深层变质岩潜山油藏区块整体压裂技术

S628区块为变质岩潜山储层,自然产能低或无自然产能,必须进行压裂改造才能获得工业油气流。由于储层埋深大,施工压力高,天然裂缝发育,压裂加砂异常困难。为了降低压裂施工风险,提高区块采收率,通过压前储层综合评价、压后产量综合影响因素分析、压裂设计参数优化等的研究,结合国内外类似岩性储层压裂改造经验,确定了区块整体压裂方案。该方案中确定了不同渗透率条件下的裂缝长度和导流能力,根据储层特点优选了压裂液体系,优化了前置液百分数、排量、加砂规模等关键参数,结合目标区块的物性条件变化特征,确定了科学合理的施工参数。S628区块累计实施压裂15井次,施工成功率100%,压后普遍取得良好效果,累计增油超过35万t。     

西峡沟浅层稠油油藏活性水压裂试验

西峡沟区块低温低压浅层稠油油藏因存在压裂液快速破胶困难、地质疏松支撑剂嵌入比较严重、压后压裂液返排动力不足等因素,使得压裂增产面临诸多难题。针对上述难题进行了技术研究,现场试验了低伤害的活性水压裂液,压裂工艺采用高前置液低砂比加砂压裂工艺技术。该技术应用于西峡沟区块稠油油藏,增产效果显著,为该区块浅层稠油的开采提供了新的经济有效的技术手段。     

沁南煤层气井氮气泡沫二次压裂技术研究与应用

煤层气井低产问题严重,通过开展低产原因分析,针对性提出氮气泡沫二次压裂改造技术,利用其低滤失、高携砂、高返排、低污染的技术特点对初次压裂效果差、煤粉堵塞的井进行二次改造,提高单井产气量。现场应用试验结果显示,采用氮气泡沫进行二次压裂改造施工过程顺利,增产效果显著,平均单井增产达1 000 m~3/d以上。     

页岩气储层低阻高抑制性携砂液添加剂的优选

根据目前页岩储层水力压裂改造需要,开展了低阻、高抑制性携砂液室内试验研究。通过大量的室内试验,对携砂液体系中的主要添加剂进行了筛选,并确定了携砂液各添加剂的最佳浓度:通过对2种低阻携砂剂的粘度和表面张力进行测试,优选出最佳低阻携砂剂CMC,且其最佳低阻携砂浓度为0.08%;通过对3种表面活性剂的表面张力及其对携砂液粘度的影响进行评价,确定了最优表面活性剂CTAB及其携砂浓度0.04%;通过对3种抑制剂的抑制性能进行评价,优选出了最佳抑制剂KCl及其最佳浓度0.1%。最后确定了适用于页岩气储层的低阻、高抑制性携砂液配方。     

纤维加砂压裂工艺研究及应用

纤维网络加砂压裂的目的在于优化支撑剂在裂缝中的铺置,改善裂缝导流能力,降低压裂液粘度,配合液体快速返排,减小滤失伤害,防止支撑剂倒流,从而实现低伤害压裂改造。通过纤维网络加砂作用机理研究,在室内评价实验和纤维网络加砂设计优化研究的基础上结合现场试验,分别形成了以快速返排,高效防砂为目的的尾追纤维防砂工艺和以改善支撑剂铺砂剖面为目的的全程纤维网络加砂压裂工艺。现场先导实验表明纤维加砂压裂技术对提高裂缝支撑缝长、降低储层伤害、提高措施效果等方面具有良好应用前景。     

泡沫压裂在延川南气田深煤层气井增产中的应用

为提升深煤层气井压裂改造效果,提高单井产量,对目前现场应用的几种压裂液体系进行了适应性对比分析,提出泡沫压裂体系低滤失、高黏度、低伤害、易返排等特征在深煤层气井压裂中具有较好的适应性,在此基础上开展了2口井氮气泡沫压裂现场应用试验,取得较好效果:氮气泡沫压裂施工压力平稳,砂比提高,加砂连续,平均单井日产气量增幅超过1 000 m~3/d。     

沁水煤层气田郑庄区块二次压裂增产技术研究

郑庄区块投入开发后存在部分低产井,主因是首次压裂工艺技术不适应低渗透、复杂高阶煤储层特性所致,为了提高该区块开发效果,研究了与该区块煤储层特性相适应的二次压裂增产技术。通过开展煤储层特性判别、二次压裂增产机理研究、改变压裂施工思路等工作,建立了适应不同煤储层特性的4种增产技术,并进行了80口井的现场应用。应用结果表明:低渗透煤层、构造软煤、大裂隙煤层实施二次压裂增产技术后,形成了新的人工裂缝或人工缝网,煤储层渗透率得到改善,能够提高低产井产气量,单井平均日增气650 m~3/d以上,该技术解决了郑庄区块低产井问题,对同类型煤层气田提高开发效果提供了参考。     

