苏里格深部煤系致密气储层绒囊流体控水压裂

苏里格深部煤系致密气储层厚度较小,压裂过程中易沟通水层致使气井产水,因此在压裂深部煤系致密气藏同时需要实施控水。利用封堵性绒囊流体进行控水压裂,既可以提高产量又可以减少出水。对室内配制的绒囊流体开展评价实验,将绒囊流体分别与前置液、地层水等体积混合测试其配伍性,然后利用岩心驱替装置测试气、水突破绒囊封堵岩心基质和造缝岩心柱塞的突破压力,表征绒囊的增气堵水性能。发现绒囊流体与前置液和地层水分别混合后无沉淀生成,绒囊流体封堵含裂缝岩心的气、水的突破压力梯度分别为0.02 MPa/cm、0.04 MPa/cm,绒囊流体封堵基质岩心的气、水的突破压力梯度分别为0.03 MPa/cm和0.2 MPa/cm,皆满足现场施工要求。在苏里格气田A、B两井实施控水压裂,两井在注入前置液造缝后分别泵入50 m3绒囊流体进行堵水,控水压裂后对比同层邻井161 d内平均日产量分别提高了13.71%和6.99%,邻井C、D两井分别泡排3次、63次,而A和B两井投产后无积液产生。研究认为利用绒囊流体在深部煤系致密气层进行控水压裂可以实现增气减水。     

郑3X煤层气井绒囊流体重复压裂控水增产试验

郑3X煤层气井水力裂缝沟通含水砂岩层,导致了气井高产水、低产气。为此,利用绒囊流体封堵含水砂岩层和原缝,重复压裂压开新缝,降低气井产水量,提高产气量。室内测试结果表明,绒囊流体暂堵煤岩裂缝承压能力21 MPa,降低砂岩水相渗透率52.67 %,伤害煤岩基质渗透率恢复值87 %,满足转向压裂和堵水的性能要求。现场配制密度0.85~0.95 g/cm3、表观黏度40~60 mPa·s的绒囊流体80 m3。当绒囊流体成功封堵含水砂岩层和原缝后,再利用活性水进行压裂。排采结果表明,重复压裂后排水期和产气期的产水量分别降低79%和68%,而产气量提高44%,表明绒囊流体在郑3X井控水增产试验成功。绒囊流体具有良好的封堵能力和控水性能,能够实现水侵煤层气井堵水压裂一体化作业,提高煤层气开发效果。     

适于高矿化度地层水地层的稳油控水绒囊流体

为验证绒囊流体在含高矿化度地层水地层中稳油控水效用,在温度120 ℃、围压15 MPa、回压1.5 MPa 条件下,采用恒流速法测定绒囊流体封堵前后,含不同矿化度盐水和煤油的人造砂岩柱塞稳定流动渗透率和注入压力变化。实验结果表明,0.1 mL/min 恒定流速下,绒囊流体封堵前后,含Fe2++Ca2++Mg2+ 矿化度分别为1×104 mg/L、10×104 mg/L、20×104 mg/ L 盐水岩心驱替压力由0.46~0.63 MPa 升至1.39~2.23 MPa,封堵能力提高205.83%~262.64%;渗透率140.82~193.30 mD 降至66.96~109.85 mD,损失率43.15%~52.53%。以煤油模拟地层原油,相同条件下测定封堵前后效果,驱替压力0.48~0.52 MPa 升至0.51~0.55 MPa,增幅5.83%~8.08%;渗透率232.05~272.52 mD 降至211.09~249.25 mD,损失率2.26%~4.51%。在地层水矿化度8×104 mg/L、4×104 mg/L 的Y 井和Z 井实施绒囊流体稳油控水,通过提高泵次、深抽等工艺,油井产水量分别降低46.38%、15.99%,产油量提高6 200%、180%。研究和应用表明,绒囊流体抗高矿化度堵水体系能够实现稳油控水。     

