致密气藏压裂高效返排工艺技术

通过对低渗致密油气藏压裂液返排机理的研究,得出压裂后压裂液返排的影响因素除了基本地质特征外,主要还有压裂液的水锁伤害、启动压力和返排压差。在此基础上,通过研究提出了低渗致密油气藏压裂后高效返排的技术对策,即以高效返排压裂液和压裂液强化破胶为技术核心,以纤维加砂、液氮伴注、工艺优化和压裂后返排控制为关键技术,实现低渗致密油气藏压裂后压裂液的高效返排。高效返排工艺技术在川西地区致密气藏应用取得了良好的效果,缩短了返排时间,提高了压裂液的返排率和返排效率,降低了压裂液对储层的伤害,保证了压裂改造的效果。     

压裂井高效返排技术的完善及应用

川西气藏具有低渗、致密、压力低的特点，常规压裂后返排时间长，返排率通常较低，势必要求加快排液速度，降低对储层的伤害。通过多年的探索和研究，发展了一套高效返排技术:液氮助排＋纤维防砂＋优化放喷技术，探讨了液氮降滤、助排－纤维固砂和携砂的机理，优化了液氮加量、纤维加量和放喷油嘴尺寸，并对液氮的加入方法进行了优化研究，完善了该套返排技术。在川西进行了6口井现场应用，施工成功率100％，24 h内返排率均达到68％以上，返排中未见出砂现象，增产效果显著。该技术的完善和应用，为同类气藏的高效开发提供了很好的思路。     

加拿大M致密砂岩气藏高效开发技术

针对低气价下加拿大M致密砂岩气藏如何实现经济高效开发的问题,开展了开发层系划分、钻井完井施工参数优化、优快钻井完井施工及压后返排和井工厂开发等方面的技术攻关,形成了地质工程一体化的巨厚砂岩储层开发层系划分技术、机器学习大数据分析钻井完井施工参数匹配技术、水平井低成本优快钻井技术、闷井返排技术及井工厂立体开发技术等关键技...     

致密油藏压裂液滤液返排率影响因素室内实验

致密油藏和页岩油藏储层致密、孔隙喉道细小,在压裂液滤液返排过程中,大量压裂液滤液滞留于地层,导致返排率极低。在微观渗流的基础上,利用毛细管束模型,建立压裂液滤液返排数学模型,分析不等径毛细管中油驱压裂液滤液返排过程的主要影响因素。利用胜利油区樊154区块天然岩心进行室内驱替实验,分析岩心渗透率、模拟油粘度、返排压差和模拟油—压裂液滤液界面张力4个因素对压裂液滤液返排率的影响。结果表明:岩心渗透率对压裂液滤液返排率的影响较大,当渗透率由1.276×10~(-3)μm~2降低到0.13×10~(-3)μm~2时,压裂液滤液返排率可减小20%左右;当模拟油粘度由6.459 mPa·s降低到1.192 mPa·s,模拟油—压裂液滤液界面张力由14.617 mN/m降低到0.021 mN/m时,压裂液滤液返排率均可提高15%左右;返排压差越大,压裂液滤液返排率越高,当返排压差超过8MPa时,继续增加返排压差对压裂液滤液返排率增幅的影响不大。     

示踪剂技术在致密砂岩气藏压裂中的应用

为了了解临兴中区块致密砂岩气藏压裂液返排情况,分析压裂效果,开展了压裂示踪剂监测技术研究工作,并将其应用于该区块2口井压裂监测中。在A水平井9段压裂中注入9种有机微量示踪剂,在目标井B井2层暂堵分段压裂的5个段塞中加入不同示踪剂,通过取样测试示踪剂浓度并在返排阶段计算压裂液返排率。结果表明,A水平井各段压裂液返排率上升趋势与累计返排量上升趋势基本一致。12天返排基本结束后,第9段返排率为20.73%,第7段返排率为18.69%,第6段返排率为15.35%,其余各段返排率均小于10%,其中第1段、第2段和第3段返排率小于5%。该井总返排率为11.79%,第9段、第7段和第6段返排率高于总返排率,说明这几段是主要的返排贡献段。B井第1层前置液返排率为6.75%,第1层携砂液返排率为13.44%,暂堵剂返排率为13.71%;第2层前置液返排率为28.10%,第2层携砂液返排率为25.19%。此次施工B井并未单独进行暂时封堵,而是同时进行了2层压裂。以上成果认识,为压裂液返排提供了一种有效的监测手段。     