深层潜山裂缝性气藏压裂改造技术

通过对深层裂缝性潜山气层构造特征和储层特征研究,针对这种储层特点提出了具体的压裂改造措施和压裂设计优化。主要压裂技术措施是CO2段塞增能、变粘度压裂液、降滤措施优选、快速放喷、缝高控制等。压裂设计优化主要包括压裂液体系和支撑剂优选、裂缝导流能力、施工规模、前置液量、施工砂比和施工排量。经现场实施,取得了良好的压裂效果。     

巴彦河套盆地片麻岩储层改造工艺研究及应用

巴彦河套片麻岩储层具有埋藏浅、低温、低孔低渗透、天然裂缝发育、孔喉连通性差、非均质性强等特征,储层改造过程中存在加砂困难、缝高失控、压裂液难以破胶等风险,根据上述难点,结合岩石力学分析和非常规储层压裂理论,形成了水力裂缝沟通天然裂缝、多裂缝延伸形成缝网,增渗增产的储层改造工艺技术,同时配套多尺度裂缝支撑、缝高控制及低温破胶技术。该技术在巴彦河套盆地片麻岩裂缝储层的3口井已得到成功应用,压后产油量10.50～27.96m3/d,平均产油量达到19.83m3/d,对巴彦河套盆地片麻岩裂缝储层后期勘探开发具有重要的借鉴意义。     

广安地区上三叠统T3X6气井产能控制因素综合研究

总结广安气田致密砂岩气藏储层岩性、物性等参数基础上,重点综合分析产能与岩性、沉积微相、井型、钻开储层方式、增产措施类型间的关系。研究表明,储层有利发育区沿长石含量相对较高的物源控制的分流主河道、水下分支河道及河口坝,单井测试产能10×104m3/d以上。水平和分支井钻完井时间长,泥浆滤液和完井液侵入深,水锁和泥浆高分子材料堵塞孔喉,产能反而低,斜井产能最高,其次为直井。直井及斜井加砂压裂改造后效果良好,斜井加砂压裂后产量明显高于直井,压裂前后产能最大增加61倍;水平井加砂压裂工艺技术不成熟,严重影响了其实施效果,获气率仅为60%。泥浆欠平衡、氮气钻水平井钻开储层的产能是其他方式的2~5倍。     

复合堵剂在裂缝稠油油藏封堵边底水中的应用

边底水锥进是造成曙一区稠油潜山油藏综合含水逐年上升，多数油井高含水生产甚至关井的主要原因。介绍了该区块近几年产量变化趋势，重点分析了2005年现场应用堵剂作用机理、性能指标以及现场施工工艺。该复合堵剂封堵率高（室内实验模拟岩心封堵率99．5％以上），措施成功率高达100％，增油创效效果明显，4口井阶段措施增产原油3552t，平均单井增产原油888t，阶段油井综合含水下降16．9％。     

地质构造与活性水压裂液各参数间关系研究

为了使活性水压裂液在不同构造部位对煤层气井的压裂效果达到最佳,对其施工过程中各个参数进行优化是很有必要的。结合晋城矿区西部3#煤储层特征及压裂设计及施工,把压裂工艺参数进行了分类,以此为基础,系统剖析了在不同的构造部位前置液、携砂液、砂比、排量等不同引起的压裂效果的不同。分析表明:背斜部位、翼部陡峭部位的煤储层,应采取低排量、低砂比、前置液少、携砂液多的工艺参数;向斜部位、翼部宽缓部位的渗透率高的煤储层,应采取段塞技术,以低、中砂比为主施工;渗透率低的煤储层,则采取大排量,以中、高砂比为主。     

萨中油田特高含水期油井重复压裂技术研究

针对萨中油田进入特高含水期重复压裂选层组段难度越来越大,压裂增油逐年降低的实际,开展影响重复压裂效果因素分析,提出控水增液的技术思路,并通过优选重复压裂时机,突破含水界限改造低动用潜力层,加大重复压裂施工规模提高增液量,优化重复压裂层段组合方法等一系列措施,改善了整体压裂效果,使重复压裂增油提高到5.6t,有效期延长到10个月,取得了宝贵的技术经验和经济效益。     

沁南某区煤层气低效井增产技术研究

本文采用层次分析法确定单井低产主控因素,并明确了关键地质参数的临界值,为增产有利区的优选提供依据。同时,认识到现有压裂工艺对构造煤、高应力等特殊储层条件适应性较差,以及压后未及时返排、生产时率低和排采管控差严重影响了煤层气井产量的提升。在此基础上,优选出适合增产改造的煤层气开发甜点区,有针对性的进行了井组耦合、二次压裂和水力震荡解堵等增产技术试验,措施有效率达到80%,平均单井增产60%以上,取得了较好的试验效果。     

特低渗透裂缝性油藏转向压裂试验

压裂是低渗透油田增产的主要措施,并且也是效果明显见效最快的增产手段。但是,随着开发时间的延长,压裂效果随着时间的推移而逐渐变差,单井产量递减,必须通过重复压裂来提高产量。但重复压裂只是压开原有老缝,增油效果差、有效期短。利用转向压裂技术,暂堵老缝,压开新缝,增大剩余油的泄油面积,提高单井产量,增油效果明显。     

