裂缝型储层酸液滤失可视化研究与应用

为了研究酸液在塔河裂缝型储层中的滤失机理,提高酸压过程中液体效率,利用自主研制的酸蚀裂缝可视化滤失模拟评价仪,基于网状裂缝模型,对酸液类型、交替注入级数、前置液比例和注酸排量这4种酸液滤失关键因素进行评价。试验结果表明,胶凝酸入口端效应明显,入口端裂缝宽度明显大于远端裂缝,地面交联酸酸蚀缝宽较平均,深部刻蚀效果好;交替注入级数越多,酸液滤失越小,塔河多级交替注入酸压最优级数为3~5级;前置液比例的增加,远端裂缝酸蚀宽度和深度明显增加。YJX井现场应用采用3级交替注入酸压工艺,提高注酸排量至7 m3/min,酸压液体效率和酸蚀缝长较邻井大幅增加,酸液滤失明显降低,压后累产油1.5×104 t,增油效果显著。     

裂缝性地层压裂降滤失技术应用研究

针对裂缝性地层天然裂缝发育导致压裂液滤失大、施工过程中加砂困难的问题,提出二元滤失控制方法——前置液段塞和降滤失剂技术.以新疆油田古53井区火山岩储层为例研究了前置液量,前置液段塞浓度、导流能力、粉砂粒径和施工排量对控制滤失的作用;筛选评价了一种可降低压裂液滤失并对地层无伤害的油溶性降滤失剂,软件模拟表明,当其加量为3％时即可以明显提高压裂液效率.二元降滤失技术的现场应用对裂缝性油藏压裂的成功率具有一定的指导意义.     

裂缝性地层压裂降滤失方法研究

为控制压裂液向天然裂缝的滤失,通过对裂缝性油藏滤失机理的调研,进行了相关的敏感性分析,确定了采取前置液加粉砂的降滤失方法.通过优化前置液体积、粉砂加量、砂浓度、粉砂粒径、施工排量和压裂液黏度,优选出最佳参数以达到降滤失的效果.以ST70井为例对油藏的施工参数进行了优化计算,对比加砂前后的滤失量和滤失速度.结果表明,加砂...     

裂缝性火山岩储层压裂降滤失技术研究与应用

针对火山岩储层地应力复杂、杨氏模量高、天然裂缝发育导致压裂施工难加砂、压裂液滤失大的难题,筛选出一种降滤失剂,以控制压裂液向天然裂缝滤失。评价了该降滤失剂的降滤失性能和地层的配伍性,并应用于新疆油田古53井区火山岩储层。现场试验表明该降滤失剂的应用降低了施工难度,提高了加砂强度,增产效果显著。这对裂缝性火山岩油藏压裂的成功率具有一定的指导意义。     

裂缝性致密碳酸盐岩储层酸压多场耦合数值模拟与应用

深层高温致密裂缝性碳酸盐岩储层中，酸液在天然裂缝中的动态滤失减弱了酸液对水力裂缝的刻蚀，影响了酸压改造效果。为了提高此类储层酸压设计的准确性及有效性，建立了耦合裂缝扩展与天然裂缝动态滤失的"流场-温度场-化学场"三场耦合前置液酸压模型。以磨溪气田龙王庙组X井为例，采用所建立的酸压模型，基于酸压施工压力数据拟合获取了储层天然裂缝特征参数，分析了天然裂缝动态滤失特征及其对酸压裂缝参数的影响；基于无因次产能指数综合评价了不同施工参数下的酸压改造效果。研究结果表明：①酸液在天然裂缝的动态滤失对缝内流动、温度均存在较大影响，天然裂缝滤失的精确计算是准确模拟预测酸压效果的关键；②裂缝性储层中的酸液滤失量并不随注酸时间的增加而降低，而是随着沟通天然裂缝数量的增加呈现出锯齿状的动态平衡；③在裂缝性致密碳酸盐岩储层中，最优注酸排量随注酸量的增加而提高，天然裂缝滤失是施工参数优化最重要的影响因素；④综合考虑施工条件及经济因素，X井的最优注酸参数中注酸量为500~600 m³、注酸排量为6 m³/min，优化后计算得到的无因次产能指数为拟合所得的2.5倍。     

