高导流自支撑酸化压裂室内实验研究

针对常规酸化压裂刻蚀形成的点状支撑裂缝在高闭合应力条件下导流能力快速衰竭的问题,设计了一种新型的自支撑酸化压裂方式,实现酸蚀裂缝的面状支撑。运用室内酸蚀裂缝导流能力测试技术,测定了闭合应力为20~90 MPa条件下的自支撑裂缝导流能力。利用三维形貌扫描手段,评价了自支撑模式的缝面刻蚀特征和支撑高度。结果表明,自支撑模式下裂缝支撑高度提高约4倍,在闭合应力为50 MPa条件下酸蚀导流能力提高了41.8%,裂缝支撑的有效性、稳定性得到彻底改善。自支撑酸化压裂技术对于延长深井、超深井酸化压裂措施有效期以及提高深层油气藏开发效果具有重要意义。     

碳酸盐岩油藏高温超深井高导流自支撑酸化压裂技术

针对超深井酸化压裂改造形成的酸蚀裂缝易闭合、导流能力衰减快的问题,合成了新型酸化压裂屏蔽保护剂,并对其自聚性、油溶性、黏附性等关键指标进行了评价。该技术通过对水力裂缝表面非连续的、暂时性屏蔽,阻断酸岩反应,实现酸蚀裂缝由点支撑向面状支撑转变,裂缝有效支撑高度可提高3倍。采用CFD软件模拟优化了屏蔽保护剂颗粒在裂缝中的分布形态,确定了屏蔽保护剂用量、注入排量、携带液种类等工艺参数。该技术在塔河油田高温超深井进行了应用,压裂后效果表明,屏蔽剂在地层温度下黏附性、油溶性达到设计要求,自支撑裂缝的导流能力和有效期明显延长。该技术对提高超深井酸化压裂效果具有重要意义。     

安塞油田杏河区解堵增注技术及应用效果

介绍了近几年应用于安塞油田杏河区的水力压裂、高能气体压裂、酸化解堵、高压水旋转射流解堵、系统提压增注等解堵增注技术措施，并对应用效果进行了分析，解决了该区块油层解堵效果不明显，增注措施有效期短的技术难题，为油层的进一步挖潜改造提供了强有力的技术手段。     

浅谈低渗透油藏的增产技术改造

介绍了水力压裂技术、酸化解堵技术、水平井开发技术以及物理增产技术的应用。应用该技术可以提高低渗透油藏的产能,达到油田生产的产量目标。     

碳酸盐岩油藏压裂酸化改造技术

通过实验分析了异常高压特低渗透碳酸盐油藏的岩性特点及储层特征，由室内实验及数值模拟确定对该储层进行酸化压裂增产措施应采取的思路及方法。研究结果表明：对于这类储层可以单独采取酸压技术，即稠化酸酸压＋闭合酸化技术或前置液酸压＋闭合酸化技术，采用酸化解堵产量可达150-180t／d。     

酸化预处理对裂缝宽度的影响分析

水力压裂作为重要的油气增产措施之一，其目的就是形成一条具有一定长度的高导流能力支撑裂缝。然而对于一些高致密储层来说，由于储层岩石致密坚硬，杨氏模量和抗张强度、地层闭合压力高，要想进行深穿透的大型加砂压裂，井口施工压力很高，通常超过了设计要求的压裂井口、井下工具等承压能力而不得不终止施工。在分析影响压裂缝宽的各个因素基础上，应用酸化预处理技术改变岩石力学参数，同时增加了地层的吸液能力，提高施工排量，达到增加缝宽的目的。保证支撑剂顺利进入地层，防止出现砂堵事故。     

