致密气藏低伤害压裂液研究及应用

致密气藏通常具有低孔、低渗、低压、强水锁等特性，减少外来液体侵入储层，加快压裂液返排，提高压裂液返排率，将直接影响压后的单井产量。针对鄂北塔巴庙地区上古生界气藏石盒子组盒1段和山西组山1段，在充分认识储层地质特征的基础上，对N2增能水基压裂液进行了大量的室内研究，以尽可能降低由于压裂液侵入储气层而造成的伤害。试验表明，N2增能水基压裂液能较好地降低储层喉道毛细管的界面张力，有利于压裂后残液的返排，降低了对储层造成的伤害，其性能指标满足压裂工艺对储层改造的要求。通过现场实施，该压裂液配方体系能较好地满足压裂工艺及储层的物性，提高了压后压裂液返排率，取得较好的单井产量。     

低压低渗气藏低伤害压裂液研究与应用

对于低压低渗气藏,能否减少外来液体侵入储层、加快压裂液返排、提高返排率,将直接影响压后的单井产量.针对鄂北塔巴庙地区上古生界气藏特征,对N2增能水基压裂液进行了大量的室内研究,以尽可能降低由于压裂液侵入储气层而造成的伤害.现场实施表明,优质低伤害N2增能压裂液体系具有起泡、稳泡能力强,流变性能、携砂能力好,低滤失,破胶快,低伤害等特点;该压裂液体系能较好地满足压裂工艺要求及储层的物性条件,提高了压后压裂液返排率,取得显著单井增产效果,从压裂液的返排看,各井均提高了自喷量,缩短了排液周期,且返排的压裂液破胶液粘度小于3 mPa·s,压裂液平均返排率由原来的60%提高到83%以上,达到了少进液、快返排、低伤害的设计要求.     

致密砂岩气藏压裂液高效返排技术

压后返排是水力压裂作业的重要环节,低渗致密油气藏压裂液的高效返排,是保证压裂效果的关键所在,直接影响压裂改造的效果。通过低渗致密油气藏压裂液返排机理的研究,分析了影响压后压裂液返排的影响因素除了基本地质特征外,主要有压裂液的水锁伤害、启动压力的和返排压差。在此基础上,通过研究,提出了低渗致密油气藏压后高效返排的技术对策,即,以高效返排压裂液和压裂液强化破胶为技术核心,以纤维加砂、液氮伴注、工艺优化和压后返排控制为关键技术,实现低渗致密油气藏压裂后压裂液高效返排。高效返排工艺技术在川西致密气藏应用效果良好,大大地缩短了返排时间,提高了压裂液的返排率和返排效率,有效的降低了压裂液对储层的伤害,保证了压裂改造的效果．     

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长庆气田为低压、低渗气藏，压力系数低、非均质性强，气藏类型复杂，压裂液对储层容易造成伤害。为了降低伤害，在地质特征分析的基础上，对压裂改造中引起储层伤害的因素进行了分析研究。通过岩心伤害流动实验、电镜对比分析、压裂液残渣粒径分析等室内实验研究认为，储层压力系数低、稠化剂的大分子集团对储层造成的伤害是引起伤害的主要因素，而储层的敏感性伤害、压裂液残渣的伤害虽对储层造成一定的影响，但并不是造成伤害的主要因素。在伤害因素分析的基础上，还阐述了目前在长庆低压、低渗气田应用的CO₂压裂和液氮全程伴注技术取得了较好的效果，特别是液氮全程伴注技术已得到了较大范围的应用，排液周期进一步缩短、返排率显著提高，压后不能及时喷通的井明显下降。同时结合压裂液伤害的主要因素，提出了压裂液发展的新技术思路。     

CO2压裂技术在苏里格气田的应用

针对苏里格气田低压、低渗气藏的特点,以及常规压裂压后液体返排困难,储层水伤害严重的问题,研究利用CO2压裂技术提高压裂液返排效果,减少储层伤害。有针对性地研究了CO2压裂工艺的原理、压裂优化设计技术及压裂配套工艺等。该技术在长庆油田苏里格气田的现场应用表明,应用CO2压裂技术降低了压裂液对气层的伤害,提高了气井单井产量和压裂效果。     

页岩气井返排规律及控制参数优化

压后排液作为压裂和后期生产“衔上接下”的关键一环,页岩气井压裂后返排控制参数的选择及返排制度的制定还一直处于探索阶段,返排控制参数对页岩气井返排率及气井产量的影响尚不明确,返排关井时间、返排油嘴使用和更换基本都凭经验和固定模式。通过某区大量页岩气井返排数据分析,研究了返排速度、压裂+关井期间压裂液与页岩作用对返排率和气井产量的影响,明确了页岩气井压后返排作法,研究结果表明,提高返排率有利于提高页岩气井产能,但返排率不是决定气井产能高低的关键因素;页岩气井压裂施工结束后关井有利于人工裂缝的继续扩展,提高单井产量,但关井时间过长会引起大量的压裂液滞留于地层对储层造成伤害,反而降低气井产能;提出开井初期采用慢返排模式更有利于提高返排率和单井产能,采用对“油嘴进行控制、逐级放大、连续、平稳”的排液制度。页岩气井返排规律及控制参数优化结果为该区块页岩气井压后返排控制参数的优化提供了依据。     

