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低成本加重瓜胶压裂液的性能与应用 总被引:2,自引:1,他引:1
为了降低高密度加重压裂液成本,室内试验筛选了一种无机盐加重剂,使得压裂液的密度达到1.32 g/cm3,比氯化钾加重压裂液最大加重密度(1.15 g/cm3)大幅提高,与溴化钠加重压裂液相比,相同密度压裂液可节约加重剂成本3000元/m3左右。介绍了无机盐加重瓜胶压裂液的性能,现场实施5井8层,施工成功率100%,有效率100%,压裂试油产量均增加2倍以上,其中2口井天然气产量突破百万方,改造效果显著,可满足塔里木油田库车前陆冲断储层压裂地质特征和压裂工艺的要求,为该区块通过压裂改造大幅提高单井产能实现效益开发提供了有力的技术支撑。 相似文献
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胜利油田桩120、桩121区块生产层系主要为ES2段,该层段由于地质沉积的特殊性,形成了以碳酸盐含量占50%左右,砂质成分占40%以上的特殊地层。认为该类储层的酸化增注应有别于常规砂岩和碳酸盐岩储层;确定了重复酸化酸液体系的优选原则,并在此基础上进行室内模拟试验研究,优选出了有机化学级达酸体系。该体系利用缓速剂在岩石表面的吸附,有机酸与碳酸盐反应平衡等机理,实现保护地层骨架,减少二次伤害,以及深度酸化的目的。针对回注污水主要由乳化油引起伤害的特点,采用有机溶剂前冲洗地层再酸化的技术进行施工。1997年9、10月在两区块各进行了1口井的先导性试验,酸化增注效果显著。 相似文献
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深井超深井碳酸盐岩储层深度改造技术——以塔里木油田为例 总被引:4,自引:1,他引:3
塔里木盆地碳酸盐岩储层具有埋藏深、温度高、油气藏类型复杂、非均质性强等特点,这使得储层深度改造技术成为世界级难题。在低伤害前置液、地面交联酸、乳化酸等材料技术飞速发展的基础上,通过建立大型物理模型,并对酸蚀裂缝导流、酸岩反应动力学等酸压裂机理进行深入研究,初步形成了适应不同储层特点的具有针对性的储层多元化深度改造技术,如深度酸压技术、水力压裂技术、交联酸加砂压裂技术等。塔里木油田碳酸盐岩储层改造的成果及现场应用情况也验证了上述工艺技术的有效性。 相似文献
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针对SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》压裂液性能评价标准未能模拟大规模体积压裂过程中压裂液剪切历史,尤其缺少过炮眼高速剪切对压裂液性能影响的重要环节,项目开展模拟体积压裂施工全过程压裂液体系性能测试方法探索性研究。参照现场实际施工排量,模拟压裂液流经管柱、炮眼和裂缝不同阶段的剪切历史,同时,以压裂液破胶低伤害为前提进行破胶剂量优化,在此基础上进行压裂液流变性能测试,保证压裂液满足施工过程具备携砂性能和施工结束后一段时间内完全破胶的双重要求;采用透明平行板模型,考察使用条件下压裂液动态携砂性能,测试结果为大规模体积压裂“全裂缝支撑”提供设计依据。新方法测试结果表明,复合交联瓜胶压裂液体系和交联聚合物压裂液体系通过高速炮眼后黏度损失较大;乳液缔合型压裂液体系对破胶剂敏感,在满足破胶低伤害的前提下,动态携砂性能难以满足裂缝远端支撑剂铺置要求;低浓度瓜胶压裂液体系添加优化用量破胶剂,体系在施工排量下动态携砂性能良好,满足裂缝远端支撑剂铺置的技术目标。 相似文献
