复杂砂岩高效酸化技术先导性试验

川西须家河组砂岩储层埋藏深,地质条件复杂,加砂压裂和常规酸化增产效果均不理想,致使大量的天然气资源难以有效动用。分析了须家河组砂岩储层压裂、酸化改造过程存在的问题,结合砂岩酸化增产机理和地质特征,优选出对岩心骨架溶蚀率低（约2%）、对钻井液溶蚀率高（约15%）、能较好防止酸化沉淀,并且缓速性好的新型高效酸液体系。室内实验及现场应用表明,优选出的酸液能够很好地解除钻完井污染,溶蚀和沟通储层孔喉和微裂缝。与常规酸液体系相比,新型酸体系具有明显的优势,对于类似砂岩储层酸化有很好的借鉴意义。     

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。     

深层裂缝性碎屑岩储层的网络裂缝酸化技术

深层裂缝型碎屑岩储层埋藏深、地层压力高、天然裂缝发育,钻、完井时工作液极易沿着裂缝大量漏失,形成“非径向、网络状”的污染带,表现出伤害深、污染重的特征,因此压裂酸化改造是这类储层投产的关键.压裂时容易产生多缝、滤失量大,造成极高的砂堵风险;基质酸化酸液有效作用距离有限,无法有效鳃除深部伤害.网络裂缝酸化工艺技术可以解决...     

川西致密砂岩气藏储层改造技术方法选择及效果分析

致密砂岩储层改造技术在川西地区各气田得到了广泛应用,针对储层特征选用合理的改造技术措施对提高增产效果有明显作用,加砂压裂是川西致密气层普遍采用的改造技术措施,喷砂射孔一加砂压裂是针对致密,高破裂压力地层或井身结构特殊井的工艺措施,高能气体压裂－加砂压裂主要应用于高破裂压力和塑性强气层,酸化工艺措施在碎屑岩气藏仅限于天然裂缝发育且被钻井液侵入严重的气层。     

裂缝性气藏网络酸化可行性

塔里木盆地T气藏构造高部位产层岩性复杂、天然裂缝发育、钻井液污染严重,常规解堵酸化效果不理想。采用室内模拟实验并结合扫描电镜分析,阐释了钻井过程中T气藏裂缝性储层伤害机理,探索了网络酸化新型技术的可行性。实验结果表明：钻井液对裂缝性储层渗透率的伤害率大于85%,天然裂缝开度越大伤害越严重;盐酸溶蚀率高(大于20%)的裂缝性储层网络酸化可行性强,以常规酸化的2~3倍注酸量和注酸排量实施网络酸化可有效解除天然裂缝伤害;盐酸溶蚀率低(小于10%)的储层实施网络酸化风险高。现场应用试验表明,网络酸化较常规解堵酸化效果好,可以推广至类似的储层改造。     

基于钻井液漏失侵入深度预测的裂缝性碳酸盐岩储层改造优化

四川盆地高石梯-磨溪地区缝洞型碳酸盐岩气藏具有储层低孔低渗、埋藏深,储层温度高,层厚,裂缝、孔洞较发育,非均质性强、含H₂S,岩石闭合应力高等特点。通过前期技术攻关,形成了适合高石梯-磨溪低渗透储层增产改造工艺技术,一定程度上提高了区块低渗区的单井产量。储层裂缝孔洞较发育,钻井完井过程中不可避免地漏失大量钻井液,造成储层深部污染损害。因钻井液漏失侵入深度不明确,酸化设计中的酸液波及范围无法界定,故常规酸化技术不能完全解除漏失的钻井液对储层的深度损害,降低了储层酸化改造效率。建立了基于溶质运移与对流扩散理论的裂缝网络性钻井液漏失侵入深度预测模型,结合现场实例井,预测了钻井液漏失最大侵入深度,明确了储层污染堵塞范围,为储层酸化设计的酸液规模和酸化范围提供量化依据,试验井改造效果明显,提高了酸化改造效率。     

