低伤害压裂液在川西侏罗系致密气藏后期开发中的应用

针对川西侏罗系致密气藏储层物性差、孔隙结构差、喉道微小、储层敏感性强和常规压裂液残渣形成滤饼及压裂液水相滤失量大和地层压力低而储层伤害大等难点,通过降低常规压裂液稠化剂浓度和调整其他添加剂等技术处理,形成了低浓度稠化剂低伤害水基压裂液体系,并将CO2泡沫压裂液和自主研发的自生热增压型“类泡沫压裂液”应用于川西侏罗系致密气藏后期开发中的加砂压裂改造。经对比实验研究证实,低浓度稠化剂水基压裂液能显著降低残渣形成滤饼后对储层的伤害,显著提高了支撑裂缝的导流能力,压后天然气增产效果明显,泡沫压裂液和自生热增压型“类泡沫压裂液”的滤失系数及伤害性远比常规压裂液小,增压助排作用明显．压裂返排率比常规压裂液高．采用“类泡沫压裂液”施工时,返排率最高达92％,平均为77．3％,比常规液氮拌注的平均返排率高38.3％。采用3种低伤害压裂液的施工井获得的天然气增产效果远比采用常规压裂液施工的井好,现场效果明显。     

巨厚低渗砂砾岩储层控缝高蓄能缝网压裂技术研究及应用

二连探区勘探开发的低渗透砂砾岩油藏具有储层物性差、非均质性强、纵向上砂层厚度大、夹隔层薄、存在微裂缝、分层控高压裂难度大等特点,采用常规压裂技术投产后表现为初期产量高,后期递减快,注水效果差,一旦注水见效后易形成注水大通道,导致储层水淹,严重影响开发效果。针对上述问题,根据砂砾岩脆性强、天然裂缝发育、两向水平主应力差值小等特点,采用低黏度变排量二次加砂组合控高工艺控制裂缝高度,研发了具有较强的洗油、润湿、破乳助排和黏土稳定性能的新型低伤害蓄能压裂液体系,应用了滑溜水+基液+弱交联冻胶组合工作液体系,形成了“组合控缝高工艺+规模缝网+最优主缝”蓄能缝网压裂技术。研究成果现场实施3口井,有效率100%,其中Ba77-21X井微地震裂缝监测解释储层改造总体积约为36.9×10~4m~3,压裂后井温测井显示裂缝高度有效控制在30m。     

二次加砂工艺技术在玛北百口泉组砂砾岩的应用

准噶尔盆地环玛湖凹陷西斜坡三叠系百口泉组砂砾岩储层厚度大,具有低孔、低渗特征,油层居于储层上部,局部存在水层,储层压裂改造难点是控制人工裂缝向下延伸以及支撑剂的合理铺置。所谓二次加砂技术,是在压裂过程中,完成第一级加砂后停泵,待裂缝闭合,进行第二级加砂,每级加砂都是相对独立完整的泵注过程,该技术具有下列优点:控制裂缝高度向下延伸,具有控缝高作用,二次加砂压裂后的裂缝长度大于一次加砂(同等加砂规模下);支撑剂向上充填,正好充填在油层位置,有利于油气生产;压裂缝具有支撑裂缝宽度大,填砂浓度高,导流能力强等优点,满足低渗透油藏对裂缝导流能力的要求。在二次加砂技术基础上,针对不同的储层类型,开发出三种组合压裂工艺,分别为二次加砂+分层压裂组合工艺、二次加砂+前置滑溜水组合工艺、二次加砂+控缝高组合工艺。经过多井次试验,三种工艺均获得理想压裂效果。实践证明,二次加砂及其组合技术在玛湖凹陷储层具有很好的适应性。     

超支化压裂液在川西致密气藏的应用研究

压裂液是影响支撑裂缝导流能力的主要因素之一.但常规胍胶稠化剂水不溶物含量高、压裂液破胶残渣多,给川西中浅层高效开发带来了极大挑战.通过低伤害压裂液优选,提出了采用超支化压裂液,降低压裂液成本、降低对储层伤害的思路.采用“准一步法”工艺,合成了超支化聚合物稠化剂,并通过交联剂、黏土稳定剂及破胶剂功能团优化设计和合成,研究形成了一种超支化压裂液体系.室内评价表明,该压裂液具有配方简单,交联后挑挂性好,耐温耐剪切性好,易破胶,破胶液表面张力低,残渣少等优点.成本对比表明,该超支化压裂液成本约为常规胍胶压裂液的77％,是一种“清洁”、低成本的压裂液体系.通过在川西某气田探边井应用表明,该压裂液施工摩阻约为常规胍胶压裂液的30％～50％,具有摩阻超低的特点,并且压后排液速度快、返排率高,在川西致密储层大型压裂改造中具有突出的成本与技术优势.     

