压裂液滤失性对增油效果的影响和作用机理

非均质油藏水驱或聚合物驱后,油井附近区域中低渗透储层难以波及,剩余油饱和度较高。为深入了解压裂液滤失性对压裂增油效果的影响,比较了5种压裂液的滤失性能,通过改变压裂液滤失时间和裂缝长度,研究了压裂液滤失性对增油效果的影响和作用机理。结果表明,与改性胍胶相比,合成聚合物压裂液滤性能良好,滤失液可以将水平裂缝入口附近区域岩心中剩余油驱替到岩心深部区域,在后续水驱作用下剩余油再沿裂缝返回采出端,达到提高采收率的目的。通过选择压裂液类型以及增加压裂施工时间和裂缝长度,可使压裂液滤失量增加,滤失液波及体积增大,发生运移剩余油量增加,导致采收率增幅提高。从技术经济效益角度考虑,推荐"聚合物溶液+聚合物凝胶"段塞组合进行施工,合理的压裂裂缝长度为1/5数1/3注采井距。     

致密油新一代驱油型滑溜水压裂液体系的研制与应用

鄂尔多斯盆地致密油藏储层渗透率低,地层压力低,油井依靠压裂投产。油藏开发中普遍呈现初期产量高、递减快、稳产难度大、采收率低等特征。为实现油井压裂施工中补充地层能量、储层低伤害、降低界面张力以及提高洗油效率等目的,文中提出了在JHFR-2减阻剂+JHFD-2多功能添加剂滑溜水压裂液体系中加入HE-BIO生物驱油剂,并且在压裂液减阻效果、抗盐性、储层伤害、生物毒性、洗油效率、驱油效率等实验研究的基础上,研制了集压裂、增能、驱油为一体的致密油新一代驱油型滑溜水压裂液体系。该体系具有速溶、无毒、环保低伤害、减阻、抗盐、防膨、超低界面张力等特点。利用该压裂液体系,在南泥湾油田P132平2井开展压裂三采一体化先导试验取得圆满成功,为我国致密油藏的高效开发进行了有益尝试。     

适合致密砂砾岩储层的多功能滑溜水压裂液体系研制与评价

针对致密砂砾岩油藏采用常规水基压裂液施工效果较差的问题,室内实验以多功能纳米乳液减阻剂DZR-3为主要处理剂,结合复合表面活性剂FHR-1和杀菌剂SYR,研制了一种适合致密砂砾岩储层的多功能滑溜水压裂液体系,并对其综合性能进行了评价。实验结果表明：多功能滑溜水压裂液体系的基本性能指标均能满足标准;体系的耐温抗盐性能和抗剪切性能较好;体系对致密砂砾岩岩心的基质渗透率损害率低于10%,明显低于常规瓜尔胶和滑溜水压裂液;体系还具有较好的渗吸驱油效果,在地层温度条件下对砂砾岩岩心的自发渗吸驱油效率可以达到30.8%,驱油效果明显优于常规瓜尔胶和滑溜水压裂液。现场应用结果表明,SL-X井压裂施工后的产油量明显高于使用常规瓜尔胶和滑溜水压裂液的邻井,实现了压裂后油井增产的目的。该成果为致密砂砾岩储层的高效压裂开发提供了技术支持。     

压裂-驱油一体化工作液研究进展

随着石油工业对降低成本、绿色环保问题的日益关注,对于兼具压裂、驱油双重功效的工作液的研究越来越受到重视。为了更好地研究压裂-驱油一体化工作液体系,综述了返排液驱油体系和驱油压裂液体系的组成、驱油性能研究现状及现场应用情况,并对其发展进行展望。返排液驱油体系的构建均基于清洁压裂液尤其是以阳离子表面活性剂为主要成分的清洁压裂液;驱油压裂液体系包括清洁驱油压裂液体系、聚合物驱油压裂液体系、滑溜水驱油压裂液体系及其他类型驱油压裂液体系,其中驱油增效性清洁压裂液是最具潜力的。降低成本、增强耐高温性能、加强微观结构和静、动态流变性能机理研究是压裂-驱油一体化工作液未来研究的关键。对现场应用与室内实验研究结果进行对比,进一步完善压裂液返排液驱油体系也是未来的重要工作方向。     

