玉北区块裂缝型碳酸盐岩油藏复合酸压改造技术

玉北区块碳酸盐岩油藏埋藏深、温度高、地层水矿化度高,基质渗透率低、储层裂缝发育,最大破裂压力梯度达26.7 kPa/m,储层改造难度大。开展了碳酸盐岩储层复合酸化压裂改造技术研究,通过优选酸液体系、加砂量和段塞泵注模式,形成了加砂压裂与酸液刻蚀复合工艺、压裂液与酸液交替注入工艺。在玉北区块开展矿场试验并成功应用,对今后塔河外围碳酸盐岩储层改造有一定的指导意义。     

碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术研究及其在大港油田的应用

酸压是碳酸盐岩储层改造的重要手段,但酸压存在酸液滤失量大、刻蚀裂缝不连续、很难形成深穿透长缝且裂缝易闭合等缺点。国内外对碳酸盐岩储层加砂压裂进行了尝试。通过总结碳酸盐岩储层加砂难点,从加强改造目的层物性资料研究、提高小型测试压裂的评价指导作用、降低压裂液滤失,提高压裂液效率、主压裂之前的前置酸处理+Na2CO3溶液液垫技术,以及优化施工工艺和研制新型压裂液等方面,提出了针对性对策。在大港油田成功应用4井次,取得了良好效果。     

北32井区石炭系储层酸压裂技术研究

新疆油田北32井区石炭系储藏属于低渗、微细喉道、火山岩油藏,储集空间主要为发生在充填于气孔中方解石上的溶蚀孔隙和微裂缝,各溶蚀孔隙连通性差,常规的压裂改造措施效果不明显。在分析了北32井石炭系储层地储集空间、物性、岩性和以往压裂改造存在问题的基础上,提出以多级注入酸压闭合酸化技术、胶凝酸液体系及配套的优化设计技术为基础的酸压裂改造技术,现场应用取得了明显的增产效果,为北32井区石炭系储藏高效开发生产提供了技术支撑。     

吐哈盆地致密砂岩气藏醇基压裂酸化技术与应用

针对吐哈盆地巴喀和红台两个致密砂岩气藏常规的压裂液、酸化液水敏、水锁伤害严重,对储层的二次伤害大的实际情况,开展了醇基压裂液、酸化液技术研究。室内岩心实验定量分析了储层水敏、水锁伤害程度,确定了压裂液及酸液中甲醇及各添加剂的最佳浓度和加量,建立了既能防水锁水敏伤害、又能实现深部酸化的多氢酸+醇酸化液体系,给出了酸液体系中各酸型的推荐使用浓度,并最终研制出了适合该区致密砂岩气藏储层改造的醇基压裂、酸化液体系,其性能指标优于常规压裂、酸化液体系。现场20口井的试验应用取得了显著的增产效果,说明自主研制的醇基压裂液、醇酸酸液在该区具有很好的适应性     

中国海相碳酸盐岩储层酸化压裂改造技术现状及发展趋势

中国海相碳酸盐岩储层具有埋藏深、温度高、高含硫、孔缝洞发育分布不均匀等特点,酸化压裂改造面临一系列技术难题。在对典型海相碳酸盐岩储层地质特征进行了对比分析基础上,针对酸化压裂改造面临的技术挑战,从高温深井提高酸液有效作用距离的酸液体系、高闭合应力储层提高酸蚀裂缝导流能力的措施、缝洞型储层酸化降滤失措施、复杂地层流体应对技术、复杂结构井分段改造措施等方面对国内海相碳酸盐岩储层酸化压裂改造关键技术现状进行了综合分析,提出了海相碳酸盐岩层增产改造理论及工艺技术发展趋势。该研究结果为海相碳酸盐岩储层增产改造技术的发展提供了技术和理论支持。     

