取得显著的增产效果和经济效益,并改变了四川地区砂岩油、气储层加砂压裂整体效益不佳的局面。     

致密砂岩储层压裂液损害机理探讨

大牛地气田储层为典型的致密砂岩储层,自然产能低。在压裂过程中,压裂液不可避免地进入储层．造成储层损害从而影响压裂效果。文中针对工区低孔、低渗、低压、黏土矿物丰富、毛细管力高、局部存在超低含水饱和度等特征,开展了压裂液室内评价实验,深入分析了液相圈闭、固相侵入、黏土矿物运移、敏感性损害、压裂液与储层的配伍性等因素对储层损害的影响。实验表明：液相圈闭和固相损害是造成储层损害的主要原因;毛细管自吸、黏土矿物运移、碱敏和固相沉积等加剧了液相滞留和孔喉堵塞,减小了孔喉有效渗流,使得储层渗透率下降;储层物性越差,非均质性越强,液相滞留越严重,造成储层损害严重．返排效果越差,     

永和气田压裂优化技术研究与应用

永和气田为低渗、低压、低丰度岩性气藏,常规的压裂施工压后返排困难,且对储层的伤害较大,影响压裂增产效果。为此,通过全程液氮伴注,加快压后返排速度,降低压裂液对储层的伤害,优化施工工艺,优选低伤害、高性价比的压裂液体系,形成了适合永和气田的压裂改造工艺技术。现场实施证明,该压裂改造工艺技术能够满足永和气田低成本开发战略需求。     

甲醇改善致密砂岩气藏水锁伤害的实验研究

利用水力压裂开发致密砂岩储层过程中,由于储层胶结致密,水敏性粘土矿物含量高,压裂液滤失过程中容易引起储层的水锁伤害,抑制油气产出.将甲醇添加在压裂液中,利用甲醇的互溶性强、沸点低、易挥发的特性,将吸入到岩芯基质孔隙和微裂缝中的压裂液滤液携带出来,缓解水锁伤害,降低束缚水饱和度.     

大牛地气田盒1气层压裂技术分析

大牛地气田为低孔低渗储层,水力压裂是主要的增产措施。盒1气层与其他层、组相比压后效果较差,为此对盒1气层储层地质特征进行深化研究,总结分析目前压裂工艺技术及存在的问题,提出技术对策。研究认为,盒1储层物性总体较差,储层和隔层间的应力差较小,裂缝在高度上不易控制,压裂液对裂缝的伤害较大等因素是影响压裂效果的主要原因。通过实验和数模研究,建立了大牛地气田盒1气层压裂选井原则,预测压裂效果,优化裂缝参数和施工参数,评价优选了压裂液体系;为后期开发提出了配套的压裂工艺措施。     

临兴区块致密气储层压裂损害影响因素

为明确临兴区块致密气储层压裂损害影响因素,以储层岩心渗透率损害率为评价指标开展室内实验,分析储层敏感性、水锁效应、胍胶压裂液破胶残液和残渣含量对储层的损害程度.结果表明:储层具有中等偏弱水敏,弱—中等偏弱程度酸敏和碱敏;储层水锁指数为85％～100％,损害程度为强—极强;当使用单一过硫酸铵作为破胶剂,温度低于30℃时破...