乌兰花潜山火成岩储层压裂技术

针对乌兰花潜山火成岩储层地层连通性差,岩性致密坚硬、压后产量低等问题,开展了火成岩储层压裂工艺研究。通过优选驱油低伤害压裂液体系,采用线性胶、滑溜水等低黏度压裂液作为前置液大规模造缝、多级段塞降滤失及封堵转向等技术,形成了乌兰花潜山火成岩储层"转向与油水置换"压裂工艺,并成功进行了兰9-1X、兰42、兰9、兰45等4口井的压裂改造,压后增产效果明显,其中兰45井日增油24. 3 t。现场应用表明,"转向与油水置换"压裂工艺对基质渗透率低、裂缝连通效果差、分布不均的火成岩潜山油藏的压裂改造具有一定的指导意义。     

大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术

针对页岩油水平井采用常规滑溜水压裂时存在用液量大、砂比低、增产效果不理想等问题,通过优选聚合物降阻剂,优化黏土稳定剂、破乳助排剂和过硫酸盐类破胶剂的加量,形成了调节聚合物降阻剂加量即可调控滑溜水压裂液黏度的变黏滑溜水压裂液体系。通过支撑剂导流能力模拟试验,优选了70/140目石英砂和40/70目陶粒的支撑剂组合,经先导性试验,形成了大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术。该技术在G页2H井进行了现场试验,有效提高了施工效率和单位液体的携砂量,减少了压裂液用量,形成了较好的缝网体系,提高了储层改造程度,取得了良好的压裂增产效果。现场试验表明,该技术能够满足页岩油水平井滑溜水连续加砂压裂要求,可以为页岩油高效开发提供技术支撑。      

大庆萨北油田二类油层高浓度聚合物

针对大庆萨北油田二类油层储层物性差、平面和纵向非均质性严重和普通浓度聚合物驱提高采收率增油效果不明显等问题,提出开展高浓度聚合物驱技术思路.结合矿场实际需求,采用仪器检测和理论分析方法,开展了高浓度聚合物溶液流变性、黏弹性、流动特性和驱油效果物理模拟研究.结果表明,高浓度聚合物溶液的黏弹性较普通浓度聚合物溶液更强,阻力系数和残余阻力系数更大.在注入整体段塞尺寸(0.57 PV)相等的条件下,高浓度聚合物驱较普通浓度聚合物驱最终采收率能提高近10个百分点.高浓度聚合物注入时机、用量和段塞组合方式对增油效果影响很大,注入时机愈早,聚合物用量愈大,高浓度聚合物驱增油效果愈好.整体段塞和"低中高黏度"段塞组合注入压力愈高,扩大波及体积能力强,增油效果较好.理论分析表明,高浓度聚合物溶液流度控制能力更强、驱油效率更高是其大幅度提高采收率的主要机理.     

安塞油田长6层低渗透油藏端部脱砂压裂机理与实例分析

给出了描述聚合物溶液通过滤饼和油藏的不稳定流动的模型，并用它来说明端部脱砂压裂过程中压裂液的滤失规律。滤失速率取决于压裂过程中的压力分布，而压力分布又是压裂液性能和油藏地层特性的函数。展示了在压裂过程中停止裂缝延伸的时机。研究了安塞油田长6油藏构造应力场和裂缝导流能力，设计了端部脱砂压裂并评价了压裂液性能及端部脱砂压裂的效果。     