GX-3井绒囊流体暂堵重复酸化技术

GX-3井2002年酸化投产,至2014年产量正常递减至5×104 m3/d,拟再次酸化增产。为提高重复酸化效果,使用绒囊暂堵流体封堵原酸化高传导蚓孔,迫使酸液进入未酸化地层。室内测试绒囊流体暂堵后提高原酸化高传导蚓孔承压能力78.06 MPa,p H值2~7的暂堵流体塑性黏度、动切力等变化3%以下,原酸化高传导蚓孔渗透率恢复值88.64%。现场配制密度0.90~0.95 g/cm3、塑性黏度15~30 m Pa·s、动切力15~35 Pa的绒囊暂堵流体120 m3封堵原酸化高传导蚓孔,井口清水试压3MPa后注入盐酸6.5 m3,静置7 h后排残液。恢复生产后,产气量由5×104 m3/d提高到7×104 m3/d,表明绒囊暂堵流体封堵原酸化高传导蚓孔后再酸化,不损伤原缝产气能力,并新增产量贡献层,为碳酸盐岩储层重复酸化转向提供了一种有效的新方法。     

渤海某油田绒囊暂堵流体修井工艺

两口井试用证明绒囊暂堵流体可以解决渤海某油田修井过程中漏失问题,但其性能和施工工艺需要进一步优化。实验表明封堵深度0.1 m,无需挤入地层更多流体以形成更深封堵带即可实现有效封堵;绒囊暂堵流体封堵能力与密度无关,塑性黏度20~30 m Pa·s、动塑比0.7~1.1 Pa/(m Pa·s)即可封堵低压漏失地层。绒囊暂堵流体封堵后用标准地层水试漏,承压能力达25.64 MPa,表明无需全井循环即可实现漏失地层封堵。陆上S181井气井全井筒段塞先导试验成功后,在渤海某油田A井储层段段塞封堵试用成功,表明绒囊暂堵流体在渤海某油田可以实施段塞封堵储层修井。     

新型偶氮类高强堵水剂研究进展

在窜流规律的基础上,研制出一种由丙烯酰胺、丙烯酸及偶氮引发剂共聚而成的高强度堵水剂。该堵水剂可在地层下聚合成胶,200~1000毫达西岩心封堵率大于99%,突破压力梯度大于2.0MPa/m,抗冲刷稳定性好,可实现对中高温油藏中、高渗透带的有效封堵。     

堵水固砂一体化技术在尕斯N1-N^12油藏中的应用

根据尕斯N1-N^12油藏的出砂情况,提出了堵水固砂一体化技术。介绍了堵水固砂一体化技术原理,给出了堵水固砂剂的配方及技术指标。该技术具有如下特点：①适应温度范围40～90℃;②能显著降低水在二氧化硅表面的接触角,增强表面水湿性;③对岩石表面具有强亲水性,可起到堵水增油的作用。④封堵强度高,耐温及抗盐性能好,对地层骨架砂及非地层骨架砂都具有良好的固砂效果;⑤对油层损害小,岩心渗透率伤害率≤20％;⑥对岩心（水相）有很好的封堵能力,封堵率大干95％,突破压力梯度大干10MPa／m;⑦在油相中的堵塞率大大低于水相中的堵塞率,油相中的突破压力小于水相中的突破压力,有利于堵住出水孔道;⑧施工工艺简单,使用安全。现场试验5口井,工艺成功率和固砂见效率100％,堵水见效率75％,试验井增油3669t。     

85 ℃下高矿化度地层化学堵水剂研究

针对高矿化度地层堵水需求,结合油田实际出水情况分析了聚丙烯酰胺结构与耐盐性能的关系,并研制了一种耐高矿化度的阳离子聚丙烯酰胺为主剂的凝胶型堵剂,交联剂采用含苯环结构的树脂,并加入保护剂减缓高温下主剂水解。实验评价结果表明:堵剂体系能封堵85 ℃下、NaCl 矿化度220 000 mg/L、CaCl2矿化度10 000 mg/L的地层水,堵剂体系最佳pH值为7~11;有效期长;岩心封堵水突破压力大于45 MPa/m,突破后20 PV体积驱替后封堵强度大于30 MPa/m,封堵率98%以上;并且堵剂对含油饱和度高的地层封堵强度低,具有一定选择性。     

