特低渗透砂岩油藏压裂液损害实验评价

以镇泾油田长8组砂岩油层为研究对象,探讨了压裂液损害评价方法,并进行压裂液滤液对基块岩样渗透率损害率和压裂破胶液动态滤失对造缝岩样返排恢复率测定的压裂液动态损害实验;考察了压裂液与地层流体、工作液之间的配伍性,压裂液和原油的润湿性,测定了压裂液乳化率和残渣。压裂液原胶液组成为0.4%HPG(瓜尔胶)+0.4%AS-6(季铵盐类黏土稳定剂)+0.3%CX-307(阴离子型破乳助排剂)+0.1%HCHO(杀茵剂)。实验结果表明,原油与破胶液按3:1、3:2、1:1体积比混合后的乳化率均在60%以上,而破乳率仅为12.00%～23.77%。压裂液残渣含量平均为703 mg/L,易阻塞储层渗流通道。裂缝岩样经压裂液驱替后的返排恢复率为1.48%～85.83%;当裂缝充填支撑剂后的返排恢复率为0.02%～42.9%,较单纯裂缝岩样低。基块岩样压裂液乳化损害程度强,平均损害率为89.83%;残渣液损害程度强,平均损害率为73.71%;压裂液滤液损害程度中等偏弱,平均损害率为44.85%。压裂液产生的润湿反转使岩石由水湿转化为油湿。固相侵入、碱敏、润湿反转是储层损害的主要因素。固相侵入的损害率为28.86%,润湿性相关的损害率为44.98%,基块岩样碱敏损害率26.38%、裂缝岩样为32.18%。建议采用清洁压裂降低残渣损害、选用合适的表面活性荆提高返排率,为该油田储层保护和有效开发提供支持。     

低伤害压裂液在苏里格气田东区水平井的应用

2010年,苏里格气田东区开始水平井开发试验,由于储层地质条件差,对伤害更为敏感,且多段改造沿用中、西区的常规羟丙基压裂液体系,裂缝和储层伤害大、压后返排困难,压后测试平均无阻流量仅为3.88×104m3/d,改造效果十分不理想。2011年,在前期大量室内研究和现场试验的基础上,分别应用羧甲基胍胶压裂液体系、低浓度羟丙基胍胶压裂液体系、阴离子表面活性剂压裂液体系等三种低伤害压裂液体系开展了8口水平井压裂试验,现场施工顺利,压后返排快,测试平均无阻流量31.63×104m3/d,增产效果明显。低伤害压裂液的试验成功为苏里格气田东区水平井储层改造开辟了新的方向,为苏里格气田增产增效奠定了基础。     

特低渗透储层压裂液微观伤害评价

正确评价压裂液性能,分析其对特低渗透储层的潜在损害原因及程度,对于压裂液的优选和提高压裂增产效果具有重要意义.选用两种压裂液体系(植物胶、聚合物),3类不同渗透率(0.5×10-3 μm2左右、1.0×10-3 μm2左右、5.0×10-3 μm2左右)岩心,借助扫描电镜、X衍射、恒速压汞、核磁共振等先进实验技术手段,结合常规流动样比对实验,从总体伤害、黏土吸水膨胀与分散运移伤害、水锁伤害以及高分子物质吸附与固相颗粒堵塞伤害等几个方面,对特低渗透储层岩心压裂液伤害机理进行了定量分析评价实验,并对不同压裂液体系不同渗透率岩心进行了对比分析;给出了每种压裂液体系、每类渗透率岩心压裂液伤害的主要机理及其伤害差异;对伤害机理、引起伤害差异的主要原因进行了分析.最后对两种压裂液体系进行了总体评价,从而为压裂液配方优选与改进提供了参考和指导.     

低渗气藏低伤害压裂液技术研究与应用

根据中原油田文23和户部寨气田储层低渗、低压、中高温等特点,研究了适应该储层的低伤害HB-99有机硼交联压裂液和预前置液。通过对HB-99有机硼压裂液的延缓交联、自动破胶、热剪切稳定性、剪切后黏度恢复、表面活性、滤失、残渣含量以及对岩心伤害等性能评价,证明该压裂液延缓交联能力强,剪切后黏度恢复率高,滤失低,破胶水化彻底,残渣含量低,表面活性高,能防止黏土膨胀,对地层损害小。现场10井次试验表明,应用低伤害HB-99有机硼交联压裂液,施工成功率为100%,平均日增天然气28.3×104m3,增产效果显著。     

大规模压裂水平井压裂液返排方法探讨

水力压裂是油、气藏增产最有效的措施之一,压裂液的返排与增产效果关系密切。低渗透油层超长水平井多级压裂,压裂液用量大,采用单一油嘴控制放喷返排,已经不能满足精细施工的需要。针对大规模压裂水平井的压裂液返排,建立了不同油嘴下压力对应产量和临界流量的计算公式,采用系列尺寸的油嘴控制压后放喷,达到提高一次返排率、提高压后产能、防止支撑剂回流的目的。     