页岩储层超临界CO2压裂液滤失规律实验研究

压裂施工过程中,压裂液的滤失量是影响压裂裂缝几何形态和压裂效果的主要因素,但目前中国还没有对页岩储层超临界CO₂压裂液滤失规律实验方面的报道。因此,结合中国典型页岩气储层特征,研究了非线性滤失条件下,不同初始相态的CO₂压裂液在地层岩心中的滤失规律,在此基础上分析了CO₂压裂液滤失规律的主要影响因素,以及不同实验条件下CO₂压裂液的滤失机理。实验结果表明,CO₂压裂液的滤失规律受注入压力、压差、裂缝开启度及压裂液黏度等因素的影响,随着注入压力、压差、裂缝开启度的增大,CO₂压裂液滤失速率增大;不同滤失实验条件下,影响CO₂压裂液滤失规律的主导因素不同,当CO₂压裂液处于超临界状态(7.38 MPa,31.1℃)时,由于黏度较大,超临界CO₂压裂液的滤失系数相对较小。      

川中沙溪庙致密油藏压裂液技术研究及应用

川中沙溪庙致密油藏为特低孔、低渗致密储层,压裂工艺要求先以滑溜水大排量泵注方式在地层中形成复杂缝网,再以冻胶压裂液造主缝,形成大规模的连通性体积缝网。将聚丙烯酰胺类滑溜水与低分子量胍胶类冻胶压裂液复合应用,开发出了适合川中沙溪庙储层的"滑溜水+冻胶"混合压裂液技术。其中,滑溜水具有低摩阻、高效防膨等特点;冻胶压裂液具有耐剪切、低伤害等特点;混合压裂液体系的破乳效果好、返排能力强。现场试验表明:"滑溜水+冻胶"混合压裂液技术具有良好的储层改造效果,在G36井、G117井应用获得成功,现场降阻率达61.5%~64.8%、返排率40%,返排液油水界面清晰,获井口测试产油45.1t/d。     

浅谈高能气体压裂与水力压裂联作技术

水力压裂与高能气体压裂技术,已在油气田增产措施中得到广泛应用,但水力压裂与高能气体压裂联作技术应用较少。文中对水力压裂和高能气体压裂的造缝机理和渗流规律进行分析,提出了将两种技术进行联合作业的可能性探讨;并通过安塞油田１１口井应用,均见到效果。     

煤层压裂用压裂液性能室内实验评价研究

煤层气开发生产中,对煤层进行压裂改造是一个关键环节.为此对在煤层进行压裂改造时所用的压裂液性能进行了室内实验评价,其内容包括①改性胍胶、线性胶压裂液流变性与破胶性能研究;②有机硼交联冻胶压裂液流变性与破胶性能研究;③氮气泡沫压裂液流变性、破胶性能研究.结果认为泡沫压裂液是煤层气压裂用理想的工作液;泡沫质量、稠化剂浓度是影响泡沫压裂液流变性能的主要因素;线性胶和弱交联水基压裂液是煤层气用压裂液体系的补充;建议现场用泡沫压裂液稠化剂选用0.3%浓度、泡沫质量选择70%～75%;压裂液配制与实施是压裂施工的重要环节,建议在施工中加强压裂液现场质量控制、添加剂质量检测和压后排液管理,以确保压裂施工质量.     

浅论油田压裂技术和压裂液的优化选择

目的：针对不同储层性质，选用压裂技术系列中的不同压裂方式，使压裂效果达到最佳。方法：对压裂技术系列中的数种压裂工艺和与之配伍的压裂液的特性、技术关键点及对压裂层的预处理技术分别作了论述和对比。结果：压裂技术是低渗油层改造的重要措施，选准适合油层特点的压裂技术是压裂作业成功的先决条件。结论：低渗透、薄油层是压裂作业的主要对象，压裂前后对压裂井的地应力测井、裂缝监测技术及综合测井资料分析是至关重要的，对即将投入开发的低渗油田，整体压裂改造开发效果会更好，压裂井油层防污染保护和套管保护是压裂作业成功与否的关键点。     

