普光气田碳酸盐岩储层暂堵转向酸压技术

普光气田主体气藏属超深层、高含硫、中孔、低渗透构造-岩性气藏,主要含气层为三叠系飞仙关组、二叠系长兴组,产出剖面显示部分层段未动用或动用率低。暂堵转向酸压技术可改善产气剖面,提高储层动用程度,普光气田拟采用该技术。目前微地震监测技术虽对暂堵压裂裂缝转向及其扩展规律进行了定量分析,但受信号干扰误差较大。本文应用真三轴模拟实验装置,采用与储层物性类似的露头岩心,加载与实际储层对应的三向应力,采用自主研发的可降解酸压暂堵剂和高温清洁转向酸体系进行酸压暂堵转向实验。由露头暂堵酸压实验可知,转向酸作为压裂液明显有利于复杂裂缝的形成,加入暂堵剂后,起裂压力增加了5~10 MPa,且明显有新裂缝出现,表明暂堵剂暂堵效果显著。由暂堵酸压现场试验可知:在暂堵剂进入储层阶段,暂堵剂最高暂堵压力为66.13 MPa,比未注入暂堵剂的最高施工压力高了近20 MPa,表明暂堵剂在不断压实并封堵高渗层;在转向酸进入储层阶段,施工压力波动明显,表明转向酸向低渗层转移并不断开启新裂缝,与前期露头岩心暂堵酸压实验结果类似,验证了暂堵转向酸压技术的可靠性。     

压裂用水溶性暂堵剂的合成及性能

以丙烯酸(AA)、丙烯酰胺(AM)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、新戊二醇二丙烯酸酯(NGD)为主要原料,制备了AA-AM-NVP-NGD四元共聚物暂堵剂,利用FTIR和元素分析对制备的暂堵剂进行结构分析,考察了该暂堵剂的抗剪切性能、膨胀性能、耐盐性能、悬浮性能、降解性能、封堵性能和解堵性能。实验结果表明,与常规AA-AM-MA(MA为N,N'-亚甲基双丙烯酰胺)暂堵剂相比,AA-AM-NVP-NGD暂堵剂具有更强的抗剪切强度、更高的膨胀倍数,在常规胍胶压裂液中具有较好的悬浮性能;AA-AM-NVP-NGD暂堵剂在60℃下完全降解需65.3 h,降解后所得溶液的黏度为1.6mPa·s;在120℃下完全降解需2.2 h,降解后所得溶液的黏度为1.5 mPa·s;AA-AM-NVP-NGD暂堵剂具有更强的封堵能力,突破压力为16.161 2 MPa,不需外加破胶剂即可在温度和水的作用下实现解堵,渗透率恢复率为96.8%。     

吸水膨胀型聚合物暂堵剂储层保护效果研究

探讨了吸水膨胀型聚合物暂堵剂对油层及水层或高含水储层保护效果。结果表明:JBD吸水膨胀型聚合物暂堵剂对不同渗透率的岩心均具有良好的封堵效果;对油层具有良好的储层保护效果,JBD暂堵剂体系封堵岩心后,用煤油驱替测得岩心油相渗透率均大于85%;JBD吸水膨胀型聚合物暂堵剂对水层或高含水储层将造成较大的伤害,必须配合使用JPC破胶剂进行破胶解堵,此时岩心渗透率恢复值可大于90%,从而取得理想的储层保护效果,满足了注水井或高含水油井暂堵作业的需要。     

绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的应用

为了明确绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的适应性,选取塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩THX井岩心作为样品,开展了注入绒囊暂堵剂前后的岩石力学特征评价实验和绒囊注入含裂缝岩心后的封堵压力实验,然后在THX井进行了现场试验,首次评估了绒囊暂堵剂用于碳酸盐岩深井暂堵酸化的效果。研究结果表明:①绒囊注入后岩石弹性模量减小、泊松比增大、岩心弹塑性应变增大,从而提高了岩心的韧性变形能力;②封堵压力实验结果显示,绒囊暂堵后裂缝承压能力逐渐提升,在注入压力峰值后未出现"悬崖式"陡降,说明绒囊韧性封堵带已经形成且具有明显的封堵作用;③绒囊暂堵后裂缝封堵压力与裂缝宽度成负指数关系,并且随着裂缝宽度的增加,暂堵剂承压力达到稳定的时间缩短;④绒囊暂堵剂注入岩石后提升了岩石的抗变形能力,绒囊暂堵裂缝后在缝内形成憋压,当缝内净压力超过水平地应力差时强制裂缝转向,并且绒囊暂堵剂可以耐130℃高温。结论认为,绒囊暂堵剂能够满足深层碳酸盐岩暂堵转向压裂的需求。     

一种新型油溶性暂堵剂及应用

为降低高闭合应力储层暂堵压裂施工压力高、砂堵风险大等难题,同时为进一步提高非常规致密油气单井的产量,研究形成一种新型暂堵剂ZD-150。该暂堵剂抗温性能可达到120℃,48 h油溶率大于95%,24 h酸溶率小于5%,0.2%瓜胶携带15%的暂堵剂悬浮稳定时间可达12 h,且具有抗压性高和暂堵效果好的特点。现场10多井次应用表明:ZD-150通过与粉陶结合,可将施工的转向效果提高1.5倍,改造后效果提高2.1倍,为非常规储层体积压裂模型下提高裂缝复杂程度提供了新型材料。     