致密气藏压裂液伤害特征及实验影响因素分析

降低储层伤害,提高压裂液性能,是致密油气藏压裂研究发展主要方向。通过岩心压裂液伤害室内实验,对致密气藏压裂液伤害特征及实验影响因素进行了分析,结果表明:(1)致密气藏类型复杂,渗透率低,在进行压裂液返排时,应减少侵入量,降低返排启动压力,实现压裂液尽快返排降低对储层的伤害;(2)清洁压裂液对储层造成的伤害比胍胶压裂液小,压裂液的入侵量与储层的伤害率成正比;(3)压裂液的注入,在增加含水饱和度的同时,也会使水锁现象严重,从而对地层的伤害也更加严重。为深入研究致密气藏特点与压裂液伤害的关系,致密储层改造压裂液体系选择有一定实际意义。     

胭脂红示踪剂在评价压裂液返排中的应用

针对川西地区SF气田近期部分水平井压后返排率和测试产量较低的问题,采用胭脂红示踪剂来评价压裂液返排情况。将胭脂红定量加入到水平井某一分段的压裂液中,通过检测返排液中胭脂红的含量来评价返排率。针对返排液中的杂质影响测量准确性的问题,建立简便可靠的比色卡法来判断返排液中的胭脂红浓度。在SF气田应用了4口水平井,定量描述了2口井的返排情况,定性判断另外2口井示踪压裂段液体并未返排。应用结果表明,胭脂红作为示踪剂能够定性/定量评价示踪段的返排情况,为水平井的压裂设计提供重要的理论依据。     

低温压裂液在鄂南地区中浅储层中的应用

针对鄂南地区难动用致密砂岩油藏水平井分段压裂液破胶困难、裂缝形态复杂等技术难点,研究了适合不同温度储层的压裂液体系。20～25℃储层段主要应用BAT生物酶破胶剂和过硫酸铵破胶剂（APS）进行复配的压裂液体系,26～40℃储层段主要应用低温激活剂和APS进行复配的压裂液体系。现场应用表明,优化后的压裂液体系破胶效果大幅提升,较好地解决了返排液破胶不彻底的问题。该技术的成功应用,实现了鄂南地区压裂液体系的技术突破,形成了适合该地区中浅储层的低温压裂液技术体系。     

醇基压裂液在深层低渗油藏压裂改造中的应用

针对深层低渗储层特点和压裂工艺要求,开发了醇基压裂液体系,并对其性能进行了评价。室内试验结果表明,醇基压裂液具有良好的耐温能力,耐温达208℃。与水基压裂液相比,相同条件下醇基压裂液耐剪切能力明显提高,能够实现延迟交联,滤失系数小。在破胶剂EB-1的作用下,醇基压裂液破胶化水彻底,破胶液具有更低的表面张力和界面张力,返排效果好,对岩心伤害率仅为19．4％。10余井次的现场应用表明,醇基压裂液能够满足深井低渗储层压裂施工要求。     

低渗透油藏侧钻水平井小井眼分段多簇压裂技术

针对低渗透水驱砂岩油藏中的水淹油井利用老井筒开窗侧钻?88.9 mm水平井后,储层无法进行分段压裂来提高单井产能的难点,在研究井网部署和剩余油分布特征的基础上,采用数值模拟方法,研究了不同裂缝密度和压裂段数对油井产能和含水率的影响。室内模拟和现场测试结果表明,裂缝密度为4～6 条/100m、裂缝长度100～120 m时,油井控水增油效果较好;采用“卡封护套”压裂管柱和小直径可溶桥塞分段多簇压裂工艺,可以实现各压裂段之间的有效封隔,并能提高施工效率。小井眼侧钻水平井分段多簇压裂技术的现场施工效果较好,为低渗透油藏进行类似水淹油井恢复单井产能和提高油藏最终采收率提供了技术支持。      

低渗油藏注水井压裂增注

在油田的高速开发中,注水井为地层能量的补充、稳产起到了重要作用.本文针对鄯善油田低渗油藏,从注水井地层现状评估、影响注水井注水量的原因、以及注水井增注的针对性措施这三个方面,论证注水井的压裂增注方法.     

低渗透储层水平井伤害机理及保护技术

钻井过程中固相堵塞、液相引起的水锁、储层的敏感性、压差和浸泡时间都会对低渗透储层造成伤害,在此基础上提出了保护储层的3M原则:首先是最大化预防原则,采用全过程欠平衡钻井预防固相堵塞,尽量降低液相引起的自吸伤害;其次是最大化保护原则,在无法实现欠平衡钻井时,以近平衡钻井为主,采用无黏土防水锁钻井液;再次是最大化解除原则,在完井时采用环保生物完井液解除滤饼堵塞,同时减少压力激动,缩短作业时间。根据这些原则形成了以无黏土可降解钻井液、高效泡沫钻井液和高效解堵完井液为基础的低渗透水平井储层保护技术。在大牛地气田和胜利油田等17口低渗透储层水平井的应用表明,该储层保护技术油气层保护效果良好,能有效提高油气井产量,降低开发成本。      