定北区块复杂储层压裂工艺技术研究与应用

定北区块上古生界储层具有低孔、致密、高温、天然裂缝发育、基本无自然产能等复杂特征。勘探前期因地层参数缺乏．采用常规硼交联压裂液体系及常规压裂技术实施作业,压裂工艺的针对性不强,施工过程中极易出现砂堵现象。为此．开展了高温暂堵压裂液体系及测试压裂工艺技术应用研究,研制了有机锆交联高温暂堵压裂液体系,并选择定北7井2储层首先开展了小型压裂测试,获取了储层、压裂裂缝、压裂液等相关参数。根据测试压裂结果,对该储层进行压裂设计与施工：设计排量4．5m3／min．前置液比例37％,平均砂比24％,加砂量38m3,全程使用有机锆交联高温压裂液．前置液添加l％屏蔽暂堵剂。压裂施工结束后,对主压裂数据进行压力拟合,结果显示,研制的高温暂堵压裂液体系能满足区块高温、微裂缝发育储层的压裂造缝、携砂等施工需要,压裂改造达到了预期效果。     

阿尔油田低效注水井转采压裂技术探索

随着油田开发的不断进行,部分注水井效果变差、失效甚至出现水窜,使油田生产面临严峻考验。低渗透非均质油藏在毛管力作用下注水井周围油层中存在较丰富的剩余油,注水井转采后有利于克服贾敏效应和油层中固体颗粒的堵塞等现象,有效提高采收率。阿尔油田储层特征复杂,储层近物源快速堆积,横向变化大,非均质性强,物性差,在前人储层评价及压前评估基础上,开展了低效注水井转采压裂技术研究。通过厘清井间连通性及各小层注水情况,优化选井选层方案,采用数值模拟技术精细描述人工裂缝缝长对井组开发效果的影响,研发出适用于阿尔油田储层特征、抗剪切性能好、伤害低、残渣少的低浓度、低残渣弱交联压裂液体系。2017年现场实施低效注水井转采压裂6井次,成功率100%,压后平均日产液12.0t/d、日产油6.4t/d,为后续开发井网调整提供了可靠依据。     

不同支撑剂组合方式下页岩导流能力实验评价

为了深入了解多粒径支撑剂组合条件下页岩储层导流能力的大小,依据达西定律,采用API支撑剂实验装置,评价分析不同支撑剂质量比例、粒径、铺砂浓度、类型、流体类型、岩性等对导流能力的影响。实验结果表明：随着闭合压力增加,各种支撑剂组合方式下的导流能力都有很大程度下降;相同条件下,铺砂浓度与导流能力呈正相关关系,覆膜砂的导流能力高于石英砂,清水条件下的导流能力高于破胶液,硬度高的页岩储层导流能力高于硬度低的页岩储层;70/140目陶粒+40/70目覆膜砂+30/50目覆膜砂支撑剂组合,在质量比为1∶6∶3时导流能力最优;在高闭合压力下,70/140目陶粒+40/70目覆膜砂+30/50目覆膜砂组合的导流能力,略高于70/140目陶粒+30/50目覆膜砂+20/40目覆膜砂支撑剂组合。可见,对于较软地层采用覆膜砂组合支撑剂,更有利于长期保持较高的导流能力;压裂液选用时更要注重压裂液配方的低伤害性,以提高导流能力。     

页岩油复杂裂缝形态段塞处理技术研究

松辽盆地古龙凹陷页岩油是大庆油田重要的接替领域。由于古龙页岩油储层地质条件独特,水平页理纹层发育,压裂时在近井端易形成复杂裂缝形态,裂缝转角大,易脱砂,导致主压裂施工中加砂困难,压力波动幅度大,无法有效连续加砂。为降低连续加砂施工难度,基于流体力学理论和颗粒冲蚀理论建立模型,利用有限元迭代法模拟低砂比段塞阶段支撑剂对裂缝转角的冲蚀效应。模拟结果表明,裂缝转角处的冲蚀效应与排量和砂比呈正相关,与压裂液黏度呈负相关。基于模拟结果建立排量、砂比及压裂液黏度与冲蚀效应的关系图版,并依据图版对试验井低砂比段塞阶段压裂液物性排量等施工参数进行优化,施工排量16m³/min,在砂比5%、压裂液黏度20mPa·s条件下缝内冲蚀效果最好。充分利用段塞加砂阶段,打磨裂缝转角,控制近井端裂缝形态,降低连续加砂施工难度。     

