二氧化碳无水压裂增产机理研究

单井控制范围有限和地层能量补充困难一直是困扰致密油储层开发的关键问题。压裂过程井下微地震数据监测表明,二氧化碳无水压裂改造体积是同等液量常规水基压裂的2.5倍,并能显著增加裂缝的复杂程度。室内实验和压后原油取样分析证实,二氧化碳能够有效降低原油黏度,通过无水压裂施工实现了原油混相,提高了驱油效率。压后地层静压测试显示,压后地层压力较压前有显著提高,具有单井超前补充地层能量的效果。二氧化碳无水压裂技术已在吉林油田成功应用5口致密油井进行了应用,这些井压裂后产油量均较压前有显著提高,平均单井日增油量2.31 t,且施工后邻井产油、产液量均有不同程度的提高。说明了二氧化碳无水压裂增产效果良好,该技术在致密油藏开发中具有广阔的前景。      

G43断块油藏整体压裂技术研究与应用

G43区块主力产层为中孔中渗储层,地层饱和压力低,弹性采收率低;岩石塑性较强,造成支撑剂嵌入,前期压裂效果差。为提高压裂开发效果,进行了整体压裂技术研究。通过原油性质测试表明,区块原油胶质沥青质较重,在前置液前加降黏液以避免原油乳化;岩石力学试验表明,区块岩石易发生支撑剂嵌入,且储层为中孔、中低渗储层,压裂设计应以提高裂缝导流能力为主,具体措施包括通过单剂优选和整体性能测试,优选出适合G43区块的压裂液体系,该体系具有携砂性能好、低摩阻、低残渣的特点,可减少压裂液对地层及支撑裂缝的伤害;通过支撑剂导流能力试验,结合整体压裂裂缝参数优化,采用大粒径陶粒或组合陶粒压裂技术提高支撑裂缝导流能力。3口井的现场实施表明,G43断块整体压裂各项技术措施针性强,压后增产效果显著,推动了G43区块压裂开发的有效实施。     

CO2压裂技术在苏里格气田的应用

针对苏里格气田低压、低渗气藏的特点,以及常规压裂压后液体返排困难,储层水伤害严重的问题,研究利用CO2压裂技术提高压裂液返排效果,减少储层伤害。有针对性地研究了CO2压裂工艺的原理、压裂优化设计技术及压裂配套工艺等。该技术在长庆油田苏里格气田的现场应用表明,应用CO2压裂技术降低了压裂液对气层的伤害,提高了气井单井产量和压裂效果。     

油基压裂在花土沟油田的效果评价

花土沟油田地层压力低，单井产量低，要效益开发油田，就必须对储层进行改造。本文从油基压裂的配方进行了改进，应用原油做基液，对储层改造有较好的适应性；降低了对储层改造的成本，提高了开发效果。     

用模糊评判优选井位的CO 2吞吐强化采油技术

为提高单井注CO2 吞吐强化采油措施的成功率,增加中低渗复杂小断块油藏的开发效益,结合国内外相关开发实例 资料分析、理论研究结果,综合储层流体特性、油藏特性、储层岩石特性参数,建立了CO2 吞吐井位筛选评价指标体系及其分级评 价标准;基于模糊综合评判理论,提出了复杂断块油藏CO2 吞吐井位筛选的具体方法、步骤。利用建立的方法,在对实际复杂断 块油藏注CO2 吞吐井位优选的基础上,选择合理的注采制度,进行注CO2 吞吐强化采油开发实践。油田开发生产实践表明,采取 模糊评判井位优选的单井CO2 吞吐强化采油,降低了复杂断块低渗油藏措施实施的风险程度,提高了单井的开发效益。研究结 果对油藏单井注CO2 吞吐措施的实施提供了理论依据和技术支持,为相似油藏利用CO2 吞吐进行强化采油提供了有益的借鉴。     

CO2压裂技术在杏南试验区的应用研究

与常规压裂技术相比,CO2压裂技术具有低滤失、高返排、对油层伤害小、增产幅度大、有效期长等优点,该技术在利用CO2作为介质造缝的同时,还具备在地层温度下CO2快速气化、溶混于原油中、大幅度降低原油粘度和增加溶解气驱能量的独特增产机理.该文对该技术所适用的地质条件、压裂选井的原则及压裂施工的具体流程进行了阐述.杏南试验区3口井CO2压裂的现场应用效果表明,该技术不仅适用于厚油层和老井的重复压裂,而且对于表外储层和有效厚度小于0.5 m的薄差层也具有更好的增产效果.运用压裂有效期内最低增油模型,计算出该技术比普通压裂可多创效5.8～13.8万元, 经济效益更为可观.CO2压裂技术是低压、低渗油层的一项较好的增产改造措施,它扩大了压裂选井选层的范围、提高了压裂效果,在杏南试验区具有广阔的应用前景.     