基于PEBI网格的水平井裂缝参数优化

低渗油藏往往采用水平井压裂的方法来提高油层产能,由于地质条件复杂及多形态的断层发育,使得水平井压裂裂缝参数对压裂效果起着决定性的作用,而常规模拟水平井压裂的方法不能很好地描述裂缝形态。为了提高模拟水平井压裂裂缝的精度,提出了应用新型非结构网格一PEBI网格模拟水平井压裂裂缝参数,实现水力裂缝的精确模拟和裂缝参数的准确优化,与常规笛卡尔网格方法进行对比,体现出PEBI网格模拟水平井压裂裂缝的优越性。得到优化的裂缝系数：最优裂缝间距100-120m,最优裂缝条数5条,最佳裂缝长度110～130m。     

低渗透油藏压裂井井底压裂动态

根据低渗油藏渗流规律,建立了考虑启动压力梯度的封闭或定压外边界低渗油藏无限导流垂直裂缝井线性流渗流数学模型及无限大低渗油藏有限导流垂直裂缝井双线性流渗流数学模型。对模型做拉氏变换,利用叠加原理、镜像反映原理和格林第二公式求解模型,得到拉氏空间中的井底压力计算公式。利用改进的Stehfest算法,计算得到实空间中的井底压力解。在MATLAB上编写程序并绘制了井底压力及压力导数理论曲线。对启动压力梯度、裂缝导流能力、外边界等影响因素进行分析,区分启动压力梯度与外边界对井底压力的影响。     

低渗透油藏的压裂水平井三线性流试井模型

针对低渗透存在启动压力梯度的特点,建立了压裂水平井的三线性不稳定渗流数学模型,得到其在Laplace空间的解析解;通过Stehfest数值反演和Duhamel原理,得到了考虑井筒储存和表皮效应影响的压裂水平井井底压力值,对影响因素进行了研究。结果表明,启动压力梯度存在时,压裂水平井井底压力及压力导数曲线呈上翘趋势,且启动压力梯度越大,曲线越高,上翘的时间也越早;人工裂缝导流能力主要影响裂缝和双线性流出现时间的早晚;当裂缝间距达到一定值时,裂缝径向流才会出现,且裂缝间距越大,裂缝径向流持续时间越长;储容比影响压力导数曲线"凹子"的宽度和深度,储容比越小,"凹子"越宽越深;窜流系数决定"凹子"的位置,窜流系数越小,"凹子"就越靠右;井筒储集系数主要影响曲线的早期续流段。     

特低渗透油藏压裂井的压力波传播规律

针对低渗透油藏中压裂井压力波传播规律研究匮乏的现状,以压裂井压力波椭圆等压面传播理论为基础,推导了低渗透油藏压裂井平面椭圆径向渗流和椭圆体向心渗流的压力波传播时间与椭圆动边界之间的关系,并与平面平行渗流、平面径向渗流和球面向心渗流的压力波传播规律进行对比。结果表明,椭圆体向心渗流方式下的压力波传播速度最快,其次分别为球面向心流、平面椭圆径向流、平面径向流和平面平行渗流,低渗透油藏各种渗流方式下压力波传播速度都较中高渗透油藏慢。     

低渗透储层多级转向压裂技术

低渗透储层采用常规压裂工艺改造后,存在压裂改造波及体积小、有效期短和改造效果差等问题。为了提高低渗透油气田增储上产水平,根据油藏地质特点和多级转向压裂起裂机理,研制了溶解度高、溶解速度快、残渣含量少和对储层渗透率伤害小的高性能水溶性暂堵剂,并形成了多级转向压裂技术。在地层压开裂缝后,实时向地层中加入该高性能水溶性暂堵剂形成瞬时暂堵,提高缝内净压力,通过暂堵转向产生微裂缝和分支缝,从而形成复杂的网络裂缝,实现体积改造的目的。多级转向压裂技术在新疆油田X区块应用后,产油量大幅提高,单井日增油量为常规压裂井的2.0倍;稳产时间长,有效期较常规压裂井延长50%。多级转向压裂技术解决了低渗透砾岩储层改造难题,为低渗透砾岩储层开发后期稳产提供了新的技术手段。      

裂缝转向对低渗地层水平井压裂的影响

水力裂缝转向作为压裂过程中的一种重要现象,可造成近井筒裂缝的弯曲,对于裂缝中支撑剂的传输和流体的流动规律具有很大影响,可最终影响水力压裂的成败和人工裂缝的导流能力。统计了长庆油田水平井压裂施工的部分资料,分析了长庆油田水平井压裂的特点。结合二维裂缝的平面应变模型,建立了裂缝转向的曲率半径与地层物性参数和压裂施工参数的关系,并针对性地分析了不同参数对于裂缝曲率半径的影响。结果表明,水平应力差对裂缝的转向距离有决定性的影响,压裂施工排量对水力裂缝高度的增长贡献显著,控制排量、延长注液时间能有效增加裂缝长度。结论对于压裂参数优化设计和水力压裂施工具有参考意义。