准噶尔盆地石炭系火山岩储层支撑剂段塞技术研究与应用

在水力压裂过程中,准噶尔盆地石炭系火山岩裂缝性油气藏低砂比砂堵、施工压力升高等现象较为常见,导致石炭系储层改造规模受限、施工成功率低、增产效果差。支撑剂段塞技术是对付早期油气井砂堵的有效工艺措施之一。准噶尔盆地陆东石炭系与车排子石炭系由于岩石性质和裂缝发育情况等的不同,造成压裂时天然裂缝的开启宽度大小不同。通过段塞颗粒大小优选以及支撑剂浓度研究,确定了陆东石炭系气藏以及车排子石炭系油藏适合的支撑剂段塞技术。陆东石炭系火山岩储层天然裂缝发育,裂缝开度较大,支撑剂段塞宜采用较大粒径的40/70目陶粒;现场试验16井次,施工成功率93.7%,设计符合率93.7%。车排子石炭系火山岩储层微裂缝发育,裂缝开度较小,支撑剂段塞宜采用较小粒径的70/140目陶粒;现场试验10井次,施工成功率100%,设计符合率100%。     

水平井连续油管拖动压裂技术在大民屯油田的应用

大民屯油田沙四期发育一套低孔-特低渗砂砾岩储层,迫切需求既能满足分段压裂改造,又能实现压后迅速投产的水平井改造技术。连续油管拖动压裂技术是目前应用于水平井分段改造的成熟技术之一,该技术利用底部封隔器对已压层段进行隔离,通过油管注入实现喷砂射孔,环空注入实现加砂压裂,具有施工周期短、分层精细灵活、压后全通径等优点,对非常规低渗透储层水平井分段改造具有很高的适用性。连续油管拖动压裂工序主要由座封验封、喷砂射孔及压裂施工、解封及转层作业三大部分组成,工具串中水力喷枪和底部封隔器是关键部件,直接影响到单趟管柱的压裂级数。以大民屯油田S257-H4井为例进行水平井连续油管拖动压裂施工参数优化设计,并成功实施了5段压裂改造,该井压后将连续油管起出井口直接测试投产,初期日产量稳定在16.2t/d。     

扶余油田外围区块生物胶降黏压裂技术试验

扶余油田外围区块原油密度大、黏度高、凝固点高、含蜡量高,采用常规胍胶携砂压裂技术无法有效开采,压裂投产后初期产量较低,达不到效益产能,外围区块基本处于未开发动用状态。为此,研发了生物胶降黏剂体系与压裂工程技术相配套的降黏压裂技术,并进行了实验评价。评价结果显示,该生物胶具有降凝、降黏、防蜡、乳化、驱油等性能,可显著提高原油流动性。现场试验分为生物胶降黏加砂压裂和生物胶降黏不加砂压裂两种技术方式,共在扶余外围及稠油区块累计实施45口井。前置液胍胶造主裂缝+支撑剂+生物胶降黏剂+支撑剂+后置液降黏剂的技术方法应用在新投产的外围及稠油区块,对比老区内部,在储层物性变差的条件下,投产后产油量超设计产能1.6倍,是老区内部的1.4倍。生物胶降黏不加砂压裂技术主要应用在老井二次压裂或多轮次压裂稠油区块或黏度上升井层,同等条件下对比,黏度由压裂前的70mPa·s下降到25mPa·s,增产量是同区块常规压裂的1.3倍。     