暂堵+多氢酸+负压返排酸化在低渗透油藏的应用及效果分析

采油三厂三叠系油藏单井产量低,储层物性差,油藏非均质性强;油水井在修井、开采过程中造成地层污染,油井产量下降,为了提高单井产量,解除近井地带地层堵塞,近几年主要措施类型有酸化、暂堵酸化、压裂解堵;随着油田开发时间的延长,油井含水上升,堵塞类型复杂,并且油井措施次数增加,部分井采取常规酸化、压裂已经达不到解堵增油效果,2011年在虎狼峁油田实施几种酸化工艺相结合,解决了单一酸化存在的不足,取得了很好的效果,这项技术将不断推广应用,已达到低渗透油藏解堵的目的。     

低渗透油藏的增产技术改造分析

油田开发到中后期后产量下降且开采难度变大,此时需要采取合适的增产增注措施提高油田产量。本文中以低渗透油藏概述为切入点,详细介绍常见的油藏增产技术,包括水力压裂技术、酸化解堵技术、水平井开发技术以及物理增产技术等。最后详细探讨侧向暂堵压裂工艺在实际中的应用,分析该技术应用中需要注意的问题。实践表明应用该技术可以提高低渗透油藏的产能,达到油田生产的产量目标,具有一定的推广价值。     

提高重复压裂井压裂效率技术研究及应用

水力压裂技术是低渗透油气藏改造的主要措施,但经过水力压裂后的油气井,生产过程中由于压裂裂缝的闭合、油井产出过程中产出物对裂缝的堵塞、以及压裂后其他作业对近井地带的污染等原因,造成产量下降,甚至低于压裂前的水平。为了最大限度地改造剩余油富集区,最有效的措施是开展重复转向压裂,使新裂缝与原裂缝发生一定角度的偏转,以提高油藏采出程度。阐述了转向压裂技术原理,通过优化压裂液体系,优选支撑剂类型,并开展了34口井现场试验,取得了很好的压裂效果。得出转向压裂是江苏油田低渗透油藏高含水期一种新的重复压裂技术。     

酸化与加砂压裂协同作业技术及其优势

酸化和加砂压裂是有效的增产技术措施:酸化主要是通过解除孔隙、裂缝中的堵塞物质,或扩大沟通地层原有的孔隙、裂缝,提高地层的渗透性能;加砂压裂主要通过水力作用在地层中形成人工裂缝,再加砂支撑裂缝,提高地层的导流能力.为了充分发挥酸化和加砂压裂的技术优势,需要酸化和加砂压裂协同作业.为使酸化与加砂压裂能较好地协同作业,更加全面地发挥技术优势,将酸化与加砂压裂协同作业技术体系划分为间接协同和直接协同两大系列,并通过施工范例分析了多种类型酸化与加砂压裂协同作业的技术特色、作用原理,对于扩大推广应用领域和范围,促使技术攻关深层次选向具有重要意义.     

裂缝型储层酸液滤失可视化研究与应用

为了研究酸液在塔河裂缝型储层中的滤失机理,提高酸压过程中液体效率,利用自主研制的酸蚀裂缝可视化滤失模拟评价仪,基于网状裂缝模型,对酸液类型、交替注入级数、前置液比例和注酸排量这4种酸液滤失关键因素进行评价。试验结果表明,胶凝酸入口端效应明显,入口端裂缝宽度明显大于远端裂缝,地面交联酸酸蚀缝宽较平均,深部刻蚀效果好;交替注入级数越多,酸液滤失越小,塔河多级交替注入酸压最优级数为3~5级;前置液比例的增加,远端裂缝酸蚀宽度和深度明显增加。YJX井现场应用采用3级交替注入酸压工艺,提高注酸排量至7 m3/min,酸压液体效率和酸蚀缝长较邻井大幅增加,酸液滤失明显降低,压后累产油1.5×104 t,增油效果显著。     

