致密砂岩交替注酸压裂工艺技术

为进一步扩大致密砂岩储层压裂有效改造体积,提高多尺度裂缝的复杂程度,结合压裂与酸化技术的优势,开展了交替注酸压裂技术研究。阐述了致密砂岩交替注酸压裂工艺的机理及作用;利用压裂裂缝模拟软件,对交替注酸模式及交替注入参数进行了正交模拟优化;结合储层特性及交替注酸压裂工艺要求,对交替注入段塞中的酸液及顶替液类型进行了优化。研究表明:前置液造缝缝长达到总设计缝长的70%左右时,即可进行多级交替注酸工艺;交替注酸泵注过程中,每级顶替排量以阶梯递增式注入、每级顶替液量按递减式注入、增大顶替液黏度及增加交替注入级数等方式,都有利于提高酸液在裂缝中的波及范围及均匀分布程度。现场试验表明,多级交替注酸压裂工艺压裂后增产及稳产效果显著高于常规改造工艺,可提高致密砂岩油气藏压裂有效性及改造效果。该技术可为致密砂岩储层的有效压裂提供技术支持。     

车662井试油测试工艺效果评价及认识

车662井试油过程中,先后进行了加砂压裂和大型酸压等工艺,但增产效果不明显。利用压裂后测试资料和酸压施工资料对压裂和酸压工艺进行评价,找出改造效果不理想的原因是储层物性差,压裂酸化改造范围小。建议今后加强地震、地质资料分析,加强酸化压裂改造技术的适应性研究。     

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。     

“酸敏”砂岩储层的酸化适用性探讨

酸化压裂技术在鄂尔多斯盆地长庆气区部分特低渗透砂岩储层改造中取得了一定的效果,但对于该工艺在酸敏储层的适用性存在争议。酸敏评价实验标准中所用酸液类型及浓度并不是针对具体储层特征的最佳优化结果,因此该类实验得出的敏感性结论并不能作为储层是否可采用酸化处理的依据。为此,开展了酸液岩心流动评价实验,通过研究储层的损害类型和分析储层中矿物含量,进而优化出了酸化工作液体系,形成了以有机酸为主的酸液体系。岩心实验结果表明,该酸化工作液对酸敏砂岩储层进行酸化是适用的,可有效地提高酸化效果。     

复杂岩性储层酸携砂压裂技术室内研究

现场实践证明,常规酸化压裂和加砂压裂工艺对复杂岩性储层的改造效果不理想,而多级注入、粘性指进酸压工艺以及闭合酸压技术的成功率较低。针对复杂岩性储层的特点和依据该类储层的改造经验,本文提出了新型 乳化酸携砂压裂工艺。通过对新型乳化酸的性能实验,确定了酸液体系。文中选取高强度陶粒和树脂涂层石英砂,进行单层铺置和多层铺置情况下的乳化酸携砂支撑裂缝导流能力以及酸蚀裂缝导流能力对比实验分析,证实了新型乳化酸携砂压裂技术的可行性和可靠性,为乳化酸携砂压裂技术改造复杂岩性储层,提供了理论和实验基础。     

磨溪气田雷一~1气藏低渗改造效果分析与评价

两年多来,针对川中磨溪气田雷一～1气藏储层特征,进行了低渗改造攻关。采用了基岩酸化、前置液酸压裂、胶凝酸酸压裂和加砂压裂等工艺措施。经过效果分析及评价,认为酸压裂如加砂压裂优于基岩酸化。建议磨溪气田酸压裂要重视控制酸滤失和缓速;加砂压裂要改进压裂液性能和交联方式。     

加砂压裂技术在高温深井碳酸盐岩储层成功应用

酸化压裂技术是碳酸盐岩储层增产改造的成熟、有效技术,对于深层碳酸盐岩储层由于其储层温度高、地应力大,酸蚀作用距离短、有效缝长不足,酸压改造效果,特别是稳产效果往往不尽人意。将常规砂岩压裂改造的成熟技术——加砂压裂技术应用于高温深层碳酸盐岩的改造,采用包括小粒径支撑剂,低损害压裂液,砂浓度以低起点、小台阶、多步、控制最高砂浓度泵注程序等技术路线,加砂压裂改造工艺获得成功。经过十年的跟踪研究表明,累计增油10.3×104m3、天然气0.51×108m3,加砂压裂技术应用取得了良好的增产、稳产效果,为高温深层碳酸盐岩储层增产改造提供了新思路和途径。     