用于揭开下部气层合采作业的控压暂堵一体化修井流体

天然气井纵向上有多套气层共存时，实施封下采上投产一段时间后，需要再打开下部产层进行合采作业，此时需要一种既能配合冲砂、洗井循环等工序，又能暂堵上部低压气层的流体。为此，基于绒囊修井流体进入地层通道后，通过堆积、拉抻、填塞方式形成承压结构，平衡井筒流体与地层间压差的特点，在室内配制了绒囊修井流体，考察其在模拟地层用50～120 ℃、10～30 MPa的密闭圆柱液缸静置0～64 h后存留性能的变化情况。实验结果表明：①测定流体密度变化范围介于0.02～0.09 g/cm3，表观黏度变化范围介于4.0～12.0 mPa·s，清水混浆段低于20%，所配流体表观性能稳定；②采用直径25 mm、长50 mm的岩心柱塞，注入绒囊修井流体1.5～4.2 mL后，重复注入地层水，测定驱压升至20 MPa所需时间随流体静置时间增加而延长4.86～19.66 min，封堵性能衰减速度可以被接受；③卸掉驱压再反向气体驱替，基质和裂缝渗透率恢复均大于88%，伤害程度低。在鄂尔多斯盆地试验6井次，注入绒囊修井流体封堵上部压力系数为0.58～0.72的气层后，井底预留24～45 m3，上部灌满清水至井口后顺利完成冲砂、磨铣等作业；揭开下部新层后液面下降，井口补充清水8～15 m3后再次见液，计算井筒液柱压力波动幅度小于8 MPa。结论认为，所配制的绒囊修井流体保障了新、老气层作业后产量快速恢复，提高了气井多层接替稳产效果，实现了控压暂堵一体化修井作业。     

绒囊暂堵液原缝无损重复压裂技术

原缝无损压裂技术是指利用某种封堵材料,暂堵原裂缝,迫使压力向未压裂的地层发展,压裂完成后形成新裂缝且原裂缝的产液能力不受影响。绒囊工作液因其良好的暂堵性能而用于原缝无损压裂技术。室内评价表明,绒囊暂堵液能够增加人造岩心裂缝的流动阻力至25 MPa,封堵渗透率为17.5×10-3、163.9×10-3μm2的人造岩心后,地层原油渗透率0.7 h恢复90.9%和0.6 h恢复84.7%。LH1井现场先用绒囊暂堵液封堵地层,停泵压力稳定在22.0 MPa且10 min不降。重复压裂后60 d平均油井日产液量和日产油量比未压裂前30 d分别上升48.7%和119.2%,平均含水率下降了7.5%。表明绒囊暂堵液封堵性好,且对地层无伤害,可在提高单井产液量的同时降低含水率。     

普光气田绒囊修井液结合固相堵剂暂堵深部低压气层

普光气田深部碳酸盐岩地层天然裂缝、溶洞与改造后人工裂缝结构共存,井筒液柱与地层形成压差时成为漏失通道,需实施暂堵。绒囊修井液封堵低压气层可行,但封堵大尺度通道用量过大,为此,引入固态堵剂辅助绒囊修井液降低流体用量。室内串联直径38 mm、长60 mm,含缝宽5.0 mm贯穿裂缝的人造岩心,模拟大尺度漏失通道。绒囊修井液复合质量分数0.1%~1.5%的碳酸钙颗粒和纤维,对比单一体系与复合体系注入裂缝至驱压达20 MPa时流体用量;封堵后,注入破胶液解除暂堵,重复测定清水流速恢复效果。实验结果表明,相同承压所需绒囊修井液体积随固态堵剂加量增大而下降12.3%~60.5%,与固态堵剂加量正比关系较明显;破胶后,裂缝中清水流速恢复率达98%,伤害程度较低。S-3X井、P-2Y井分别试验绒囊修井液与纤维、绒囊修井液与颗粒复合封堵技术,计算提高地层承压26 MPa、32 MPa,复合体系用量相对单一体系降幅超过30%。绒囊修井液复合固相堵剂满足普光气田深部气层大尺度漏失通道中封堵性与经济性双重要求,扩展了绒囊流体应用领域。     