深层致密气藏异常高破裂压力储层复合改造新工艺

中国深层致密气藏普遍具有高破裂压力特征, 部分气藏破裂压力、 延伸压力异常高, 天然裂缝发育,储层改造方式难以选择, 施工效果不理想。针对川西深层钙质砂岩储层破裂压力异常高, 但其基质存在一定溶蚀率的特点, 形成了“ 预处理 ＋小型加砂压裂 ＋大型酸压” 复合改造新工艺。小型酸化降低破裂压力、 小规模加砂压裂在储层中形成一定长度的支撑裂缝, 大规模酸压把酸沿人工裂缝进入深部储层, 再从人工裂缝进入地层裂缝, 达到深度改造的目的, 从而提高储层改造效果。通过对 Ｆ Ｇ ２ ２井采用该复合改造技术, 产气量增加到２ ３０ ０ ０ｍ ３／ ｄ , 达到了评价储层的目的。该项新技术的应用为深层致密气藏异常高破裂压力储层的勘探评价提供了一种新的手段。     

厚层强非均质砂岩储层酸液立体放置优化设计

TZ气田吉迪克组储层具有巨厚、中孔、中低渗、天然裂缝发育不均等特征。钻井液侵入对储层的伤害主要为储层强非均质性引起的“非线性”伤害、天然裂缝引起的“非径向”伤害,解堵难度较大。基于实验研究优选了酸液体系,基于天然裂缝开启判别模型明确了张开天然裂缝的临界排量,通过实验评价了裂缝性储层网络裂缝酸化的解堵效果。研究成果联合均匀布酸及网络裂缝酸化工艺的理念,形成了酸液立体放置优化方法,最终优选了13.5%HCl+1%HF+4%转向剂的土酸自转向酸进行均匀布酸以及13.5%HCl+1%HF的土酸进行深度酸化,并优化了实现网络裂缝酸化的最低排量为3 m3/min。提出的优化方法在TZ-C-X2井进行了现场应用,酸化后总表皮因数由15.43降低至0.09,酸化效果明显,为厚层非均质砂岩的高效酸化设计提供了技术支撑。     

玉北区块裂缝型碳酸盐岩油藏复合酸压改造技术

玉北区块碳酸盐岩油藏埋藏深、温度高、地层水矿化度高,基质渗透率低、储层裂缝发育,最大破裂压力梯度达26.7 kPa/m,储层改造难度大。开展了碳酸盐岩储层复合酸化压裂改造技术研究,通过优选酸液体系、加砂量和段塞泵注模式,形成了加砂压裂与酸液刻蚀复合工艺、压裂液与酸液交替注入工艺。在玉北区块开展矿场试验并成功应用,对今后塔河外围碳酸盐岩储层改造有一定的指导意义。     

川西深层裂缝性储层加砂压裂技术研究及应用

川西深层须家河组储层为深—超深、致密—超致密砂岩气藏,且裂缝发育。为获得高产天然气流,裂缝性储层的加砂压裂改造成为必需的增产措施。在分析裂缝性储层加砂压裂难点的基础上,研究了施工排量优化及多级粒径段塞降滤等控滤失关键技术,通过对前置液量、加砂浓度等施工参数的优化,形成了川西深层裂缝性储层加砂压裂技术。该技术应用于LS1井T3X2(4251～4256m)井段,顺利完成了80m3规模的加砂压裂施工,压裂后在套压5.5MPa、油压5.7MPa下,天然气产量15594m3/d,产水7.2m3/d,取得了较好的增产效果。     

