超高温储层深度酸压液体体系研究与应用

为解决牛东1井储层改造超高温(201 ℃)液体造缝效率低、酸岩反应剧烈、管柱腐蚀高、改造程度差的突出技术瓶颈问题,对比了3套压裂液体系,开展了抗超高温200℃液体体系配方研究及耐温性能评价;利用数学计算及裂缝模拟方法,建立了能模拟100～350m3不同用液量、造缝长度与储层温度场变化的新方法,优选出具有高效前置造缝性能及有效降温用量的压裂液,达到抗高温造长缝目的;在酸液体系上进行40余块岩屑酸蚀反应实验,利用4种酸液配方模拟与地层反应下酸液黏度性能实验,研究出具有耐缓速、清洁低伤害、低成本、固液转向功能的新配方体系,满足了该井深度体积酸压技术对液体的要求,填补了国内超高温200℃储层改造技术的空白.现场应用实现重大突破,对牛东及渤海湾盆地深层勘探具有里程碑意义.     

多级交替注入酸压工艺在大湾地区的应用

川东北大湾地区海相碳酸盐岩气藏具有温度高、压力高、致密化程度高、埋藏深、非均质性严重、裂缝较发育但分布不均等特点,在进行酸压改造作业时,酸压反应速度快、滤失大,导致酸蚀缝长不足,削弱了酸压改造的效果。根据该地区具体地质特点,提出了"压裂液+胶凝酸"多级交替注入工艺,优选了对应的压裂液和胶凝酸酸液体系,并在大湾1井实施多级交替注入酸压现场试验,取得了较好的增产改造效果,表明该工艺在大湾地区具有较好的适用性。     

异常高温胍胶压裂液体系研制与应用

目前国内常规的压裂液体系仅适用温度150℃以下的地层。室内对影响超高温压裂液性能的主要添加剂——稠化剂和交联剂进行了改性,通过严格控制反应条件,得到低残渣、高黏度的超高温胍胶稠化剂GHPG和超高温延迟交联剂BA1-21,研制出耐温190℃以上的超高温压裂液体系。对超高温改性胍胶的性能进行了评价,对超高温压裂液体系交联剂延迟交联性能、耐温耐剪切性能进行了评价。在ZG63井实施压裂改造8d后,压裂液返排率74.9%,平均产气6000m3/d,初步达到了改造储层并认识储层的效果。该技术对国内深层超高温储层压裂具有一定指导意义。     

碳酸盐岩油藏定点射流深度均衡酸压工艺研究及应用

桩西油田桩斜169块属裂缝性碳酸盐岩储层,采用打孔筛管完井,油层埋藏深、地层温度高、油层跨
度大,采用常规盐酸笼统酸压工艺易导致酸岩反应速度快、酸压不均匀。为此,评价了高温酸化缓蚀剂,优选出了
黏度高、穿透能力强的胶凝酸配方,优化了耐高温压裂液配方。在此基础上,开展了均衡酸压工艺优选以及参数优
化!形成了针对桩斜169块高温、深层、大跨度油井前置压裂液+胶凝酸多级交替注入的定点射流深度均衡酸压工
艺。现场应用表明,新型酸压工艺沟通了储层远处的天然裂缝,实现了纵向各层的均衡改造,取得了较好的改造效
果!为桩斜169块后续投产井的酸压改造提供了有效的技术支撑。     

碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术研究及其在大港油田的应用

酸压是碳酸盐岩储层改造的重要手段,但酸压存在酸液滤失量大、刻蚀裂缝不连续、很难形成深穿透长缝且裂缝易闭合等缺点。国内外对碳酸盐岩储层加砂压裂进行了尝试。通过总结碳酸盐岩储层加砂难点,从加强改造目的层物性资料研究、提高小型测试压裂的评价指导作用、降低压裂液滤失,提高压裂液效率、主压裂之前的前置酸处理+Na2CO3溶液液垫技术,以及优化施工工艺和研制新型压裂液等方面,提出了针对性对策。在大港油田成功应用4井次,取得了良好效果。     

低分子量聚合物压裂液的研究及其在塔河油田的应用

针对瓜胶压裂液成本大幅增加的问题,在塔河油田开展了替代瓜胶压裂液的聚合物压裂液研究,形成了一套满足现场酸压施工要求的聚合物压裂液体系。该聚合物压裂液具有较好的延迟交联、耐温耐剪切性能、携砂性能和破胶性能,摩阻低,每1 000 m摩阻可比瓜胶压裂液低0.8 MPa。现场选取了TH-1井等14口井进行聚合物压裂液冻胶+胶凝酸前置液酸压试验,获得良好增油效果。并且,聚合物压裂液价格比瓜胶压裂液降低了35%,有效降低了酸压措施成本,提高了经济效益。     