高压气溶胶酸压增产技术原理及现场应用

河南油田进入开发后期的高含水阶段后,主力油层水淹严重,挖潜增产对象逐渐向物性差、能量低、难开采的非主力油层转移。CO2高压气溶胶酸压技术正是一项融合酸化、压裂于一体,通过CO2汽化膨胀、强力压裂造逢、酸蚀裂缝岩壁,达到增加地层能量,改善储层物性及流体性质的增产技术。文中介绍了CO2高压气溶胶的作用机理和所选区块典型井原油室内试验的适应性。室内试验及现场应用结果均表明,该技术能提高地层原油的渗流能力,增产效果显著,具有广阔的推广应用前景。     

方4断块S156井区注二氧化碳提高采收率机理及注采参数优化

江苏油田方4断块S156井区构造复杂,储层物性差,地层能量补给不足,自然产能低,为了有效开发低渗透、超低渗透油藏,在该油田开展了注CO2提高采收率可行性研究和CO2吞吐的室内岩心驱替实验、注气膨胀实验等,分析了CO2与地层原油的相互作用,采用正交实验法对CO2的注入方式、注入参数与油藏的关系进行了研究,最终提出了一套CO2吞吐注采参数优化的方法。     

红柳泉油田提高压裂改造体积和成功率工艺技术研究

针对红柳泉油田储层致密、施工压力高、措施成功率低、单井加砂规模小的特点,在对红柳泉以往措施工艺分析、储层地质评估的基础上,开展提高压裂改造体积和措施成功率工艺技术研究和高性能压裂液配方优化,形成了大排量、大砂量的缝网压裂工艺和高温低浓度胍胶压裂液等配套技术,有效的提高了红柳泉压裂改造体积和措施成功率,为该油田提高单井产量提供技术保障。     

高能冲击压裂泄油技术在锦150断块的应用

锦150断块为低孔、低渗透油藏,储层物性较差,原油含蜡高,油井表现为低产能。为此,引进了高能冲击压裂泄油技术。该技术将高能气体压裂与小型酸化相结合,可清除油层近井地带的污染及堵塞物,同时对裂缝进行溶蚀扩展,进一步扩大处理半径、提高地层导流能力;能够有效解除低渗透油藏的各种堵塞,不会造成地层的二次污染,较单一解堵技术措施效果更好。根据锦150断块的特点,对高能冲击压裂泄油工艺做相应的改进,并将改进后的工艺在该断块实施10井次,措施有效率100%,累计增油4 617 t。因此,高能冲击压裂泄油技术是低渗透油藏有效的增产措施。     

基于CO2特性的无水加砂压裂技术研究与应用

吉林油田致密油资源潜力大,储层物性差,常规水力压裂改造技术易造成储层污染、能量补充不及时,油井产量递减快。CO₂无水压裂技术具有增加地层能量、降低储层伤害、原油混相等技术优势。基于液态CO₂压裂液体系的黏度、携砂性及滤失特征方面的研究,开展了CO₂无水压裂技术加砂试验。通过优选增稠剂Ⅱ型压裂液提高CO₂的黏度,采用段塞与连续加砂相结合的加砂方式、优化前置液比例,完善加砂工艺,提高加砂规模,压裂液体系黏度增加15～45倍,效果明显好于增稠剂Ⅰ型。CO₂无水加砂压裂技术实施的10口井压后日产油是常规重复压裂的2倍以上,折算单井节约水资源1 512 m³。      

压裂技术在渤南油田低渗透储层改造中的应用

渤南油田沙三段储层物性差、渗透率低,投产后自然产能低。为了提高压裂井增油效果和效益,针对开发后期油藏平面及层间水淹状况和剩余油分布特征,开展了压裂配套技术改进和优化设计,通过压裂液、支撑剂材料及用量优化、压裂设计模拟技术、粉陶降滤技术、高砂比压裂技术和控缝高压裂技术的应用,取得显著成效,老井压裂后平均单井日增油量7.7t,累计增油1596t。压裂技术的改进及优化,对提高渤南油田压裂效果和原油采收率具有重要意义,对其它低渗透油藏具有指导借鉴作用。     