海上高气油比致密油藏压裂返排技术

水力压裂是低渗油气藏高效开发的关键技术之一,实施压裂作业后,需进行放喷返排作业;同时,考虑环保要求,海上平台对返排液的处理极其严格,返排技术是否科学直接决定压裂的改造效果。着重分析了海上生产平台实施压裂返排的问题和难点,并针对高气油比的致密油藏,研究出了一套通用有效的压裂返排技术,为海上实施平台化压裂提供了借鉴。     

压裂液智能返排实时监控技术研究

为实现压裂液的合理、连续、自动返排，克服传统返排方式带来的诸多弊端，进行了压裂液智能返排实时监控技术研究。根据井口压力变化，实时判断压裂液最佳返排时机，实时计算不同压力下最小临界出砂返排流量，自动调节返排阀门开度，自动控制返排流量大小，同时可将返排过程中的压力、排量等数据进行显示、存贮、远程传输。现场试验表明，该技术明显提高了压裂液返排效果和管理效率。     

压裂液返排率的理论计算

压裂液返排率是评价压裂效果的一个重要参数,而返排率的求取往往是压裂施工结束后现场液体收集得到,缺乏相关理论模型进行预测。为了丰富压裂设计及评价理论体系,从压裂液返排机理出发,考虑裂缝闭合前后压裂液返排不同的返排过程,根据物质平衡原理、岩石力学和渗流力学,建立了返排率计算的数学模型,分析了地层渗透率、孔隙度、裂缝导流能力、破胶压裂液黏度对返排率的影响,计算结果表明,地层孔隙度对压裂液返排率影响较小,破胶压裂液黏度、裂缝导流能力、地层渗透率对返排率影响较大,提高破胶压裂液黏度和裂缝导流能力对于返排率的提高有重要的意义。     

砂岩气藏基质酸化残液返排影响因素研究

酸化后残液返排过程涉及气液两相渗流、气窜、液锁、气驱水等物理现象,因此影响残液返排效果的因素很多。在模拟基质酸化过程单一影响因素的基础上,进行了多因素综合研究。研究结果表明:相同条件下,渗透率越低的储层其返排效果越差;随工作液黏度增大,返排率呈下降趋势,当黏度增加到一定程度后,返排率变化不大;一定界面张力范围内,界面张力对返排率影响不大,界面张力增加,返排率只有小幅度减小。而各参数组合k/(δμ)值增大,返排率增大,且变化率由小变大。另外,酸化半径越小,越容易达到极限返排率,并且最终返排率相对较高。当酸化半径达到一定值后,最终返排率变化不大。实验结果显示不同酸化半径的最终返排率取决于储层物性。     

苏里格东区致密砂岩气藏压裂技术研究

苏里格东区气田上古砂岩气藏属于致密砂岩气藏,通过对该气田砂岩气藏压裂技术的研究及现场应用效果的分析,形成致密砂岩气藏储层改造的压裂技术,对苏里格东区及整个苏里格气田、乃至其它致密砂岩气藏的开发也具有指导意义。通过对苏里格气田东区上古砂岩气藏储层地质特征分析的基础上,提出了满足该区储层改造的压裂工艺,认为低伤害压裂液技术、多层分层压裂技术、水平井压裂技术是苏里格气田东区储层改造的主要技术。剖析了储层改造的压裂难点,认为储层易伤害、纵向多薄层发育、压裂液返排困难是该区储层改造的主要难点,并针对压裂难点提出了针对性措施,而这些针对措施也正是苏里格东区目前实施应用的关键技术。分析了东区实施的压裂关键技术及现场实施效果,形成了适合东区储层改造的压裂设计优化技术、直井定向井多层分层压裂技术、水平井多段分层压裂技术、低伤害压裂液技术、压裂液快速返排技术等综合技术。     

低渗透油藏精细水驱提效再认识

低渗透油藏储层岩性致密,具有孔喉细、压力系数低、裂缝发育等特点。注水开发单井产量低、产量递减快,稳产基础薄弱;储层非均质严重,动用程度和驱替程度较低;易水淹水窜,采油速度及采收率难以提高。为了克服这些问题,持续攻关形成了精细油藏刻画技术,配套精细分层注水工艺,在低渗透油藏开发中成功应用。油藏精细描述是实施精细水驱的基础,主要包括单砂体精细刻画、裂缝精细表征、储层微观孔隙结构精细刻画等技术。精细水驱包括井网加密调整技术、精细分层注水技术、智能分层注水技术、纳米微球调驱技术、温和超前注水技术等,可解决低渗透油藏注水开发水平及垂向注采不平衡的矛盾,有效提高采收率。温和超前注水技术对克服裂缝开启、地层破裂、启动压力梯度三者间的矛盾具有重要意义,使地层压力维持在相对平均的稳定状态,有利于延长油田稳产期。相对于常规水驱,精细水驱技术预期提高低渗透油藏采收率5%以上。     