安塞油田改变相渗压裂液重复压裂现场先导试验

为提高安塞油田中、高含水井重复压裂的改造效率,首先采用油藏数值模拟方法确定了中、高含水井的划分标准;然后对导致中、高含水的原因进行了分析,根据成因将安塞油田的中、高含水井分为3类,其中由于储层物性条件差而导致高含水的井占了绝大部分,而改造此类井的最有效办法就是实施改变相渗压裂液重复压裂。以杏13—08井为例,进行了改变相渗压裂液重复压裂方案设计,确定了改变相渗压裂液段的排量、用量和泵入次序。现场应用结果表明,改变相渗压裂液重复压裂效果良好,比采用常规压裂液的重复压裂井平均单井日。增油量提高64．3％,且含水率较压裂前下降幅度大于10％,实现了稳水增油。     

基于钻井液漏失侵入深度预测的裂缝性碳酸盐岩储层改造优化

四川盆地高石梯-磨溪地区缝洞型碳酸盐岩气藏具有储层低孔低渗、埋藏深,储层温度高,层厚,裂缝、孔洞较发育,非均质性强、含H₂S,岩石闭合应力高等特点。通过前期技术攻关,形成了适合高石梯-磨溪低渗透储层增产改造工艺技术,一定程度上提高了区块低渗区的单井产量。储层裂缝孔洞较发育,钻井完井过程中不可避免地漏失大量钻井液,造成储层深部污染损害。因钻井液漏失侵入深度不明确,酸化设计中的酸液波及范围无法界定,故常规酸化技术不能完全解除漏失的钻井液对储层的深度损害,降低了储层酸化改造效率。建立了基于溶质运移与对流扩散理论的裂缝网络性钻井液漏失侵入深度预测模型,结合现场实例井,预测了钻井液漏失最大侵入深度,明确了储层污染堵塞范围,为储层酸化设计的酸液规模和酸化范围提供量化依据,试验井改造效果明显,提高了酸化改造效率。     

网络裂缝酸化技术在DY1井须家河组气藏的应用

网络裂缝酸化技术是针对裂缝发育、连通性好,在地层中形成裂缝网络的砂岩储层,在加砂压裂无法进行的情况下,以解除裂缝中的污染和通过深度酸化来形成合理裂缝配置的酸化改造措施。川西须二段储层天然裂缝发育,容易造成钻井液伤害,为了克服加砂压裂带来的风险,同时解除近井污染,恢复储层的油气通道,在实验研究的基础上形成了网络裂缝酸化、降阻酸液体系和工艺优化设计技术。该工艺的适用条件是储层裂缝发育、裂缝具有一定的充填物、压裂改造风险大、酸液、钻井液及岩石的酸溶蚀率高。通过DY1井的现场试验,并取得了显著效果,说明对于裂缝性砂岩气藏,裂缝网络酸化技术可通过储层内酸蚀裂缝向纵深方向的扩展,提高近井地带及天然裂缝的渗透率,增大泄油半径,获得高产油气;同时也为川西深层须家河组类似储层的改造提供了思路。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏深度改造技术研究与应用

针对塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏埋藏深、地层破裂压力高、主体区块部分井裂缝发育、酸液滤失量大、人工裂缝延伸距离短及难以实现深度改造的技术难题,开展了攻关研究和现场实践。通过酸化预处理、压裂前射孔、优化管柱结构、酸压工作液加重等技术,可有效降低施工压力20～30MPa,针对缝洞型油藏不同储层类型形成了相应的深度酸压工艺;将单一储层改造工艺有机结合,形成了清洁转向酸与常规酸复合、冻胶酸携砂压裂等复合酸压工艺;针对碳酸盐岩储层加砂压裂难点,通过小型压裂测试、前置液段塞工艺、注砂程序优化等手段成功实现了对该类储层的加砂压裂改造,TK241井一次性加砂量为82.7t,支撑剂质量浓度最高达630kg/m3;2005年9月至2010年6月,现场试验并推广应用56井次,累积增产原油量达64.068×104t。     