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。     

大港油田潜山油气藏酸化压裂工艺分析

大港油田潜山油气藏属碳酸盐岩地层,油层埋藏深,均质性差,缝洞沟通不好,需进行大型酸化压裂,以提高油气井产能,适合潜山油气藏的是胶凝酸闭合酸化压裂工艺和暂堵胶凝闭合酸化压裂工艺,有机权交替注入闭合酸化压裂工艺不适合此油气藏,要保证潜山同气藏酸化压裂成功,必须保证注酸强度应在5m^3/m油层以上,注酸排量最好在4m^3/min以上,且连续施工。     

大港油田板深7井深度酸化压裂酸化液的研究

介绍了用于高温碳酸盐储层深度酸化压裂工艺的前置液和酸化液的选择标准,并结合大港油田板深7井储层特征对酸化压裂液体系进行了研究和优化。选出了适合该井深度酸化压裂的工作液及添加剂。试验结果表明,降阻稠化酸具有很好的缓速性能、降阻性能及防粘土膨胀性能,配伍性好;酸液体系均具有较低的表面张力,有助于残酸快速反排;前置液基液具有耐温、耐酸性,粘度适中,与降阻缓速酸配伍性好等特点,均能满足板深7井深度酸化压裂的要求。     

元坝气田低渗透致密砂岩气藏压裂优化技术

四川盆地元坝气田上三叠统须家河组、下侏罗统自流井组砂岩气藏具有埋藏深、低孔低渗、温度高、异常高压、岩性致密、非均质强、破裂压力及延伸压力高等特点,为了解决该类储层水力压裂破裂压力高、施工难度大的难题,对现有的气藏压裂技术进行了以下优化：①研制新的低伤害压裂液体系,其降阻率为72%~79%,对岩心基质伤害率小于17%;②采用集成创新技术,如低应力小相位集中射孔技术、最优前置液多级粒径降低压裂液滤失技术、低砂比造长缝技术、超高压压裂技术、高效返排技术等;③配套140 MPa采气井口,140 MPa超高压设备和地面管汇、高压压裂管串、高压井下工具,将施工限压提高至120 MPa,确保成功压开致密储层。该优化技术在元坝气田现场试验4口井5层次,取得了良好的应用效果：施工最高压力达到118.5 MPa,最大排量5.5 m³/min,平均砂比15%~20%,最大加砂量40 m³,施工成功率达100%;降低了延伸破裂压力,增大了施工排量,增加了人工裂缝长度和宽度,易于加砂,提高了储层渗透率。     

四川盆地川西坳陷新场气田须家河组储层工程地质特征及增产实践

储层增产技术是川西深层致密砂岩气藏开发的关键技术。川西坳陷新场气田须家河组二段为典型的深层致密砂岩气藏,具有储层致密、最小主应力与垂向应力接近的走滑断层应力状态以及储层裂缝发育等特点,前期储层改造效果不明显。针对须家河组储层开展了工程地质特征评价和前期压裂效果分析,在储层岩相、岩石学、物性和裂缝等特征研究基础上,将储层分为3大类地质工程双甜点类型。其中断缝体型甜点可通过氮气钻井、小规模试破和酸化建产,层理缝型甜点可通过近井深度解堵及复合改造工艺建产,孔隙型甜点需要通过超高压大规模体积压裂工艺实现建产。X8-2井主要钻遇断缝体型储层,通过氮气钻井测试获得稳定无阻流量达53×10⁴ m³/d,而钻遇孔隙型甜点储层的XS101井可通过大规模体积压裂获得稳定产量（15×10⁴ m³/d）。这些井的实践成功为川西坳陷须家河组天然气资源的有效动用提供了经济可行的增产技术对策。     

柴达木盆地英西地区缝洞型碳酸盐岩储层体积改造技术研究与应用

柴达木盆地英西地区缝洞型碳酸盐储层碳酸盐岩含量为40%~50%、埋深在3 600~4 700m之间、地应力梯度为0.020MPa/m,裂缝发育密度为2~8条/m、基质渗透率为(0.01~0.9)×10^-3um²,以往酸化及酸压后单井产量低、递减快、有效期短、累计产量小。借鉴体积改造理念,通过增大改造规模增加水力裂缝长度沟通油气富集区,采用大排量、高比例滑溜水、复合粒径支撑剂施工提高裂缝复杂程度,保证压后效果。2017年在英西碳酸盐储层进行体积压裂改造4口井(水平井1口),压后效果显著:直井压后初产是2016年施工井的1.8倍,水平压后初产是直井的21倍,其中SH1井压后日产油为395m³、天然气为5 796m³。研究成果为其他裂缝型碳酸盐岩致密储层改造提供了经验。     