裂缝性致密碳酸盐岩储层酸压多场耦合数值模拟与应用

深层高温致密裂缝性碳酸盐岩储层中，酸液在天然裂缝中的动态滤失减弱了酸液对水力裂缝的刻蚀，影响了酸压改造效果。为了提高此类储层酸压设计的准确性及有效性，建立了耦合裂缝扩展与天然裂缝动态滤失的"流场-温度场-化学场"三场耦合前置液酸压模型。以磨溪气田龙王庙组X井为例，采用所建立的酸压模型，基于酸压施工压力数据拟合获取了储层天然裂缝特征参数，分析了天然裂缝动态滤失特征及其对酸压裂缝参数的影响；基于无因次产能指数综合评价了不同施工参数下的酸压改造效果。研究结果表明：①酸液在天然裂缝的动态滤失对缝内流动、温度均存在较大影响，天然裂缝滤失的精确计算是准确模拟预测酸压效果的关键；②裂缝性储层中的酸液滤失量并不随注酸时间的增加而降低，而是随着沟通天然裂缝数量的增加呈现出锯齿状的动态平衡；③在裂缝性致密碳酸盐岩储层中，最优注酸排量随注酸量的增加而提高，天然裂缝滤失是施工参数优化最重要的影响因素；④综合考虑施工条件及经济因素，X井的最优注酸参数中注酸量为500~600 m³、注酸排量为6 m³/min，优化后计算得到的无因次产能指数为拟合所得的2.5倍。     

低渗透裂缝性油藏压裂施工工艺技术

裂缝性低渗透油藏由于裂缝的发育程度、 产状、 力学性质及充填性的不同, 在水力压裂中会表现出不同的压力行为。老新地区地层隐性裂缝发育, 是导致压裂施工难度大的主要原因。裂缝性低渗透油藏水力压裂并不需要高砂比, 适当地增加规模, 有效地沟通储层的天然裂缝是保证油井高产稳产的关键。裂缝性低渗透油藏水力压裂需解决的关键性问题是有效控制压裂液向天然裂缝的滤失, 有效的降滤措施（ 加大降滤失剂的量） 、 控制排量施工、 增加前置液量可以提高施工成功率。通过研究, 结合现场施工情况, 对裂缝性低渗透油藏施工机理进行分析, 对施工参数进行优化, 取得了较好的效果。     

裂缝性储层压裂改造HL-05降滤失剂研究与应用

针对中原油田裂缝性储层的特点,分析了压裂降滤失剂的作用机理,研究了HL—05油溶性降滤失剂的组成、制备方法及其使用性能,并在现场6井次试验应用中取得了施工成功率100%和压后增产原油5424t、天然气3300×104m3的良好效果。该降滤失剂由石油树脂、复合溶剂、分散剂等化学剂组成,在压裂液中使用量为1.0%时,相同条件下可降低滤失量32%左右,并具有适应温度、压力能力强,油溶性能以及与压裂液体系配伍性能好,对岩心渗透率伤害低等特点。经室内研究及现场应用表明,该降滤失剂能较好地控制液体滤失量并有一定的保护产层的能力。     

南堡油田深层火成岩天然气藏压裂技术

南堡油田火成岩裂缝性储层地质条件复杂,压裂造缝时易产生多裂缝,液体滤失大、砂堵风险高。通过储层评价、射孔优化、材料优选、管柱优化、泵序调整等措施及采用测试诊断、液体胶塞、砂比测试、粉陶砂塞等工艺,实现了降低施工井口压力、减少液体滤失、沟通远端裂缝的目的。现场实施4口井,最高加砂106m3,改造取得成功。现场实践表明,裂缝性储层合理控制射孔段长度能有效减少多裂缝;液体胶塞、粉陶段塞、油溶性降滤失剂等措施能大大降低微裂缝内液体滤失。     

裂缝性灰岩储层酸液动滤失实验规律研究

碳酸盐岩储层天然裂缝比较发育,有天然裂缝存在时,酸液沿天然裂缝流动,进入到油藏深处,同时通过扩散和对流的方式运动到裂缝表面与岩石反应,增加裂缝宽度,反过来增加滤失到天然裂缝里的酸量。因此,为了获得更好的裂缝性碳酸盐岩储层的酸压效果,必须分析酸液滤失的各影响因素。本文建立了一套完整的滤失实验装置及实验方法,通过室内实验,得出了裂缝导流能力、酸液滤失速率和酸岩反应速率直接的关系,对研究酸液在裂缝中的滤失过程具有重要的指导意义。     