低渗致密气藏压裂返排数值模拟研究

气井压裂返排情况直接影响着低渗致密气藏气井压后的产能和稳产时间。考虑侵入区渗透率的损失、不同区域相渗曲线的差异,同时考虑返排初期含水饱和度和地层压力的不均匀分布,应用局部网格加密、示踪剂追踪、饱和度分区等方法建立了压裂返排的气水两相黑油模型。以示踪剂产量递减率定义了压裂返排结束的标志,研究了低渗致密气藏压裂液的滞留机理,分析了裂缝导流能力和侵入区渗透率损失对气井稳产时间和初期阶段返排率的影响。研究表明:平面上气体沿井眼处指进突破、侵入区高毛管力形成的渗吸效应、裂缝内部纵向上气椎的形成是造成低渗致密气藏压裂液滞留的主要原因;裂缝导流能力在40 D·cm左右、侵入区渗透率损失系数在小于0.3时,既有利于压裂液的返排,同时又不会降低气井的稳产时间。为制定压裂施工设计和指导压后产能评价工作提供了理论依据。     

液氮伴注压裂工艺技术研究与应用

针对低压低渗气藏水基压裂液压裂后,液体返排率低等问题,在室内研究了液氮伴注压裂工艺技术。通过现场试验表明,该工艺具有压后压裂液返排率高、滤失低、对储层伤害小等特点。     

低渗致密凝析气藏压裂难点及对策

GM区块沙溪庙组气藏埋深2 300~3 100 m,平均孔隙度8.24%,渗透率0.22×10-3μm2,为低孔低渗致密储层。该类储层压后排液过程中井口压力下降快,返排率低,产量下降快,主要原因是储层的强应力敏感性、地层出砂及凝析油对储层的伤害。针对以上问题,提出了优化压裂液配方和支撑剂组合及控压排液对策。优化的压裂液中破乳剂加量为0.1%,防膨剂加量组合为0.5%WD-5+0.5%BM-B10+1%KCl,支撑剂采用80%的30/50目+20%的40/70目陶粒组合,排液压力控制在15 MPa以上。最终形成了适用于GM沙溪庙凝析油气藏的压裂技术,现场应用18口井均取得较好效果,较前期平均单井测试产量提高129%。     

提高川西浅中层气藏压后增产效果的对策

针对川西浅中层气藏存在的小规模加砂压裂增产效果差、压裂液返排率低、储层伤害大等问题,分析了提高压后天然气增产效果的大型加砂压裂与纤维加砂高效排液技术对策.大型加砂压裂造缝长度大,沟通的储层范围广,压后增产效果好;高效返排工艺能有效提高压裂液的返排速度和返排率,减少压裂液在地层中的滞留量,进而降低储层伤害,有效提高压后天然气的产能.现场应用结果表明,大型加砂压裂和高效返排工艺是有效提高川西浅中层气藏压后天然气增产效果和采收率的技术良策.     

致密碳酸盐岩储层复合缝网酸压技术研究及矿场实践——以大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层为例

大牛地气田下古生界马五₅碳酸盐岩储层为低孔、低渗致密储层,储层丰度低,天然裂缝发育,常规酸压技术改造体积有限,水平井投产后产量递减快,稳产难度大。针对这些问题,分析了大牛地气田下古生界马五₅碳酸盐岩储层岩石脆性指数特征,开展了复合缝网酸压技术研究,采用“大排量前置液造缝+大规模胶凝酸缝网酸压+后置支撑剂保持裂缝导流能力”的设计思路,将水力加砂压裂与胶凝酸酸压复合,并优选复合缝网酸压线性胶前置液体系、胶凝酸体系及组合支撑剂体系,优化复合缝网酸压施工排量、施工液体用量比例及支撑剂用量等施工参数。矿场实践表明,该技术对大牛地气田下古生界马五₅碳酸盐岩致密储层具有较好的适用性和显著的改造效果,对大牛地气田下古生界气藏的大规模建产意义重大。     

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...     

凝析气藏压裂返排参数对气井产能的影响

为了确定低渗透凝析气藏压裂后的最佳返排速率，首先建立压裂返排物理模型，然后通过保角变换，将压裂后形成的椭圆形流动区域转化为圆形流动区域，利用平面径向流产能公式确定压裂后气井的产能。利用该产能模型进行实例分析，发现凝析气藏压裂返排速率影响气井的产能，返排速率过快或过慢都会降低气井的产能。中原油田白庙断块沙三中亚段以100m^3／d左右的初始返排速率返排，压裂后将获得最高产能15000m^3／d。     