奥陶系深层碳酸盐岩酸压机理与深度酸压工艺优化

奥陶系深层碳酸盐岩已成为长庆天然气勘探的重要领域,但与常规白云岩储层相比,奥陶系深层碳酸盐岩储层埋藏深、储层致密、灰质含量高,酸岩反应速度快,常规酸压改造酸蚀裂缝缝长短,单井产量较低,需开展酸压机理研究和深度酸压工艺优化,提高酸压改造效果。针对储层地质特征和酸压改造需求,通过开展酸岩反应动力学实验、酸蚀程度评价、酸压数值模拟,明确了不同白云石含量碳酸盐岩储层酸岩反应机理的差异性:随着白云石含量的降低,灰质含量的增加,反应速度加快,岩石表面酸蚀程度高,但酸蚀裂缝长度降低,应强化不同白云石含量碳酸盐岩储层改造的差异化设计。以"先造压裂缝、后酸蚀"的改造思路,优化形成了"前置液造缝、多体系酸液交替注入、缝内转向"为核心的深度酸压技术,通过酸液和压裂液共同作用,形成水力裂缝、酸蚀裂缝与基质溶孔连通的裂缝网络,现场试验取得较好增产效果。     

交联酸携砂压裂工艺在碳酸盐岩储层的应用

近年来,针对碳酸盐岩的储层改造,中外已形成了以深度酸压为主体的各种酸压技术,同时还尝试了加砂压裂改造。在分析酸压和加砂压裂不足的基础上,针对长庆气田下古生界碳酸盐岩储层特点开发了交联酸携砂压裂工艺,交联酸压裂液具有黏度高、滤失低、摩阻低、易泵送、酸岩反应速度慢、造缝效率高、返排容易、流变性好、能携砂等一系列优点,从而实现酸液体系深穿透、提高酸蚀裂缝导流能力、延长压后有效期、提高单井产能的目的。从2006年以来先后运用该技术在靖边气田对碳酸盐岩储层进行交联酸携砂压工艺改造试验,与邻近井的其他施工工艺增产效果相比有一定的优越性。     

杨税务深潜山AT3井复合酸压改造工艺技术

廊固凹陷杨税务潜山奥陶系碳酸盐岩油气藏储层具有埋藏深、温度高、岩性致密、非均质性强等特点,实现有效改造、达到高产稳产的难度大。因此,研究了"多级注入酸压,纤维（颗粒）暂堵转向,加砂酸压"三项工艺,优选了"高温中性交联压裂液、高温清洁自转向酸、低摩阻滑溜水"3种措施液体系及暂堵转向（剂、球）技术,形成了具有耐高温、低摩阻的措施液体系,以及复合转向及多级注入加砂酸压工艺。在该区AT3井进行了现场应用,获得了日产气50×104 m3,日产油35 t的良好效果,实现了均匀酸化、造复杂缝网、沟通远井区域优势储层、提高纵向动用程度、提高人工裂缝导流能力的目的,满足了该类型储层大型体积酸压改造的需求。      

异常高压深井裂缝性厚层砂岩储层“酸化+酸压”技术

塔里木油田库车前陆冲断带气藏地层压力高、天然裂缝发育,钻井过程中漏失严重。岩心造缝及岩心流动实验结果表明,常规基质酸化不能有效解除污染,需要能够使天然裂缝张开的"酸压"工艺才能有效解除深部钻井液污染;同时,针对长井段合理布酸需要,推导了黏性暂堵酸化机理,指出增大暂堵酸液黏度有利于合理布酸;结合二者,提出了针对高压天然裂缝性砂岩储层的暂堵酸化+砂岩酸压改造工艺。KS2井现场应用表明,该工艺对改造该类储层适应性强,增产效果显著,对同类储层的增产改造具有一定的指导意义。     

塔里木盆地顺北超深断溶体油藏特征与启示

近年来,塔里木盆地顺托果勒低隆起发现了10亿吨级的新类型油藏——顺北超深断溶体油藏。通过深化顺北地区油气成藏地质条件认识,突破了构造低部位岩溶储层欠发育的限制,提出走滑断裂带构造破裂作用为主的叠加后期埋藏流体改造也可形成规模储层。走滑断裂带多期活动对储层改造、圈闭形成和油气运聚具有重要的控制作用,建立了顺北超深断溶体油气藏“寒武纪多期供烃、深埋断溶成储、原地垂向输导、晚期成藏为主、走滑断裂控富”成藏模式,初步提出了顺北断溶体油藏富集的主控因素。顺北超深断溶体油藏作为一种新类型油藏,丰富了海相碳酸盐岩油气成藏理论,展现了超深层海相碳酸盐岩巨大的勘探潜力,是盆地未来油气增储的重点领域。     

顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术

顺北油气田碳酸盐岩储层具有超深、高温和高破裂压力等特点,酸压改造时存在酸蚀裂缝短、导流能力递减快等问题,为此,提出了应用深穿透酸压技术对超深碳酸盐岩储层进行改造的技术思路,并进行了技术攻关研究。合成了酸用稠化剂、高温缓蚀剂,研制了抗高温清洁酸,并进行了酸液非均匀刻蚀导流能力试验,分析了在闭合应力为20～90 MPa时仅注入清洁酸、仅注入胶凝酸和先注入清洁酸再注入胶凝酸3种注酸方式下裂缝的导流能力;同时,研究了酸液非均匀驱替流动机理,优化了非均匀刻蚀酸压工艺参数。研究发现,采用“清洁酸+胶凝酸”组合注入模式,不仅酸蚀裂缝导流能力有较大幅度提高,有效缝长也增加近1倍。超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术在顺北油气田进行了5井次现场试验,酸压施工成功率及有效率均达到100%,酸压后平均日产油107.7 m3,平均酸蚀缝长133.20 m,取得了明显的储层改造效果。研究认为,顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术可极大改善超深碳酸盐岩酸压效果,可为国内类似储层的酸压改造提供借鉴。      

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。     

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针对松滋油田鄂深10井压裂施工大量前置液滞留地层,造成裂缝伤害的具体情况,设计了一套清洗酸液体系。在室内设计出模拟鄂深10井裂缝伤害过程的环流实验流程和实验方法,这套方法能模拟压裂液由地面进入地层的动态过程,能模拟压裂液不彻底破胶或压裂液残渣残留对裂缝造成的伤害。通过环流实验,证实所设计的清洗酸液体系能有效分解瓜胶残渣,解除裂缝堵塞。根据鄂深10井地层伤害特点,在施工工艺设计上采用大剂量、大排量的裂缝清洗剂,跟进较高浓度盐酸,达到清洗裂缝和改善近缝地层的渗透性的目的。施工结果表明,通过裂缝清洗和酸化改造,该井产能得到了较大程度提高。     

顺北油田缝内转向压裂暂堵剂评价实验

缝内暂堵压裂是开发断溶体油藏的关键技术之一,该工艺可以使新裂缝在已压出裂缝的其他位置起裂,从而大幅度提高井周弱势通道的动用程度,增加裂缝复杂度,达到增产的目的。顺北油田奥陶系油藏埋深大,缝洞特征明显,温度可达到160℃,导致普通可降解型堵剂快速失效,为此优选了一种油溶性树脂粉,开发了一种自降解颗粒。基于桥堵机理明确了粒径配比和有效暂堵厚度要求,对堵剂稳定性及高温下的降解、吸水后的膨胀情况进行了评价;通过改进的驱替装置对堵剂在裂缝中形成的暂堵隔板强度进行了评价;最后反向注入,记录解堵情况。实验结果表明：油溶性树脂粉不溶于水和酸、碱,但任何温度下都可溶于油,厚度为14 cm的油溶性树脂粉暂堵隔板在不同粒径颗粒质量比为1.0：2.0：2.3时,可耐受10 MPa的压力;A型自降解颗粒不溶于酸、碱、盐,且不溶于油,在高温油相或水相中均可自我降解,厚度为16 cm的A型自降解颗粒暂堵隔板在不同粒径自降解颗粒质量比为1.0：1.3时,可耐受10 MPa的压力。该研究成果为顺北油田提供了2种暂堵压裂时使用的暂堵剂。     

超深断溶体油藏油井见水特征及生产制度优化——以塔里木盆地顺北油田Z井为例

为优化超深断溶体油藏油井见水后的生产制度,以塔里木盆地顺北油田Z井为例,利用油藏工程与数值模拟方法,结合动态和静态资料,分析油藏地质特征和油井见水特征,对比见水前后油井产能差异,计算水侵速度和动用储量,并利用数值模拟方法研究水窜特征,优化见水后油井的生产制度。结果表明,Z井流入动态曲线之所以呈上翘型,是因为降低井底流压或增大井底生产压差后流体存在高速流动,且超深断溶体油藏中有新的缝洞体开启,增加了新的流动通道,导致油井采油能力大幅度增加;油井一旦见水,日产油量急剧下降,油井产能损失大;Z井动用储量约为338×10⁴ t,底水侵入时间为2020年1月,水侵速度约为0.61×10⁴ m³/月,到2020年11月3日,Z井水锥位置距离初始油水界面约395 m,距离井底约131 m;推荐Z井合理生产制度为7 mm油嘴。矿场应用后日产油量由96 t增加至170 t,含水率控制在2.00%以内,达到较好效果。     