天然裂缝性储层压裂液滤失的数值模拟研究

针对目前压裂液滤失计算模型均假设压裂液活塞式地驱替油藏流体作一维流动的局限性,考虑压裂液在裂缝性储层中沿人工裂缝长度方向和宽度方向作二维流动,利用双重介质的相渗理论,建立了二维二相双重介质滤失数学模型,给出了数值求解方法,以模拟实验条件下难以测试的滤失过程,对于了解裂缝性储层的滤失性能具有重要的意义.实例计算表明,处理后的数值模型易于求解,可用于双重介质压裂液的滤失计算;压裂液滤失带中存在明显的两相流动区域,在压裂液滤失数值模拟时应考虑压裂液和油藏流体的两相流动;传统的一维模拟方法由于没有考虑压裂液沿裂缝侧向的流动,计算的滤失速度偏小.     

裂缝性碳酸盐岩油藏流体流动新模型

裂缝性碳酸盐岩储层主要靠裂缝连通,流体流动规律复杂,不符合常规砂岩油藏的流体流动规律及达西定律。由于裂缝性储层取心难度大,导致针对此类油藏已建立的流体流动数学模型,室内难以验证。根据裂缝性碳酸盐岩基质渗透率与裂缝宽度的特点,使用一定比例的碳酸盐岩粉末与不锈钢粉末研制了裂缝性碳酸盐岩储层模拟岩心,以煤油为介质．进行了室内岩心流动实验,研究了流量与压差、裂缝宽度、裂缝长度等因素之间的规律。根据因次分析理论,在考虑影响裂缝性碳酸盐岩油藏流体流动诸因素的基础上,推导出裂缝性碳酸盐岩油藏流体流动的准则方程．并通过对实验数据的多元线性回归处理,建立了裂缝性碳酸盐岩油藏回归流动经验模型,得出新的裂缝性碳酸盐岩油藏流体流动规律．为其储层损害评价的建立及储层保护技术提供理论指导．     

裂缝性气藏压裂关键技术

结合川西和国内外裂缝性油气藏在压裂施工实际,在裂缝性气藏压裂施工过程中,由于天然裂缝开启导致的压裂液过量滤失、主裂缝难以形成和延伸,施工过程中表现出高的施工压力和低砂比阶段快速砂堵等难点,通过压前裂缝诊断技术、压裂施工过程中的综合降滤、实时裂缝诊断技术是确保裂缝性气藏压裂避免沿天然裂缝延伸形成张开程度不一的多支缝,确保施工过程中形成具有一定缝宽的主裂缝的关键。为后期加砂压裂提供了基础保障。
     

超大型酸压工艺技术在重复酸压中的应用

酸压工艺是塔河油田碳酸盐岩油藏勘探开发核心技术之一,但由于受多种因素的影响,有近半数的井经过一次酸压仍不能获得工业油气流或仅获得较低的产能.常规重复酸压技术由于存在入井液量规模小、压裂液滤失严重等问题,导致措施有效率低,而超大型酸压工艺通过增加酸压液体用量及施工排量,可进一步提高造缝长度,突破第一次酸压作用范围,提高重...     

深层碳酸盐岩储层改造理念的革新——立体酸压技术

酸化压裂是碳酸盐岩油气藏高效开发不可或缺的手段,对于深层、超深层海相碳酸盐岩油气藏,由于其工程地质特征的特殊性,通过现有的酸化压裂技术要形成复杂裂缝网络难度大。为了实现深层、超深层碳酸盐岩油气藏的高效立体开发,从我国深层海相碳酸盐岩油气藏的工程地质特征出发,揭示了该类储层酸压改造的难点;然后,以实现该类油气藏高效立体开发为目标,充分借鉴体积酸压、深度酸压等技术,提出了立体酸压的技术理念,阐明了其技术内涵,并且详述了立体酸压所包含的关键技术,进而指出了下一步的发展方向。研究结果表明:(1)立体酸压技术包括3个基本内涵——根据储层类型选择相应的酸液深穿透技术,实现储层平面上的充分改造;形成在高闭合压力下具有较高导流能力的复杂酸压裂缝体;沿长井段合理部署酸压裂缝体,实现储层在井筒方向上的充分改造。(2)立体酸压包含3项关键技术——多场多尺度多流体耦合作用下酸液有效作用距离预测技术;酸压复杂裂缝体导流能力优化技术;水平井/大斜度井长井段储层精细布酸技术。(3)要推动立体酸压技术的进一步发展,还需要开展3个方面的科研攻关——超深储层破裂压力预测及降低破裂压力技术;强非均质储层酸压裂缝体形态预测技术;深度超过7 000 m长井段储层分段动用技术和新型耐高温、缓速、低摩阻系数液体技术。     