安塞油田重复压裂技术探讨

安塞油田随着开发时间推进,老井出现低液面,低面,低流和采 指数下降,综合含水上升,产量递减率增大,裂缝主向油井与侧向油井矸力差异大等日益突出的矛盾,这直接影响油田开发效益和最终要收率,对油田造成严重威胁。     

微地震监测技术在吐哈油田西山窑油藏蓄能压裂中的应用

西山窑油藏低孔特低渗储层开发过程中产能低、稳产差,采用大液量施工、补充地层能量、提高地层压力的蓄能压裂工艺方法,以达到扩大储层改造体积、增加流体渗流通道的目的;同时加入暂堵剂对天然裂缝及人工裂缝进行暂堵,迫使裂缝转向,避免单一主裂缝沿高渗通道延伸。蓄能压裂工艺方法是致密油储层改造的新探索,需要准确的压裂效果评价技术,微地震监测技术被广泛用于致密油气储层改造效果评价,具有实时性、准确性的特点,可以评价蓄能压裂工艺改造效果。对致密油储层三口井压裂微地震监测实例进行分析研究表明,微地震监测可以有效识别压裂中天然裂缝影响、评价蓄能压裂工艺储层改造以及暂堵转向工艺效果。     

低渗透油田多组分前置酸压裂技术研究与应用

多组分前置酸压裂技术主要针对低渗透油田的储层特征,在压裂之前先行挤注低伤害缓速酸液体系,依靠压裂和酸液的酸蚀指进压开地层并使裂缝扩展。本技术主要通过酸液溶蚀提高储层渗透性、抑制粘土矿物膨胀、溶解压裂液滤饼及残胶、酸压缝内填充支撑剂提高导流能力等4个方面的作用来提高改造效果。通过在姬塬油田的现场的试验,措施后,油井产液、产油上升较快,含水平稳,有效率100%,有效期长,平均单井日增油2.35t,取得较好效果,对低渗砂岩储层有较好的适应性,为长庆低渗油田的改造提供了一项新的技术措施。     

Q7P1井分段压裂优化研究

Q7断块阜二段油藏物性差,储层单层厚度薄,油井自然产能低甚至无产能,常规井控制储量小,产能递减快,采用常规水平井开发受油藏物性、厚度等条件限制,经济有效开发难度大。针对Q7断块油藏特点,利用对物性差、油层厚度薄、油层段集中的油藏具有技术优势的长水平段分段压裂水平井,通过形成多条横向缝,增加垂向渗透率,并将不同油层连接起来,提高单井产能,实现有效开发。在Q7断块地质模型基础上,应用油藏数值模拟方法对水平井单井参数进行优化设计研究。     

渤海油田低渗透储层笼统压裂实践与认识

渤中34-9构造位于黄河口凹陷中洼南部斜坡带上,郯庐断裂渤南段中支以东,主体区为受中部一组大断层控制的复杂断块构造,在明化镇组、东营组和沙河街组形成了大型复杂断块圈闭群。前期同一井区两口井产能较低,为提高该井区沙河街组产能,针对海上笼统压裂施工作业难点,采取相关技术手段,以钻井平台为依托,通过对笼统压裂参数设计的优化,使用新型RTTS封隔器+20/40目陶粒笼统压裂方式改造储层,实现了对渤中34-9油田M井的压裂改造。压裂后投产初期,日产油120 m3,设计钻后配产50 m3,增产效果明显,为后续渤海油田沙河街组低渗致密层井的开发提供了经验。     

刘庄白庙地区压裂改造配套技术研究

中原油田刘庄、白庙地区构造复杂，储层埋藏深，物性差，油气水层电性特征不明显，气藏类型复杂，试采井生产压差大，自然产能低，反凝析现象严重，加之地层高温高压，开采难度较大。针对这一现象开展了压裂综合技术研究，通过分析影响该地区压裂效果的因素，研究出一套压裂改造配套技术，并通过实例证实了该配套技术的可行性。     

压裂新工艺在低渗透油田特殊井层的应用

针对低渗透油田低产液量新井和厚油层油井单井产量偏低的实际情况,从储层改造角度对油井低产原因进行了分析,并针对储层特点和油井低产原因,采用缝内转向压裂工艺和多级充填压裂工艺对储层进行压裂改造,有效地提高压裂裂缝在储层平面和纵向的改造程度,现场应用效果明显,为低渗透油田提高单井产量提供了重要技术支持。