自组装复合压裂液在水平井压裂中的应用

为了满足低渗透储层水平井改造的需要,开发了一种梳形聚合物与表面活性剂胶束自组装复合压裂液体系。该体系不使用交联剂,不含水不溶物;80℃时,0.3%梳形聚合物CD-1与0.2%表面活性剂组成的自组装压裂液储能模量高达290 Pa,远大于耗能模量,表现出突出的黏弹特性。5 m3/min排量下压裂液的降阻率达到74.05%,具有突出的低摩阻特性。不同配方的自组装压裂液破胶液的表面张力都低于27 mN/m,界面张力低于0.8 mN/m,满足压裂液返排特性的要求。自组装压裂液对储层岩心平均伤害率18.04%,远小于瓜胶压裂液78.75%的水平。室内评价和现场试验施工都表明,自组装压裂液降阻率高,对地层伤害小,增产效果明显,同时证实了利用聚合物与表面活性剂胶束自组装形成结构携砂理论的正确性。该压裂液体系满足特殊结构井压裂改造要求,为特殊低渗透油气藏的开发提供了一种新的方法和手段。      

提高分压选压效果技术研究

针对中原油田油气井跨度大、射孔井段长、非均质性严重、层多层薄等特点,研究了提高分压选压效果技术。该技术从优化设计、完善分层压裂管柱和分压选压工艺3个方面进行了研究,找出了提高压裂效果的有效途径。该技术经现场应用和效果评价分析,取得了较好的经济效益和社会效益。     

HIWAY压裂用纤维与压裂液适应性研究

针对高效脉冲加砂工艺在苏里格气田的首次运用,优选出一套满足该工艺的压裂液体系,并筛选出一种可溶纤维HX-2。该压裂液体系在耐剪切性、成胶时间方面均满足新工艺的特殊要求;HX-2纤维耐温达120℃,与压裂液配伍性好,对压裂液各项性能均无影响,在压裂液中分散均匀,对支撑剂悬浮能力强,在一定浓度下可实现对支撑剂的有效悬砂与分隔。     

泥页岩储层可压裂性分析及压裂高度预测方法研究

泥页岩储层可压裂性分析是泥页岩储层研究的重点与难点.以苏北盆地阜四段泥页岩及四川盆地大安寨组泥页岩储层为研究对象,采用测井、录井信息相结合的方法分析得出能够表征泥页岩可压裂性的参数主要有脆性矿物含量(Xx)、脆性系数(IB)、自然伽马(GR)、密度(DEN)、钻时曲线(TDC)、泊松比(μ)、弹性模量(E)等,可定性划分泥页岩储层可压裂级别.运用层次分析法提取了可压裂评价系数ICR,依据ICR值可定量识别可压裂级别;制定了压裂高度计算准则及流程;综合建立了泥页岩储层可压裂级别评价及压裂高度预测方法,为泥页岩储层有效开发提供了关键依据.     

七个泉油田油基压裂产能预测与压后评估方法

采用单井数值模拟的方法进行压裂油井的产能预测。预测的压裂井的产能可用于压裂井的经济效益分析，也可用于压裂井的历史拟合。压后产能评估是根据油藏储层参数，计算出各种裂缝条件下无因次产能的倒数（1/qD)与无因次时间（tD)关系的标准图版，然后用压裂后油井的实际产能，分析就地支撑裂缝长度和平均导流能力。     

水力喷射压裂技术

水力喷射压裂技术综合了水力喷射射孔、水力压裂、封隔及其流体泵入等多种技术,具有准确实现定向射孔造缝,无需封隔,降低地层污染,节省作业费用和时间等优点.中原油田水力喷射压裂技术现场应用效果明显.水力喷射器不足之处在于喷嘴耐磨性较差,使用寿命较短,在后续研发中需对喷嘴结构和耐磨性进行优化设计.     

电控式全通径压裂技术

电控式全通径分段完井工艺技术自动化程度高,能大大简化压裂工艺管柱,降低施工强度。在介绍该技术工作原理的基础上,对其关键工具——井下电控开关和电控仪器的结构性能进行了分析,并对该技术进行了室内试验。该技术采用测井钢丝或连续管连带电控仪器输送到井下,将电控开关打开进行压裂,电控仪器还可以实时测试、上传井下压力和流量信号。试验结果表明,该技术工艺可靠,整体效果良好,改变了传统的压裂开关打开方式,同时将压裂开关设计成可重复式,既实现了选择性压裂和重复压裂,又实现了后期开发的选择性开采和堵水工艺。