复杂砂岩储层平衡酸压闭合酸化技术

砂岩储层一般不能冒险进行酸压,要大幅度提高产能应采用水力压裂。针对新场气田新855井复杂砂岩储层岩性变化大,岩矿组成复杂,碳酸盐岩含量高,且在不同井段分布极不均匀等特点,提出采用新的酸压技术--平衡酸压闭合酸化技术对该储层实施酸压改造。对该酸压工艺的原理及其适用性进行了理论分析。通过大量室内试验,并考虑到该地层酸化时酸液需具备降滤失和延缓反应速度的特点,优选出以盐酸为主体酸的胶凝酸体系配合该酸压工艺。现场施工实践表明该酸液体系及酸压工艺对该类复杂砂岩储层是合理的。     

大港油田小10-16区块压裂技术研究与应用

小10-16区块主要开采层位枣Ⅳ、枣Ⅴ属于低孔低渗油藏,储层物性较差,若直接投产则产量较低,与地质配产有一定的差距,必须通过压裂改造措施来实现高效经济开发的目的。但这些储层存在井深、温度高、压裂井段长、储层水敏性强等特点,给压裂工艺提出了新的挑战。为确保压裂井的有效改造及实施效果,优化了压裂工艺、压裂液体系,采取液氮助排、压采联作一次管柱等技术,实现了储层多层改造一次性投产,共投产的22口井初期平均日产液24.9m3,日产油20.4t,取得了良好增产效果。     

大庆长垣及以西地区泉三、四段扶杨油层储层特征

大庆长垣及以西地区下白垩统泉头组三、四段扶杨油层油气资源潜力较大,是大庆油田近年来后备储量的主要来源.但是,单井石油产能低,储量丰度低,直接影响了探明储量的升级及开发.为此,迫切需要开展直接影响产能的储层特征研究,以寻找高丰度储量区块.该文就是针对大庆长垣及以西地区下白垩统泉头组三、四段扶杨油层,在层序地层和沉积相研究的基础上,系统地研究了储层特征.研究区储层主要为三角洲平原分流河道及三角洲前缘水下分流河道砂体;河道砂体单层厚度小,岩石颗粒细;砂岩总体上为低渗透储层;砂体的埋深和沉积类型是储层物性的主控因素,溶蚀孔隙可以改善砂岩物性;齐家-古龙凹陷周边为较有利、有利储层发育区,是下一步勘探及发现高丰度储量的重点目标区.     

伊川凹陷屯1井储层评价及压裂改造

通过对洛阳-伊川盆地伊川凹陷屯1井压裂层段的系统评价,分析认为该井压裂层段具有低孔、低渗、极低产特征。核磁测井有效孔隙度3.3%,渗透率0.645×10-3μm2;成像测井显示裂缝发育,测井评价是基质孔隙度+裂缝型储层。试油测试自然产气量仅53m3/d,测试二关井压力恢复数据定性分析认为裂缝较发育,基质孔隙渗透性极差,常规压裂改造增产效果差。应用非常规压裂技术基本方法对射孔方式、泵注管柱、施工规模、压裂参数进行优化,采用高排量、高液量、低粘度、低砂比的压裂方案,力争形成多缝、复杂裂缝,增加泄流面积。通过非常规压裂改造,10mm油嘴放喷,油压3.1～3.5MPa,日产气6600～7000m3,实现了河南外围洛阳-伊川盆地油气勘探的重要突破。     

加密井区油井压裂增产技术

大庆油田采用加密井挖潜剩余油,加密井开发的目的油层多、油层物性差且临近高含水层,油层水层间隔层薄,油层分散且跨距大,使压裂改造具有一定的难度。针对这种情况研究了水平缝的多种平衡保护压裂工艺和桥塞压裂工艺,利用平衡压裂工艺改造临近高含水层的油层,利用桥塞压裂工艺高效改造跨距大的油层。现场应用表明,新研制的水平缝的多种平衡保护压裂工艺能够适应复杂的井况,一趟管柱能压裂3个层段,保护了0.7m以上的隔层;桥塞工艺一趟管柱压裂3个层段,满足大跨距、低替挤压裂要求,最大压裂跨距90 m。加密井区油井压裂增产技术研究与应用为提高大庆油田剩余油动用程度、增加可采储量及油田高含水后期高效经济地开发提供了一套有效的技术支持。     