深层页岩压裂工艺优化与现场试验

深层页岩埋藏深、岩性差异大、地应力高,压裂改造时存在施工压力高、裂缝导流能力低、改造体积偏小、压后初产效果差等问题。在分析深层页岩地质特征参数和综合评价可压性的基础上,分析了体积改造面临的技术难点并提出了技术对策,形成了基于气藏数值模拟、诱导应力计算和压裂模拟相结合的深层页岩压裂优化设计方法,并从压裂效果最优角度分析计算了压裂段/簇参数、射孔参数、施工参数。结合丁页2HF井大规模压裂现场试验,探讨了深层页岩压裂工艺实施与控制方法,分析了现场压裂施工压力响应特征,对前置液用量、胶液造缝时机和起步砂比等进行逐段优化与参数精细调整控制,形成了"预处理酸+中黏胶液+滑溜水+低黏胶液+中黏胶液"的组合压裂工艺模式,提高了深层页岩压裂的有效性。丁页2HF井完成12段压裂,压后初期产气量达10.5×104 m3/d,为深层页岩气储层压裂改造提供了技术借鉴。      

玉探1井致密油藏超深井压裂工艺

玉探1井是吐哈盆地的一口预探直井,压裂目的层埋深6 056~6 063 m,温度150 ℃,孔隙度为8.42%,渗透率0.495×10?3 μm2,压力系数1.26,最小主应力118~124 MPa,属典型超深、超高温、超高压、致密储层。玉探1井的开发成功将实现台北凹陷勘探的重大突破。该井是吐哈油田目前最深的一口井,压裂增产改造面临施工压力异常高、对压裂液性能要求高、管柱风险大等一系列难题。该井首次压裂前进行小型压裂测试,通过压降测试数据和阶梯降排量分析求取摩阻、渗透率及裂缝延伸压力。首次压裂时,采用150 ℃超高温有机硼延迟交联压裂液、控排量、套管双平衡压力保护、段塞式加砂的方式进行压裂改造,但由于施工时井口压力太高,未完成设计加砂量。重复压裂时,在首次压裂技术的基础上添加了人工遮挡层技术,并采用密度为1.12 g/cm3超高温延迟加重压裂液,使井口压力降低7~9 MPa,顺利完成设计加砂量。玉探1井压裂试验成功,标志着油田压裂技术迈上了“超深、超高温、超高压”三超井压裂的新阶段。     

DY2HF深层页岩气水平井分段压裂技术

DY2HF井是位于川东南丁山构造、目的层为龙马溪组海相页岩气的重点探井,具有高温、超高应力的特点。为解决该井压裂作业存在的施工压力高和加砂困难等难题,开展了深层页岩气水平井分段压裂技术研究。根据丁山页岩特征和地应力状态,进行了井口施工压力预测和排量优化,建立了水平井段多裂缝覆盖率计算模型,并结合诱导应力场计算结果进行了段簇优化。根据页岩气网络压裂技术的特点及该井的具体情况,确定采用高减阻低伤害滑溜水和活性胶液进行混合压裂,采用低密度高强度覆膜支撑剂进行组合加砂,并对压裂参数进行了模拟优化。DY2HF井分段压裂井口限压95 MPa,施工总液量29 516 m3,总砂量319 m3,最高排量13.6 m3/min,滑溜水减阻率达78%,胶液完全水化,压裂后获得高产工业气流,实现了深层页岩气水平井压裂技术突破。该井分段压裂结果表明,丁山等深层页岩气已经具备了有效勘探开发的技术基础。      

高温合成聚合物压裂液体系研究

根据高温低渗储层压裂改造对压裂液性能的要求,从聚合物分子结构分析入手,以聚丙烯酰胺、聚丙烯酸、2-丙烯酰胺基,2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体,合成新型耐高温聚合物,并对其性能进行了评价。实验结果表明,剪切3 h后,压裂液黏度降低1.4 mPa.s,剪切稳定性良好,并且剪切恢复性较好。随着温度的增加,压裂液交联时间逐渐缩短。该压裂液耐温可达170℃。在60℃时,聚合物压裂液破胶困难,可以通过提高破胶剂加量以提高压裂液破胶效果。聚合物压裂液的残渣率为0.83%,对岩心的伤害率为16.7%,对支撑裂缝导流能力的伤害小于植物胶压裂液。适合高温低渗储层的压裂改造。