新场JS气藏难动用储量压裂改造技术研究

新场JS气藏储层岩石弹性模量高、物性差、孔渗关系差、孔隙结构差、连通性差、含气品位低,整体上属难动用储量。多年改造实践表明,采用常规改造方式效果较差,动用储量难以达到有效开发。在压裂改造的难点分析基础上,为降低储层伤害,提高压裂改造增产效果,开展了低稠化剂压裂液、加入增效剂压裂液和类泡沫压裂液研究;开展了以"中-大砂量、中-大排量、中-高前置液量、中等砂比"为特色压裂设计和以"非全井段射孔和定向射孔、低前置液量、支撑剂段塞和冻胶段塞、拟线性加砂、变排量压裂、中低砂比、小粒径支撑剂"为特色的施工配套技术研究;开展了分段强化破胶、液氮助排、类泡沫压裂液、大油嘴强排与纤维防砂工艺复配等高效返排技术研究。形成了以"低伤害压裂液、低伤害压裂设计和高效返排"集成技术为特色的低伤害压裂工艺技术,并在新场JS气藏实施了25层次的现场试验,取得了显著的应用效果。     

冻胶酸酸液体系室内研究及在塔河油田的应用

为解决塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏酸压施工液体滤失量大、闭合应力高、酸蚀裂缝作用距离短的难点,通过室内实验积极开展了DMJ—130A冻胶酸性能评价及冻胶酸携砂压裂施工工艺研究。冻胶酸具有高粘、缓速、低滤失、破胶快、耐温性能好等特点,与携砂压裂相结合可提高酸蚀缝长与导流能力,达到深度酸压的效果。该酸加入交联剂后4min完全交联,交联液在120℃、170s-1条件下剪切30min,粘度能够保持在100mPa.s以上,室温下加入破胶剂(胶囊碾碎成粉末)后,2~3min完全破胶。现场对TH10331井进行了冻胶酸携砂压裂试验,净压力拟合支撑半缝长173.7m,证实了冻胶酸携砂压裂在缝洞型碳酸盐岩储层酸压改造中的优越性。     

海南流沙港组致密砂岩体积压裂工艺研究及应用

福山凹陷流沙港组致密砂岩是海南福山油田勘探开发的重要目标之一。受复杂构造演化影响,该区致密砂岩具有砂泥薄互层明显、低孔低渗、高温等特征,为了解决以往储层改造中经常出现的施工压力高、缝高失控、砂堵、单井产量低、压裂后产量下降快等问题。借鉴非常规体积压裂技术,采用变排量、人工隔层控缝高、暂堵转向等工艺,同时进一步优化压裂液,应用纳米增效洗油剂,在福山油田致密砂岩开展了4口井次试验。研究结果表明：非常规体积压裂技术可有效降低砂堵风险,提高福山油田致密砂岩储层的改造效果。变排量、人工隔层控缝高、暂堵转向压裂等储层改造工艺的实施,有效控制了缝高,提高了储层的压开程度。纳米增效洗油剂的应用,最大限度地降低了液体对地层和裂缝的伤害,发挥了纳米液滴渗吸洗油作用,增加了油气井的稳产期。     

水力压裂技术在三叠系浅油藏的应用

三叠系致密浅油藏主要是指埋深小于1300m的油藏,资源丰富,总资源量为27468.3×104t,其中三叠系占96.5%,三叠系浅油藏埋深浅、温度低,具有储层物性差、原始含水饱和度高、地层温度及压力系数低等特点,开发难度较大,严重制约了该油藏的开发。压裂改造存在压裂液破胶难、水力裂缝形态的不确定、液体返排率低等难点。对此开展了裂缝形态、低温压裂液体系、压裂改造工艺的研究等研究工作,形成了适合三叠系浅油层的低温压裂液体系及压裂改造工艺技术,在Q19等区块应用63口井,平均初期日产油1.83t,与前期相比,日增油0.16t。水力压裂技术在三叠系浅油藏的应用可以为提高浅油藏的有效开发提供理论依据和技术支撑,对于提高浅油藏油井产量,保证该类油田的开发效益最大化具有较好的指导意义。     

保德区块中低阶煤层压裂施工砂堵原因分析及技术对策

针对保德区块中低阶煤储层压裂过程中容易出现砂堵影响储层改造效果的问题,根据研究区块的地质条件,结合水力压裂时裂缝在煤层中的扩展规律,分析了保德区块煤层水力压裂出现砂堵的4类主要原因,分别为煤储层裂隙相对发育造成压裂液滤失量增加、压裂沟通高渗透性的顶底板、煤储层本身有效厚度大滤失量增大及多层合压造缝不充分。在此基础上,提出了相应的技术对策,使用清洁压裂液、适当提高并稳定施工排量及优化压裂施工设计,为现场的水力压裂施工和提高煤储层改造效果提供重要指导。