高含长石低孔低渗砂岩油藏酸压体系及工艺优化

黄陵储层延长组长6、长8油藏属于典型低温低压高含长石低孔低渗砂岩油藏,储层改造中需充分考虑构造特征、岩性组成、孔渗性质、温压条件、岩石力学特征和潜在损害因素等,掌握该类储层改造和酸压工艺的影响机理,室内实验优化出一套适用于该储层的前置酸和压裂液体系和前置酸多级加砂压裂配套工艺流程,并进行了软件模拟和现场施工。结果表明,前置酸体系具有溶蚀能力强、损害程度低、水化性能好、易反排、低残渣等优点,易于溶蚀砂岩储层孔隙喉道中的填隙物,且不损害长石骨架结构。压裂液体系配方为0.25%胍胶+0.4%助排剂+0.1%AE1910活性剂+0.3%黏土稳定剂+交联剂0.8%硼砂BS+0.8%APS,满足储层特性和携砂需求。前置酸多级加砂压裂工艺以加砂量20~40m~3,排量1.8~2.0m~3/min,平均砂液比25%~35%,前置液量占总液量比例15%~20%进行施工。该工艺在延长组长6油层探井应用后,单井日产油3.5m3/d,实现了工业油流目标。     

清洁压裂液技术研究与应用

从作用原理出发,介绍了清洁压裂液的研究现状和应用情况。从现场应用情况看,清洁压裂液对低渗透储层具有良好的控滤失、无残渣、耐高温、黏度大、返排效果好、易于彻底破胶、流变性好、携砂能力强等优点,施工中能够在目的油气层造成更理想的裂缝长度,保持较高的裂缝导流能力,既可以提高油气井的采收率,又能降低对地层的伤害。清洁压裂液作为一类新型的低伤害压裂液具有良好的发展应用前景,应结合压裂技术进行深入研究。     

HiWAY压裂技术在雷平2井中的应用

雷平2井位于辽河油田雷家区块,该区块是辽河油田的勘探重点区块,从岩性上看为泥质白云岩、白云质泥岩,储集空间以孔隙-裂缝型和裂缝型为主,储层渗透率小于1m D,孔隙度小于10%,试采前需进行压裂改造。前期先后开展3口探井的常规压裂试验,但因储层泥质含量较高、支撑剂嵌入伤害较大,导流能力损失较大,现场实施效果均不理想,故采用导流能力超强的Hi WAY压裂技术。Hi WAY压裂技术通过在压裂支撑剂中加入纤维,同时采用脉冲式加砂方式,在裂缝内形成许多条高速导流通道,较常规压裂具有更高的导流能力。水平井泵送速钻桥塞分段压裂技术具有封隔可靠、分段压裂级数不受限制、裂缝布放位置精确等特点。将Hi WAY压裂技术应用于雷平2井,同时配合水平井速钻桥塞分段压裂技术进行现场施工,压后该井最大日产液316.5m3/d,最大日产油110.8m3/d,投入产出比约为3.55。初步判断,Hi WAY压裂技术可以实现雷家区块储层的有效动用。     

变质岩潜山体积压裂技术探索与实践

辽河油田变质岩潜山油藏储量丰富,但普遍存在储层物性差、自然产能低等问题,需要进行压裂改造以获得工业油气流。由于储层厚度大,需要大规模加砂压裂改造,但常规方法加砂困难,施工成本高。在常规压裂技术的基础上,将体积压裂思路引入裂缝型变质岩潜山油藏。通过理论计算、数值模拟等方法 ,论证了此类储层实施体积改造的可行性,优选分簇射孔方式,优化低黏、低摩阻滑溜水压裂液,采用大排量、低砂比施工工艺,实现对天然裂缝的最大程度沟通,极大地提高储层整体渗透率,实现储层的立体改造。井下微地震裂缝监测结果显示,与常规瓜胶压裂相比,滑溜水压裂裂缝波及体积明显增大。该技术于2013年开展先导试验以来,累计实施18井次,压后平均单井日增油10.1t/d,是同区块常规压裂日产量的2.2倍,同时射孔及压裂费用总体降低15%以上。     

提高单井产量技术研究与应用

尽管前期通过科研攻关,解决了一部分因地层堵塞、出砂、管外窜槽、油层物性差等原因造成的单井产量低下的工艺技术难题。但对于侧钻井出砂、长井段／薄互层直井分层压裂分段级数低、直井物理解堵技术无法实现选层等影响单井产量的问题尚未解决。针对上述技术瓶颈,开展小井眼地层深部防砂技术、连续油管压裂技术和选层负压解堵技术的攻关与研究工作,形成了新型树脂砂、连续油管跨式双封管柱和选层负压解堵工艺三项技术突破。其中,小井眼地层深部防砂技术实现了地层深部防砂技术在侧钻井上的应用,解决了小井眼钻树脂砂塞困难的问题;连续油管分层压裂技术不仅可以实现不动管柱进行2层或3层分层压裂施工,还可以用于2层或3层分层酸化作业施工;选层负压解堵技术将化学暂堵、机械解堵有机融合为一体．完成选层负压解堵工艺,从而达到最佳的解堵效果。这些技术的研制成功和现场应用,为油田稳产提供了技术保障。     