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水力喷射酸压技术在轮南碳酸盐岩水平井中的应用 总被引:1,自引:0,他引:1
塔里木碳酸盐岩储层水平井采用封隔器分段改造分段数受到限制,在一定程度上制约改造效果.文章介绍一种通过井口的带压装置来操作,只需上提完井管柱即可完成多层改造的水力射孔酸压作业的技术.该技术不需要连续油管,在完井管柱底部接好喷射工具组合,再利用油管短节来精确定位需要改造的层位,喷嘴定位可以尽可能地选择孔、洞、缝发育点,从下到上逐层施工.此项技术在在塔里木油田轮古701 - H1井中首次应用,取得了良好的效果,该井改造后用5mm油嘴定产,油压为13.5 MPa,日产油达到125 m3,与同区块内轮古2 - H1井采用裸眼封隔器+滑套分段酸压相比,产量提高明显. 相似文献
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压裂液黏弹特性与悬浮支撑剂能力研究 总被引:1,自引:0,他引:1
压裂液黏弹性与悬浮支撑剂的能力息息相关,是压裂液性能的重要参数,也是决定压裂施工成败的关键因素之一。本文就羟丙基瓜尔胶HPG、合成聚合物FA92压裂液的基液和冻胶及黄原胶溶液进行了黏弹性和支撑剂单颗粒沉降速率测试。结果表明,HPG和FA92基液以黏性为主。稠化剂质量分数从0.2%增至0.5%时,20℃下二者的储能模量G′分别从0.16、0.12 Pa增至0.88、0.45 Pa,耗能模量G″分别从0.16、0.18 Pa增至1.86、0.86 Pa,支撑剂沉降速率分别从15.190、15.380 cm/min降至0.729、0.952 cm/min。浓度越高,黏性越大,对支撑剂的悬浮能力增强。温度升高,液体黏弹性减小。黄原胶溶液具有较大的弹性,且弹性远远大于黏性,20℃时0.5%黄原胶溶液的G′、G″分别为7.17、2.81 Pa,60℃时分别为5.774、2.514 Pa。20℃、60℃下支撑剂在0.5%黄原胶溶液中沉降速率分别为0、0.075 cm/min,悬浮能力强,可在非交联状态下作为压裂液使用。HPG和FA92冻胶以弹性为主。室温下,交联剂质量分数从0.1%增至0.5%时,HPG+硼砂冻胶、HPG+BCL-81冻胶、FA92+FAS-301冻胶的G′分别从0.29、0.13、0.56 Pa增至0.90、6.02、8.31 Pa,G″分别从0.50、0.75、0.87 Pa增至0.77、1.05、0.98 Pa,支撑剂沉降速率分别从0.891、0.094、0.015 cm/min降至0.009、0.006、0 cm/min。交联剂浓度越高,冻胶弹性越大,对支撑剂的悬浮能力越强。FA92冻胶的弹性较HPG冻胶的大,对支撑剂的悬浮能力最强。 相似文献
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文章通过室内实验和现场应用,证实一种复合暂堵剂能够更加有效的提高重复压裂效果,其关键技术是复合暂堵剂以及组合使用方式。复合暂堵剂由纤维状暂堵剂和颗粒状暂堵剂组成,其暂堵机理是首先利用纤维状暂堵剂实现裂缝缝口或缝内架桥,再利用颗粒状暂堵剂的可自身膨胀性形成有效封堵,达到裂缝重定向的净
压力,从而形成不同于老裂缝方向的新裂缝,更大范围的沟通原裂缝未波及区域的油气,同时两种暂堵剂均为可控降解材料,不会对储层造成新的伤害,进而能最大限度的提高油气产量。室内实验结果表明,通过“架桥+封堵”的暂堵技术可有效实现封堵,其封堵强度可达38Mpa, 现场施工压力分析表明“架桥+封堵”暂堵工艺有效,新裂缝起裂明显,压后增产效果显著,这种复合暂堵剂为提高重复压裂转向的可控性提供了手段,并能有效提高重复压裂成功率和改造效果。 相似文献