水溶性压裂暂堵剂的性能评价

以淀粉、丙烯酸和丙烯酰胺为原料,过硫酸铵与亚硫酸氢钠为引发剂,带不饱和双键的有机物DJ-1为交联剂,合成了一种水溶性压裂暂堵剂,并对其性能进行了表征。结果表明,随着温度升高、溶解时间延长,暂堵剂在地层水中的水溶率增大。在20~80℃、暂堵剂与地层水在固液比为1:300时,暂堵剂在16 h下的水溶率为96%~98%,水溶性良好。完全溶解后,5~20 g/L溶液的黏度为12.6~53.7 mPa·s,返排性好。20 g/L暂堵剂溶液的抗拉强度达9.1 N,黏附能力较好。岩心实验表明,暂堵剂的封堵强度随岩心渗透率的增大而减小,压力梯度最大值为47.1 MPa/m,具有封堵原有裂缝,使新裂缝偏离最大主应力方向的能力。暂堵剂对岩心的封堵率大于90%,用地层水冲刷后岩心渗透率恢复率高达97.6%。对高渗透层的选择性封堵率大于83.2%,随岩心渗透率级差的增大,暂堵剂对高渗透层的封堵率增加。     

稀油井热洗用防漏失暂堵剂 ZD-1的研制及应用

针对月海油田海南3块的稀油井洗井漏失严重问题,研制了配方为0.5%羟丙基瓜尔胶+0.3%有机钛+0.3%十二烷基二甲基甜菜碱+5%石油树脂(6#)+0.10%亚硫酸钠的稀油井热洗用防漏失暂堵剂ZD-1,评价了ZD-1暂堵剂的封堵性、破胶性和对储层的伤害性。结果表明,该暂堵剂对渗透率100×10~(-3)数1000×10~(-3)μm~2的岩心封堵率在92%以上;加入0.02%数0.04%过硫酸铵后能在3数5 h内完全破胶;破胶液对岩心渗透率的损害率为5.23%,对储层伤害较小。现场应用8口井,单井平均降低热洗用水37 m3,在满足热洗效果的基础上热洗井排水期平均缩短3.8 d。     

碳酸盐岩缝内暂堵转向压裂裂缝扩展规律实验

溶洞是塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层的主要储集空间,且井周许多发育储集体位于非水平最大主应力方向上,采用暂堵转向压裂可以实现非水平最大主应力方向上的储层改造。采用30 cm×30 cm×30 cm的天然碳酸盐岩露头进行缝内暂堵转向压裂模拟实验,通过CT扫描技术对一次压裂和暂堵压裂后的裂缝形态进行观测,探究了地应力差、天然裂缝和压裂液黏度对裂缝形态的影响,并进行暂堵起裂理论分析。研究结果表明:岩样天然裂缝或层理发育以及足够的暂堵压力是实现缝内暂堵转向压裂的必要条件;不同水平应力差下,均能实现缝内暂堵转向,并且地应力差越小,裂缝形态越复杂,改造越范围越大;暂堵剂进入裂缝内是保证转向压裂成功的重要条件,压裂液黏度过低时携砂能力差,形成的一次裂缝开度相对较小,易导致暂堵剂难以进入。研究结果为塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层压裂方案设计提供了理论依据。     

可降解抗高温暂堵体系研究

随着油井生产时间延长,地层能量不断降低,修井作业中修井液漏失量较大,对储层和油井后期恢复都有较大影响。目前常见的暂堵剂针对高温井的堵漏效果较差,不能满足作业要求。实验针对高温井开发出一种可降解抗高温暂堵体系:2%暂堵剂(VES:VIS=3:1)+0.4%BH-SYSN,结果表明:该体系最高抗盐矿化度为10 000 mg/L;适用的最高温度为140℃;120℃封堵24 h后加入破胶剂浸泡4 h破胶,岩心渗透率恢复值为79.17%,具有较好的高温封堵和降解效果。     

纤维强化凝胶合成与性能评价

暂堵材料的性能很大程度上决定了暂堵转向改造效果的好坏,而常规暂堵材料往往不能满足超深、超高温、超高压、亏空储层施工需要。针对上述问题,以耐温达到160 ℃、强度高于30 MPa、破胶时间达到10 h为目标,提出将温敏凝胶和全可降解纤维合成纤维强化凝胶。其技术原理是,温敏凝胶的化学网状结构和纤维的物理网状结构协同形成了三维复合网状骨架,大幅提高了暂堵材料的强度,对纤维强化凝胶进行性能评价。结果表明,在80～100 ℃下,纤维强化凝胶的成胶时间可控制在5～26 min;暂堵时间也大幅提高,160 ℃下近10 h才完全破胶;实验2 mm缝宽条件下,承压能力超过30 MPa,且缝宽越大承压能力越高,6 mm缝宽下承压能力可达到40 MPa,适合“三超”亏空储层暂堵转向改造,能够满足现场施工需要。