自生热类泡沫压裂液在川西地区J3ｐ气藏的应用

川西地区J₃ｐ气藏温度低，压裂液破胶困难，甚至不能完全破胶，对储层伤害大，且容易引起支撑剂回流，降低裂缝导流能力和刺伤井口排液或输气油嘴，给测试及输气生产带来安全隐患；储层渗透率低，孔隙结构差，孔隙喉道微小，黏土矿物含量高，滤失极易导致储层伤害；气藏压力低，残液返排率低，对储层伤害大。自生热类泡沫压裂液能通过化学反应在地层中产生大量的热能和气体，使地层温度升高，促成冻胶压裂液快速而彻底破胶；产生的气体能形成泡沫，并优先占据储层岩石的孔隙和喉道而降低滤失；形成的高温气体具有自动气举作用，使残液返排率显著提高。因此，自生热类泡沫压裂液能有效解决低温低压气藏压裂改造中的储层伤害问题，应用于川西J₃ｐ气藏压裂改造效果良好，值得推广应用。     

拖动管柱水力喷射分段压裂工艺在HH42P1井的现场试验

红河油田长9储层属于低孔、特低渗油藏,该油藏油水关系复杂,勘探开发难度大。区块单井自然产能较高,但含水上升较快,产量递减明显。为了经济有效开发该类难动用油气资源,进一步提高单井产能,针对长9油藏水平井试验区油藏地质及HH42P1井水平井段储层特点,采用拖动管柱水力喷射分段压裂技术进行分段压裂试验。同时利用全三维压裂设计软件对压裂施工程序进行优化,筛选了适合水平井水力喷射分段压裂改造的射孔位置、喷嘴类型及型号、压裂液及支撑剂体系。该井分5段进行了压裂改造,压后增产效果明显,平均日产液量20.15 m3,平均日产油量6.39 t。该工艺与常规加砂压裂工艺相比,不仅降低了油井的含水率,实现了油井增产,而且延长了油井稳产周期,适合在红河油田油水关系复杂的长9储层推广应用。     

致密气藏防水锁易返排滑溜水研究与应用

吉林油田致密气储层微纳米级孔隙发育,喉道窄小且连通性差,属低孔低渗储层。随着气藏的长期开发,地层压力、产能的逐渐降低,水锁伤害的影响逐渐显现,导致压后返排难度大,加之黏土的膨胀运移与堵塞,进一步降低了储层有效渗透率,严重制约了气藏采收率的提高。针对此问题,研发了防水锁易返排滑溜水压裂液体系,该体系主要由减阻剂XY-205、纳米微乳助排剂与黏土稳定剂XY-63组成。实验证明该体系具有速溶与低黏特性,能够满足快速连续混配要求,减阻率能够能达到70%以上,表面张力比常规气井滑溜水降低40%以上,利于致密气井压后助排,且能够较好地抑制黏土膨胀,对地层伤害小。该滑溜水对岩心的伤害率为9.45%,24 h岩心渗透恢复率接近90%,解除水锁伤害程度较高。该滑溜水体系在致密气区块现场应用4口井,压裂成功率100%,压后返排率提高2倍以上,试气效果显著,具有较好的大规模推广应用前景。      

致密气藏防水锁易返排滑溜水研究与应用

吉林油田致密气储层微纳米级孔隙发育,喉道窄小且连通性差,属低孔低渗储层。随着气藏的长期开发,地层压力、产能的逐渐降低,水锁伤害的影响逐渐显现,导致压后返排难度大,加之黏土的膨胀运移与堵塞,进一步降低了储层有效渗透率,严重制约了气藏采收率的提高。针对此问题,研发了防水锁易返排滑溜水压裂液体系,该体系主要由减阻剂XY-205、纳米微乳助排剂与黏土稳定剂XY-63组成。实验证明该体系具有速溶与低黏特性,能够满足快速连续混配要求,减阻率能够能达到70%以上,表面张力比常规气井滑溜水降低40%以上,利于致密气井压后助排,且能够较好地抑制黏土膨胀,对地层伤害小。该滑溜水对岩心的伤害率为9.45%,24 h岩心渗透恢复率接近90%,解除水锁伤害程度较高。该滑溜水体系在致密气区块现场应用4口井,压裂成功率100%,压后返排率提高2倍以上,试气效果显著,具有较好的大规模推广应用前景。     

凝析气藏压裂返排参数优化

低渗透凝析气藏开采过程中，为保证气井有较高的产量和提高气藏产能，需要实施水力压裂的措施来改善地层渗流能力，而压裂后的返排过程影响到液锁对地层的伤害程度。建立压力返排模型和压裂后的产能模型，确定合理的返排速度，是保证压裂施工返排成功的基础。首先构建压裂返排物理模型，然后通过保角变换，将压裂后形成的椭圆形流动区域转化为圆形的渗流区域，利用平面径向流产能公式来确定压裂后气井的产能。利用返排模型可以确定出压裂返排过程中裂缝和地层内的压力分布，结合产能模型可以确定出不同返排速度时两种液锁现象对产能的影响。实例分析表明，凝析气藏压裂返排速度影响气井的产能，返排速度过快或过慢都会降低气井的产能，中原油田白庙断块沙三段以100 m³/d左右的初始返排速度返排，压裂后将获得最佳的产能。