四川盆地震旦系灯影组储层改造实验与应用

为了提升四川盆地震旦系灯影组储层的改造效果,研究了高温下不同酸液的酸岩反应速率、高闭合压力下不同酸液及不同注入方式下酸蚀裂缝导流能力保持率、酸液穿透实验最低穿透时间、酸蚀裂缝形态特征数值化特征表述及暂堵球转向暂堵效果。在此基础上,提出了适合灯影组储层改造的主体酸液类型,以及适合不同储层类型的主体改造工艺,优化了施工参数。现场试验18口井,平均单井获得井口测试天然气产量45.482×10~4m~3/d。结论认为:①酸岩反应速率影响因素大小为酸液类型温度转速酸液浓度同离子效应,灯影组储层酸化要考虑酸液类型、转速(施工排量)的优化及工艺上降温措施;②采用自生酸+胶凝酸+转向酸注入顺序不但能实现深穿透,而且能同时获得较高的导流能力;③孔洞型储层采用高温胶凝酸改造,非均质性强的储层采用高温转向酸实现均匀改造,岩性致密、裂缝及孔洞均不发育的储层宜采用自生酸与主体酸交替注入造长缝改造;④除了少数裂缝发育储层外,主体工艺应以深度酸压为主;⑤解堵酸化施工排量应不低于3.5 m~3/min;⑥可溶解暂堵球转向酸化工艺技术能够调整酸液在各酸化层的注入量,以实现对非均质储层的均匀改造。     

柴西地区低孔低渗储层改造配套技术及其应用

青海柴西地区储层为典型的低孔、低渗泥灰岩储层,储层中碳酸盐岩、碎屑岩、泥岩各占有基本相同的比例,对于这类既不同于纯碳酸盐岩也不同于纯砂岩的储层,在改造工艺上有很大难度。通过实施胶凝酸酸压技术、水力加砂+返排技术、醇酸酸化技术和油基压裂技术,在该地区各类探井上共进行措施改造43井次,其中酸化12井次、酸压20井次、加砂压裂11井次,从施工成功率来看,酸压、酸化施工的成功率远大于加砂压裂,现场施工参数和设计符合率在85%以上;施工效果显示,80%的井经过储层改造后产液量有所提高,液体的返排率平均为65%。     

建南气田低压低渗碳酸盐岩气藏储层改造技术

为了更好地开发鄂西地区建南碳酸盐岩气藏,通过三年的技术攻关,研究了一套低压低渗碳酸盐岩气藏的改造技术。在水平井上,实施屏蔽暂堵钻井、氧化解堵和水平井段酸压;在储层深部改造技术方面,进行了酸化、胶凝酸深部酸压和水力加砂压裂措施,并成功应用了2井次压裂、酸压复合工艺。同时还研究了3种配套的酸压措施管柱。     

安岳气田易漏储层高效完井投产技术研究及应用

安岳气田震旦系灯影组储层溶洞极为发育,是天然气富集带,构造上通过精细控压钻达目的层后仍然存在恶性井漏问题,井漏对完井投产效率和井筒安全作业造成较大影响。在结合前期钻井精细控压参数与设备的基础上,形成了一种针对易漏储层高效完井投产技术,通过两趟管柱达成完井目的。第一趟暂堵管柱,高效安全建立屏障,阻断井筒漏失通道,减少在井筒高风险条件下下管柱和替环空保护液时间,之后再回插二次完井管柱最终实现高效完井。该技术在 GS001-H26等井获得成功应用,测试百万方级气井 ５口,累计测获天然气产量 822 × 10⁴m³/d,为碳酸盐岩易漏储层高效开发提供了一种新的技术手段。     