井下多功能注水工具的研究

葡萄花油田外围低渗透油藏由于渗透率低、储层发育差、层间矛盾大等原因,导致不少注水井注不进水,返吐出油。应用常规分层注水管柱,因地层返吐的油通过桥式偏心配水器的水嘴及管柱最底端的球座进入油管内部,导致注水井分层测试时仪器下井困难甚至掉卡,研发了井下多功能注水工具。该工具由单流导压配水器及免投捞可洗井压力开关两部分组成,前者使套管内的液体无法由配水器出水孔进入油管内部,后者能保证停注时套管内液体无法由管柱底部进入油管,二者结合能够有效限制油套环空内油泥及杂质进入油管,始终保持油管内清洁,从而提高测试仪器下井成功率及分层测试效率,提高分层注水效果。现场应用该工具施工51口井,投捞测试仪器一次起下成功率达到98.0%,累计减少测试前投捞堵塞器383井次,平均单井有效期869d。     

EAS液电造缝与稳定泡沫储层改造梳理技术在油层解堵增注中的应用

由于部分注入井储层受到污水中含油颗粒、管线中垢质以及近井地带返吐的地层砂等杂质污染,吸水能力下降。为提高低注井增注效果,改善地层渗流条件,利用EAS液电造缝(Electrohydrology Arise Seam)与稳定泡沫储层改造梳理技术,对2口注水井进行现场应用。通过对井内储层近井地带液电造缝,使堵塞地层孔隙的杂质松脱,并在原有孔隙基础上形成微裂缝,然后利用注入地层的稳定泡沫,将其返排至地面,达到解除注入井地层堵塞、改善地层渗流条件的目的。2口井现场试验表明,针对常规增注措施效果差的低注井,应用EAS液电造缝与稳定泡沫储层改造梳理技术,增注水量达到50%以上,有效期在2年以上。该技术在提高单井注入能力、协调层间矛盾、改善动用剖面等方面具有较好效果,在油田开发中具有广泛的应用前景。     

雷家白云岩致密储层改造发展历程与认识

辽河坳陷陈家洼陷北部的雷家地区沙四段发育一套湖相碳酸盐岩致密储层,储集岩性以含泥泥晶云岩、泥晶粒屑云岩为主,具有薄互层发育、天然裂缝发育不均、原油流度低等特点。雷家地区沙四段纵向分为杜家台油层和高升油层上下两段,杜家台组又划分为杜一、杜二、杜三等3个小层。根据油气显示情况,杜三组和高升组是"甜点"相对集中发育的层段。经过大规模加砂、高导流通道、直井复合压裂、水平井体积压裂等4个储层改造发展阶段,得出4点经验认识:地质评价提高"甜点区"辨识是储层改造的基础前提,体积压裂是储层改造理念的发展方向,控破裂泵注方式可有效提高压裂施工成功率,较高的储层钻遇率是水平井分段体积压裂的必要条件。目前雷家致密储层已经形成了相对成熟的水平井分段压裂体积改造工艺,应用于3口水平井,压后平均产量达到13.8m3/d。     

低渗砂岩酸压增注技术研究与应用

辽河油田ZQ区块储层物性差,平均孔隙度为12%,渗透率分布在0~1mD之间,属于典型的中孔-低渗透油藏。长期以来,该区块约有30%的注水井存在注水压力上升快、长期注水高压、注不进等现象,采用常规酸化增注措施后,平均有效期只有61d,注水状况无法彻底改变。借鉴国内类似储层的注水井增注经验,提出了ZQ区块酸压增注措施。通过建立油藏和压裂裂缝的二维渗流模型,对比了酸压增注与常规注水的压力扩散和增注量,证实酸压增注的理论可行性;通过室内岩心柱刻蚀实验,证实砂岩岩面酸蚀后能够形成导流裂缝;同时对酸液进行优化,采用有机酸体系减缓酸岩反应时间,增大酸蚀处理半径。在现场应用了5井次酸压增注施工,措施后平均日注量24.3m~3/d,同时邻近油井平均动液面上升120m。酸压增注为低渗透砂岩油藏改善注水效果提供了一项有效技术手段。