绒囊暂堵转向压裂裂缝转向能力及其力学机理分析

现场已用绒囊转向剂实施造缝转向,其转向力学机理尚未研究。室内利用7枚?25 mm致密砂岩天然岩心人工造缝模拟压裂后初始裂缝,选择其中3枚注入绒囊转向剂实施封堵,利用三轴试验机测量7枚岩心径向应力-应变曲线,计算绒囊转向剂封堵后岩心水平应力差值5.33MPa,相对未封堵岩心水平应力差值8.57 MPa下降37.81%。绒囊转向剂封堵后岩心脆性系数0.45降至0.16,下降64.44%。实验表明,利用绒囊转向剂封堵裂缝可提高岩石整体强度,降低岩石水平应力差,为重复压裂后新缝转向提供力学环境。室内以300 mm×300 mm×300 mm大尺寸岩心模拟地层,在真三轴压裂模拟系统中利用胍胶压裂形成初始裂缝后,注入绒囊转向剂实施暂堵,再注入胍胶模拟二次压裂。测试二次压裂破裂压力相对初次压裂升高约10 MPa,剖开岩心定性观察暂堵后二次压裂岩心中新缝与初始裂缝方向差异明显,未封堵岩心中新缝与初始裂缝方向重合。研究认为,绒囊转向剂通过提高含裂缝岩石破裂压力,降低地层水平应力差值,增大新缝起裂角度,促使裂缝转向。     

绒囊流体控制煤岩储层水力裂缝形态研究

煤岩储层水力裂缝易随割理和天然裂缝转向延伸,致使水力裂缝形态不规则且横向延伸较短。欲采用绒囊流体作为压裂液,在压裂过程中暂堵割理和天然裂缝,使压力向垂直于井筒的方向传递,从而形成规则长缝。室内测试绒囊压裂流体暂堵煤岩柱塞剖缝承压能力18 MPa,能够阻止裂缝向割理和天然裂缝方向偏转;绒囊压裂流体伤害煤基质渗透率恢复值86%,满足压后产气要求;φ0.9 mm陶粒在绒囊压裂流体中的沉降速率0.003 cm/s,满足携砂要求。X井压裂现场配制绒囊压裂流体520 m3,采用井筒加砂分隔的方式分层压裂山西组和太原组煤层。绒囊携砂液泵注过程中,施工压力稳定在14.64~15.99 MPa之间,表明水力裂缝延伸过程中未出现堵塞和转向。压后模拟发现,太原组缝长155.7 m,缝高41.3 m;山西组缝长163.9 m,缝高47.5 m。因此,绒囊流体能够作为压裂液形成规则长缝,解决了煤岩储层造缝不理想的难题。      

郑X井重复压裂非产水煤层绒囊流体暂堵转向试验

郑庄煤层气田郑X井欲实施绒囊暂堵流体重复压裂转向,既形成新裂缝又不影响原缝生产,增加供气体积以达到满意产量。室内先用绒囊流体暂堵直径38 mm煤岩柱塞的中间人工剖缝,后用活性水测试绒囊流体暂堵剖缝承压能力达20 MPa,超过地层18 MPa的破裂压力,满足转向要求;绒囊暂堵流体伤害郑庄煤岩柱塞渗透率恢复值85%,满足原缝继续生产要求;现场利用混砂车和水罐建立循环,通过剪切漏斗配制密度为0.94～0.98 g/cm3、表观黏度为30～34 mPa·s的绒囊暂堵流体。先用活性水顶替检测原缝是否存在后,用排量为3.0～3.5 m3/h注入绒囊暂堵流体60 m3,停泵30 min油压稳定在12 MPa,表明绒囊封堵原缝成功。用活性水压裂液压裂,油管压力上升至18 MPa时出现破裂。微地震监测新缝方位为N13°W,相对于原缝N42°E转向55°。压后间抽2 h产气200 m3,是压裂前产量的2倍以上。采用微地震监测和对比压裂前后产量证明,绒囊可迫使压裂液转向压开新缝,且不伤害原裂缝,适用于煤层气老井重复压裂恢复生产。