东营凹陷沙河街组近岸水下扇低渗储层成因

为了阐明渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带近岸水下扇低渗储层成因,应用岩心和储层分析资料,通过储层岩石特征、成岩作用、成岩序列和孔隙演化及其控制因素分析,指出东营凹陷北部沙河街组近岸水下扇砂体由长石砂岩、长石质岩屑砂岩等构成,储层经历了较强机械压实作用、碳酸盐胶结作用、碳酸盐和长石溶解作用等成岩作用,现储层埋深1 700~3 500 m,处于中成岩演化阶段,总体形成了中低孔低渗（孔隙度平均为11.3%,渗透率平均为23.12×10^-3 μm²）储层。储层中低孔低渗主要受控于较强的压实作用和较强的碳酸盐胶结作用,但溶蚀成岩作用对于改善储层质量起到了重要作用。主要在2 900~3 200 m深度段,有机酸对砂岩长石颗粒的溶蚀,形成的粒间和粒内孔隙不仅增加了孔隙度,而且提高了储层渗透率,改善了储层质量（孔隙度可达到25%,渗透率达到1 000×10^-3 μm²）。显然,发现溶蚀作用及其形成的次生孔隙发育深度段对于预测有利储层是非常重要的。     

超高温超深非均质碳酸盐岩储层地质工程一体化体积改造技术

冀中坳陷北部奥陶系潜山碳酸盐岩储层油气资源丰富,但由于岩性复杂（白云岩、灰岩夹杂）、超高温（180℃）、应力梯度高（0.023 MPa/m）、以往虽采用多种工艺尝试都未能实现突破。针对上述储层地质难题,开展以储层地质特点为基础的储层评价、工艺优选、方案设计等研究,形成了超高温超深非均质碳酸盐岩储层地质工程一体化的特色改造技术：1利用1 m³大型岩石物理实验和数值模拟手段,结合地质特点开展复杂缝网的地质与工程改造因素方案论证,结果表明储层虽以微细裂缝为主、连通差、两向应力差高（7.0~9.8 MPa）,但通过高排量、低黏高黏液体组合、暂堵转向等工艺仍可实现复杂缝网改造;2实现了超高温深层储层一体化改造技术,通过管柱安全力学校核、施工压力预测、求产与试采产能影响分析等,将以往的多次工序改为勘探求产和开发生产的一体化管柱,降低安全风险;3形成了180℃超高温、5 000 m超深碳酸盐岩储层"多级注入、暂堵转向、加砂酸压"工艺技术,实现了层间暂堵、层内转向的体积改造目标;4优选出180℃超高温羧甲基压裂液和酸液体系,180℃、170 s^-1下剪切120 min压裂液黏度仍保持在80 mPa·s,酸液在180℃条件下,170s^-1剪切60 min,黏度达30 mPa·s。该技术在安探1x井大规模施工,排量达11 m³/min,确保了大规模（3 000 m³）、高泵压（80~90 MPa）、多种组合液体（压裂液、酸液）、超高温（180℃）等各种不利条件下长达6 h安全、高效实施及后续半年以上安全稳产。经微地震监测和模拟表明,改造体积比以往改造技术增加3.5倍,实现了长、宽、高三维立体改造。压后产气量为40.9×10⁴m³/d,产油量为71 m³/d,试采井口压力保持在25 MPa以上,稳定产气量达10×10⁴m³/d,实现了勘探与开发、地质与工程一体化设计目标。     

鄂尔多斯盆地某地区石盒子组低渗透天然气储层产能测井预测

在油气田勘探与开发中,低渗透储层产能测井预测是一个关键也是一个难点。依据测井、测试和岩心实验资料,首先针对自然生产与压裂生产的不同生产措施,确定物性下限,孔隙度10%、渗透率1×10^-3μm²为自然生产储层物性下限,孔隙度6%、渗透率0.1×10^-3μm²为储层产能物性下限;然后根据生产情况,将产能分为自然生产、压后产气大于10 000m³/d、压后产气3 000～10 000m³/d和压后无产4个等级,总结常规测井响应特征,采用自然伽马与密度—中子视石灰岩孔隙度差值结合储层孔隙度、渗透率建立产能分级预测模型;其次由渗流力学和毛管理论可知,压后每米无阻产气量与可动流体孔隙度呈现指数关系,利用核磁共振测井确定储层有效流动孔隙度,建立压后每米无阻产气量测井定量预测模型;最后将产能测井预测模型应用于鄂尔多斯盆地某地区石盒子组低渗透天然气储层的产能预测,预测结果与测试结果符合很好,压后定量预测结果与测试结果相对误差均在10%以内。