低渗透致密油藏压裂驱油剂润湿性评价及效果

针对低渗透致密油藏压裂驱油剂的润湿性评价问题,分析现有接触角法的误差及不确定性,提出了评价压 裂驱油剂润湿性的改进方法,采用润湿倾向指数,即驱油剂与蒸馏水在亲水/油表面的润湿接触角的比值来表征 压裂驱油剂的润湿性改变方向和程度。结果表明,用接触角和接触角变化的最大值反映驱油剂对储层润湿性改 变方向和能力都存在一定的不确定性。亲水表面的性质非常稳定,润湿接触角偏差较小,但亲油表面的润湿接 触角偏差较大。蒸馏水与亲水/油表面润湿接触角的相对平均偏差分别为0.281%、8.929%。另外,部分驱油剂在 亲水/油表面的接触角最大变化值差异不明显。用润湿倾向指数可较好地表征驱油剂的润湿性改变程度。润湿 倾向指数不确定度远小于接触角不确定度。0.2%磺酸盐类驱油剂、聚氧乙烯醚类驱油剂、氟碳类驱油剂在亲水 表面的接触角（润湿30 s）不确定度分别为1.24、3.11、0.64,而水润湿倾向指数不确定度分别为2.48×10^-2、6.33× 10^-2、1.76×10^-2。通过Amott 方法,测得7 种压裂驱油剂作用下天然岩样的水湿指数。该水湿指数从大到小的排 序与用接触角法测得的水润湿倾向指数从小到大的顺序一致。两种方法的测试结果进一步证实了使用润湿倾 向指数的准确性和优越性。该方法有利于快捷地评价压裂驱油剂对储层润湿性的改变能力,优选低渗透致密油 藏压裂驱油剂。     

低孔低渗储层油水层识别技术

随着石油勘探难度的加大,低孔、低渗油藏逐步成为石油勘探开发主要领域之一,它也是我国老油田增加石油地质储量及提高原油产量的主要领域。近年来,在苏北盆地高邮凹陷发现了多个低孔、低渗油藏,由于低孔、低渗储层孔隙度低、渗透率小的特点,受多种因素影响,多数油层电性不明显,油水层识别难度较大,常常存在遗漏现象。针对苏北盆地高邮凹陷低孔、低渗储层领域实际特点,结合试油测试、实验分析、生产动态资料,研究出评价低孔低渗储层的技术方法,在实际勘探开发生产运用中,尤其在油水层识别上,准确率较高,效果明显。     

鄂尔多斯盆地低渗透油藏勘探新技术

鄂尔多斯盆地是一个大型中生代内陆坳陷型盆地,油气资源丰富。中生界延长组为一套内陆湖盆沉积,其形成的三角洲隐蔽性油藏主要受控于大型三角洲砂体的展布,油藏类型以岩性油藏为主,具有储集条件差、非均质程度高、油水关系复杂、隐蔽性强的特点。针对盆地油藏特点,长庆油田应用陆相三角洲成藏理论不断深化综合地质研究,优选有利勘探目标,同时积极应用地震储层预测、测井精细解释、压裂改造、油层保护等勘探技术,使鄂尔多斯盆地中生界低渗透油藏的勘探取得重大进展。近年来,在盆地陇东地区长6-长8低渗透油层勘探中,发现亿吨级整装西峰油田;在陕北三角洲油藏勘探中,含油范围不断扩大,探明石油地质储量大幅度增加,勘探成效显著。     

低渗砂岩油藏优势注采方向量化表征技术及应用

对于储层物性差、非均质性强的低渗砂岩油藏,开发进入中高含水期后,在优势注采方向易形成注水无效循环,注水利用率低,开发效果差。为此,以井组为单元,依据渗流力学水电相似原理,结合开发过程中的动态监测资料,建立注水量在纵向及平面上的劈分权重计算方法,采用注采方向单位油层厚度累计吸水量、注采方向累计吸水比和注采方向吸水孔隙体积倍数3个参数进行约束,确定优势注采方向在平面上的量化表征参数及其判别标准。实例应用表明:优势注采方向量化表征技术在特高含水阶段精细注水调控方面具有重要作用,注水调控177井次,优势注采方向注水量减少3 115 m³/d,弱吸水方向注水量增加5 376 m³/d,无效注水比例由20%左右降至10%以内。该研究对同类型油藏精细注水调控及剩余油挖潜具有指导意义。     