裂缝性地层钻井液漏失动力学模拟及规律

井漏是裂缝性地层钻井过程中较为常见的井下复杂情况之一,为从本质上认识漏失的发生机理,以流体动力学为基础,将钻井液看作宾汉流体,裂缝看作是表面粗糙、指数变形、存在倾角的二维单条裂缝,建立了宾汉流体在二维粗糙裂缝内漏失控制方程。运用有限单元法对漏失控制方程进行了求解,基于所建立的模型分析二维粗糙裂缝中钻井液的漏失规律。研究结果表明:裂缝越光滑,漏失速率与累积漏失量越大;裂缝倾角对漏失速率影响较小,对累积漏失量有一定的影响;裂缝面积越大,漏失速率与累积漏失量越大;裂缝长度越小,漏失速率与累积漏失量越大;裂缝宽度越大,漏失速率与累积漏失量越大;井底压差越大,漏失速率与累积漏失量增加明显;流体动切力对漏失速率影响不大,对累积漏失量有一定的影响;塑性黏度越小,漏失速率与累积漏失量越大。     

TP区裂缝孔洞型碳酸岩储层复合改造技术研究

TP区是塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏主力产油区块之一,在高温、高闭合压力条件下,常规酸压形成的酸蚀裂缝穿透距离受限且易发生闭合,酸压投产后表现出快速递减特征。通过实验研究开发了水力加砂压裂+酸压复合改造技术,前期利用冻胶携砂以提高人工裂缝远端导流能力,后期采用酸液刻蚀来提高近井导流能力和改造范围,从整体上提高人工裂缝导流能力及其保持率。水力加砂压裂+酸压复合改造技术在TP区现场实施6井次,建产率达到83.3%,累产油3.76×104 t,表明该技术在低品位裂缝孔洞型碳酸盐岩油藏具有较强的适应性。     

哈法亚油田孔隙性石灰岩储层酸压先导性试验

中东地区哈法亚油田的Mishrif油藏为强非均质性整装背斜油藏,在构造边部进行酸压先导性改造试验过程中,受边底水影响,改造规模有限;储层岩石岩性纯不利于酸压过程中酸液的非均匀刻蚀;杨氏模量低,应力隔层遮挡能力较差,不利于缝长的延伸和缝高的控制;酸岩反应后原油乳化问题严重不利于返排.数值模拟和实验结果表明:针对储层特点,...     

多级酸压在超深裂缝型碳酸盐岩水平井的应用

塔里木油田奥陶系碳酸盐岩油藏以裂缝、溶蚀孔洞为主要储集空间,具有超深、高压和高温的特点。裂缝以中－高角度缝为主,既是储集空间又是主要的流动通道,孔喉配合度低,连通性差,需要酸压才能建产。影响酸压效果的主要因素是长裸眼井段酸压方式的选择以及酸蚀裂缝是否沟通有效缝洞储集体。针对以上难点,开展了各级酸蚀裂缝长度、导流能力、施工规模、前置液比例和排量等参数优化,优选压裂液和酸液,形成差异化的多级酸压优化设计方案。现场施工效果表明,设计参数合理、有效,多级酸压技术适用于超深裂缝性碳酸盐岩油气藏的增产改造。     

长庆气田碳酸盐岩储层加砂压裂试验研究

针对碳酸盐岩储层，长庆油田已形成了以普通酸酸压、稠化酸酸压、多级注入酸酸压—闭合酸化为主的三大酸压工艺技术系列且取得了较好的改造效果，但对致密碳酸盐岩储层，改造效果不理想。为此，2000—2002年先后开展了碳酸盐岩储层加砂压裂理论研究和四口井现场试验，以期克服酸蚀裂缝长度的局限性，提高缝长，获得更好的改造效果。从储层改造的技术思路、实施效果、取得的认识、存在的问题及下一步研究方向等方面进行了论述。