大庆长垣西部低渗透油田压裂工艺的改进方法

针对大庆长垣西部低产低渗透油田地质条件复杂、压裂选井选层难度大、经济效益差等矛盾,从压裂工艺技术上进行研究,在裂缝有效支撑、加砂程序、破胶剂追加程序、等量替挤、强制闭合、延长压裂有效期等六个方面加以完善和改进,现场试验取得较好效果。     

苏里格气田西区控水压裂技术研究及应用

苏里格气田西区属于低孔、低压、低渗透油气藏,储层物性差,气水关系复杂,完试井中解释为气水同层的井约占33.3%,底部含水储层约占18.6%,压裂缝高失控压窜上下水层或层内水,导致有多口井(层)压裂后大量产水,严重影响气田开发效果。从控水压裂机理入手,通过对控水压裂工艺技术对策研究,形成了变排量、支撑剂段塞、低伤害压裂液体系等配套技术,在现场试验应用5井次,3井次取得了较好效果,为气田高效开发提供了技术思路。     

大庆肇源油田矩形井网压裂开发效果分析

为了有效动用大庆外围"三低油藏",提高该类储层的开发效果,在大庆肇源油田开展了矩形井网的开发试验。在经济界限内确定合理井网的基础上,结合肇源油田储层物性的特点,优化实施了矩形井网中油水井整体压裂规模,优选应用了一系列压裂配套工艺及油层保护技术,使油田的产能指标和吸水指标达到了方案预测要求。开发效果表明,矩形井网开发技术能够适合大庆外围低渗透油田的开发需要。     

定位平衡压裂技术在大庆油田的应用

介绍了定位平衡压裂技术的工艺原理、工艺特点及及实施方法。该工艺通过定位平衡压裂封隔器上的长胶筒和喷砂体的组合来控制压裂目的层的裂缝形成的位置和吸液炮眼的数量,达到裂缝定位和使目的层产生水平裂缝的目的。结合现场应用指出该项目在大庆油田中后期高含水开发阶段可满足常规射孔井中低渗透油层段的压裂改造,一次施工可压开3~5个目的层,并对薄隔层进行平衡保护。该技术在大庆油田应用上百口井,工艺成功率达96%,平均单井日增油9t以上。含水率下降4~8个百分点。     

致密火山岩储层水平井压裂参数优化与现场试验

致密火山岩储层天然裂缝发育差,低孔、低渗、致密、非均质性强,需要应用水平井大规模分段压裂工艺实现有效开发。随着储层物性变差,可缩小压裂裂缝间距保持单井产量;为明确最优改造裂缝间距与施工规模,基于储层孔渗特征、相渗特征、流动特征的认识以及不同裂缝间距压裂产生的干扰,确定致密火山岩储层最优改造裂缝间距。应用压裂后分段产气监测,认识分段产量与改造规模关系,明确致密火山岩储层最优改造规模,有效指导压裂方案优化,提高设计针对性与开发效益。     

致密油储层大孔区间孔隙度计算渗透率方法

松辽盆地长垣南地区扶余致密油储层已经成为大庆油田持续稳产较为现实的勘探突破目标。 渗透率作为判断致密油“甜点”的重要参数,其准确计算已成为致密油“七性”（岩性、物性、含油性、电性、脆性、烃源岩特性和地应力各向异性）参数评价和勘探开发部署的关键技术。 通过分析几种常用的测井计算 渗透率方法在致密油储层中的不适用性,应用压汞和核磁共振实验资料,明确了不同大小孔径分布与渗透率的关系,利用大孔区间孔隙度对储层渗透率贡献较大的特点,形成了一种应用大孔区间孔隙度计算渗透率的方法,提高了致密油储层测井计算渗透率的精度,为致密油藏的准确评价奠定了基础。