致密储层测井评价技术及发展方向

致密油气田在中国油气田开发中占有非常重要的地位,致密油所储藏的油气储量占据了中国探明储量的70%以上。致密油藏油气田分布广泛,勘探难度极大,致密储层测井评价技术是储量评价、井位部署等勘探工作中的核心技术,未来发展趋势是大数据方法与神经网络方法相结合,综合评价致密储层流体类型和孔隙结构等测井评价相关参数。目前大多数致密储层测井方法和工具都是基于中子、声波、密度等常规方法和手段,缺乏成像测井、核磁测井、随钻测井等新技术的创新应用,至今还没有系统有效致密储层测井评价技术。为此,在调研国内外大量文献的基础上,系统总结了致密油储层的地质特征,并阐述了中子、声波、密度等常规测井评价技术与成像测井、核磁测井、随钻测井等新技术、新方法在致密油储层评价上应用的不同之处,形成了一套比较系统性和规范化的致密储层测井评价方法。致密油藏应该大力发展岩石学模型研究和核磁共振技术研究,可以有效提高测井评价技术水平,提高储层预测和流体检测的准确性和可靠性。研究成果对国内外致密油藏测井评价研究具有参考价值。     

裂缝性致密油藏地质-工程一体化开发

以克拉玛依油田克80井区风城组裂缝性致密火成岩油藏为例,为提高单井产能,提出了地质-工程一体化开发技术。在有效识别储集层天然裂缝潜在发育区域的基础上,准确预测区域地应力和三维储集层岩石力学强度,建立区域可压裂性评价方法,优选压裂“甜点”,在压裂“甜点”上对目标井位进行产能模拟和压裂方案优化,并最终确定工程方案。钻井结果表明,地质-工程一体化开发有效提高了储集层缝网沟通规模,增大了泄流面积,从而提高了增产效率,单井产量提高显著。同时,可对甜点区域进行二次工程改造,通过增加压裂液液量提高施工规模,进一步提高单井产能。上述应用效果证明了地质-工程一体化开发技术的有效性和推广价值,对裂缝性致密油藏的高效开发具有重要意义。     

致密砂岩气藏高渗透带与古构造关系探讨—以川中川南过渡带内江—大足地区上三叠统须二段致密砂岩气藏为例

通过对川中川南过渡带内江—大足地区上三叠统须二段低渗透致密砂岩气藏的研究,指出:该区高产井呈带状分布并与古构造有密切的关系;沉积作用中古构造带顶部及两翼为水体的高能带,沉积了成熟度较高的粗颗粒,并且在成岩过程中由差异压实作用形成了裂缝,使古构造带顶部及两翼变为有利的油气聚集区带;远离古构造带翼部的沉积成岩条件相对较差,储层物性变差,于是在古构造带上就形成了岩性油气藏.     

致密油藏体积压裂技术应用

体积压裂技术在北美页岩油气藏的开发中取得了显著的效果。对体积压裂的概念和特点进行了总结,从地质和施工工艺两方面分析了体积压裂缝网形成的影响因素,明确了在不同储集层条件下的体积压裂技术施工要点。数值模拟研究表明,体积压裂的单井产能比常规压裂的单井产能要高得多,且其缝网系统可使压力波及更为均匀,开发效果优势非常明显。针对我国致密油藏特征,提出了从致密油藏成藏机理、压前储集层评价、诱导应力场和裂缝起裂机理等3个方面入手的研究思路,这将对我国致密油藏体积压裂技术的发展,具有一定的参考意义。     

复杂致密油藏开发的关键技术

鄂尔多斯盆地延长统超低渗储层具有岩性致密、物性差、孔喉细小、启动压力梯度大、易伤害等特点。在储层差异性研究基础上，通过低伤害压裂体系液、前置酸、改性注入剂、井网形式等优化技术，可降低对储层的伤害，改善孔隙结构，提高渗流面积，达到增产效果。直井小排距、五点井网可初步建立有效压力驱替系统，提高单井产量。垂直于主应力方向水平井，采用水力喷射压裂技术可初步实现致密油藏的有效开发。