TP区裂缝孔洞型碳酸岩储层复合改造技术研究

TP区是塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏主力产油区块之一,在高温、高闭合压力条件下,常规酸压形成的酸蚀裂缝穿透距离受限且易发生闭合,酸压投产后表现出快速递减特征。通过实验研究开发了水力加砂压裂+酸压复合改造技术,前期利用冻胶携砂以提高人工裂缝远端导流能力,后期采用酸液刻蚀来提高近井导流能力和改造范围,从整体上提高人工裂缝导流能力及其保持率。水力加砂压裂+酸压复合改造技术在TP区现场实施6井次,建产率达到83.3%,累产油3.76×104 t,表明该技术在低品位裂缝孔洞型碳酸盐岩油藏具有较强的适应性。     

考虑多重滤失效应的前置液酸压有效缝长模拟

为了提高天然裂缝较发育的碳酸盐岩储层酸化压裂设计的准确性和有效性,在采用经典裂缝拟三维延伸数学模型模拟前置液造缝过程中裂缝几何尺寸动态变化的基础上,结合液相反应平衡原理和局部反应平衡原理,建立了考虑天然裂缝、蚓孔及基质多重滤失效应的酸液流动反应模型,以现场实例井的酸化压裂改造为例,使用所建模型模拟前置液酸压注酸过程中裂缝内酸液渗滤过程及酸岩动态刻蚀形态,通过酸液沿水力裂缝长度方向的浓度变化和残酸极限浓度综合确定酸蚀裂缝有效缝长,并与压力恢复试井的解释结果进行了对比。结果表明:(1)裂缝—孔隙型储层酸化压裂过程中,沿裂缝长度方向的酸液滤失速度非定值,滤失速度曲线呈锯齿状波动变化,在酸蚀蚓孔与天然裂缝相遇时酸液滤失速度普遍大于基质处的滤失速度;(2)裂缝—孔隙型储层酸化压裂过程中酸液滤失严重,酸液有效作用距离大幅度降低;(3)验证井酸化压裂解堵增产效果显著,该井试井解释结果与所建立的数学模型模拟解释结果相吻合,说明所建立的前置液酸化压裂数学模型可靠。结论认为,考虑多重滤失效应的前置液酸化压裂数学模型更适用于裂缝—孔隙型储层的酸化压裂模拟。     

留70断块低渗透油藏提高开发效果配套工艺技术

大王庄油田留70断块是冀中地区典型的低渗透油藏,投入开发10多年来,为提高开发效果,多次进行低渗透改造和井网调整。近2年来该油藏改造过程中应用的配套工艺技术主要包括:高能气体解堵压裂、油井浓缩酸酸化、分层酸化解堵增注、油井卡堵水、地面采油注水配套及新工具的推广应用等,分析了各种开采技术的应用状况和取得的效果。     

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

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。     

螯合酸解堵在渤南低产低效井综合治理中的研究与应用

渤中34-2/4油田水驱开发生产后出现井筒结垢、储层污染、供液不足等问题造成产量大幅度下滑。普通酸化解堵对钡锶垢效果差,酸化后的残酸对海上平台油气水处理流程影响大,严重制约了常规酸化解堵技术的推广应用。对此研发了螯合酸解堵工艺技术,有效解除钙、镁、铁、钡、锶等多种无机垢的伤害,具有强烈抑制金属离子二次沉淀、反应时间长、处理半径大、不易造成二次污染等一系列优点。极大丰富了油井解堵的技术体系,形成了独具特色的第四代解堵技术,为“渤海油田3 000万再稳产十年”宏伟目标提供了强有力的技术保障,渤中34-2/4油田沙河街组不仅有效复产了躺井11口,油井利用率提高了61%,日增油690 m3,同时还创造了低产低效井治理措施有效率100%的佳绩。     

强水敏低渗砂砾岩油藏压裂技术应用研究

新疆油田288断块低孔低渗储层属辫状河流沉积砂砾岩,必须采取压裂改造才能有效开发。试注资料显示本区储集层存在强水敏性。在288断块储层特征分析的基础上,有针对性地开展了储层敏感性实验、压裂液性能测试、岩石力学及支撑剂嵌入测试等室内评价实验,并对该断块前期压裂井进行了评估分析,为后续压裂设计提供了重要依据。开展了压裂裂缝规模优化研究,以长期采收率和压裂初期采出程度为主要的评价指标,优化了288断块的压裂裂缝规模。在室内实验和理论研究的基础上,特别是为解决油藏的强水敏性和低温压裂的破胶问题,提出了直接采用稠油作为携带液的原油压裂工艺技术。依据压裂优化方案原则,现场实施近20口井取得了良好的增产效果,为解决强水敏地层压裂改造提供了新的技术思路,对类似油藏的压裂具有指导意义。     

���������ữ�����ڲ������17-2�������Ӧ��

针对海上油气田酸化的特殊性进行了不动管柱酸化可行性研究和现场实践活动。考虑高孔高渗油气田伤害特点及增产机理,选用溶解力相对较弱、作用半径相对较大并且不损伤电潜泵系统的酸液体系,最终筛选出了以氟硼酸为主的酸液体系;提出了采用与不动管柱酸化工艺相配套的分流工艺。不动管柱酸化采用平台支撑酸化作业,无需动用钻井船、残酸使用电潜泵返排并直接进入生产流程处理。间隔注酸效果评价试验和电缆腐蚀试验证明不动管柱酸化工艺能够达到海上油气田酸化作业和不影响后续生产的要求,现场应用表明不动管柱酸化工艺完全能满足类似海上油气田的酸化作业需要,从而大大地简化了施工程序,缩短了作业周期,降低了作业成本,在渤海油气田得到广泛应用。     

高粘度酸液在人工裂缝中流态规律研究

随着油气田勘探开发应用技术的不断深入,高粘度酸液越来越多地应用到不同类型的复杂致密油气藏的储层改造中。高粘度酸液可以降低滤失量、减缓反应速率,实现酸液的深度穿透。研究高粘度酸液在人工裂缝中的流动状态对模拟其滤失和酸岩反应过程具有重要意义。运用幂律流体的雷诺数分析法和稳定性Z值法,对高粘度酸液在地层裂缝中的流动状态进行了研究。分析发现影响高粘度酸液流态的主要因素有酸液排量、裂缝高度、裂缝宽度、酸液稠度系数、流态指数。其中酸液的稠度系数为主控因素。当稠度系数小于0.015Pa.sn时,常规施工中的地层酸液为紊流状态。因此普通酸酸化时的地层酸液为紊流状态,而常规酸压中高粘度的稠化酸和交联酸在地层中一般为线性层流状态。研究认为增加排量对酸液的流态影响不大。     

四川盆地下寒武统龙王庙组气藏转向酸酸化模拟及其应用

四川盆地下寒武统龙王庙组气藏白云岩储层溶蚀孔洞、天然微裂缝均发育,储层较强的非均质性和严重的钻完井液伤害导致均匀布酸困难,特别是对于长井段大斜度井和水平井酸化改造则更加困难。为此,从黏弹性表面活性剂转向酸转向变黏机理和流变行为研究入手,优选转向性能好且二次伤害低的转向酸作为主体酸液,根据流变行为实验结果拟合有效黏度经验模型,耦合双尺度蚓孔扩展模型,建立自转向酸酸化数学模型,模拟长井段大斜度井非均匀伤害下转向酸酸化的pH值、Ca~(2+)浓度、有效黏度和蚓孔形态等,并对比了胶凝酸和5%VES转向酸酸化的蚓孔形态、流量分配和吸酸剖面。结果表明:转向酸可明显地改善强非均质性储层的吸酸剖面,增强对低渗透储层的改造力度。针对该盆地龙王庙组白云岩储层强非均质性和钻完井液伤害复杂性,形成了长井段割缝衬管完成大斜度井和水平井变VES浓度转向酸酸液置放技术,现场应用8井次,累计获井口测试天然气产量1 233.46×10~4m~3/d,平均单井增产倍比达到1.95,该技术有力地支撑了对龙王庙组特大型气藏的高效开发。