川西下二叠统超深气井网络裂缝酸化优化设计

四川盆地西部下二叠统储层具有超深、高温、高压的特点,天然裂缝发育,钻井液漏失污染是制约该区储层增产改造效果的主要原因,酸化是彻底解除漏失污染的首选增产措施。为此,提出了最大限度降低污染表皮系数的酸化设计思路,建立了深层天然裂缝开启的临界排量计算模型;改进实验尺度天然裂缝岩样的酸化模型,建立了井筒条件下酸液有效作用距离和裂缝开度预测模型,在此基础上建立了网络裂缝酸化的表皮系数计算模型。现场应用结果表明:(1)当注酸排量为5.0 m~3/min时,S1-1井任意倾角的天然裂缝均能开启;(2)当注酸量大于100 m~3时,大排量注酸的优势逐渐体现;(3)以最大限度地降低表皮系数为目标,优选了S1-1井网络裂缝酸化的注酸排量为4.5 m~3/min,注酸量为210 m~3。S1-1井按照优化设计思路成功实施了网络裂缝酸化,获得了83.7×10~4 m~3/d的高产工业气流。结论认为:网络裂缝酸化技术是实现该区超深、高温、高压、天然裂缝发育储层增产改造最安全、经济、有效的模式。     

深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏加砂压裂技术——以塔里木盆地大北、克深气藏为例

目前国内对于深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏实施压裂改造的技术瓶颈主要是耐高温加重压裂液的性能和分层改造技术。为此,以塔里木盆地大北、克深气藏为例,在开展天然裂缝开启条件、垂向地应力和裂缝性砂岩暂堵转向等压前评价的基础上,研制了耐高温加重压裂液,研发了针对深井与超深井的常规加砂压裂技术以及以提高长井段储层纵向动用程度为目的的暂堵转向复合压裂技术,并进行了现场应用实验。结果表明:(1)在天然裂缝的激发阶段,应提高净压力,采用小粒径支撑剂降滤或暂堵等技术措施,改造天然裂缝且使其保持一定的导流能力;(2)在主裂缝的造缝阶段,应调整排量控制净压力,采用冻胶造缝的连续加砂模式,沟通天然裂缝;(3)压裂液选用KCl和NaNO_3无机盐加重,其中NaNO_3加重压裂液最高密度达1.35 g/cm~3,最高耐温180℃;(4)常规加砂压裂技术应用在天然裂缝发育一般或不发育的储层,压裂管柱以直径88.9 mm的油管为主,使用KCl或NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高2~5倍;(4)暂堵转向复合压裂技术应用在天然裂缝较发育的长井段储层,压裂管柱以直径114.3mm的油管为主,使用NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高1~3倍。结论认为,所形成的加砂压裂系列技术能够为塔里木盆地深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏的高效开发提供技术支撑。     

碳酸盐岩储层加砂压裂改造的难点及对策

碳酸盐岩储层的储集空间复杂多变,天然裂缝发育,基质渗透率一般小于1×10-3 μm2,压裂改造是该类储层投产开发的一项关键技术。鉴于目前碳酸盐岩储层压裂改造成功率低,广泛调研了国内外碳酸盐岩加砂压裂的改造实例,分析认为压裂液滤失严重、储层可动流体饱和度低、缝高控制难、施工压力高、施工压力对砂浓度敏感是碳酸盐岩压裂改造的主要难点。从加强储层展布预测和测试压裂评价、降低压裂液滤失和消除多裂缝、利用酸预处理和加重压裂液降低破裂压力和施工压力、改进压裂液的抗剪切性能和携砂能力、优化压裂规模和优选施工参数等方面提出了相应的对策,对提高碳酸盐岩储层加砂压裂改造的成功率具有指导意义。     

致密砂岩气藏多尺度效应及生产机理

致密砂岩储层具有裂缝发育、基块致密的特点，通常需要水力压裂才能做到经济开采。储层储渗空间具有强烈的尺度性，按空间尺度分为致密基块孔喉尺度、天然裂缝尺度、水力裂缝尺度以及宏观气井尺度。致密砂岩气的产出是经过致密基块-天然裂缝-水力裂缝-井筒的跨尺度、多种传质等复杂过程，气体流动包括扩散和渗流，并分别用Fick定律和达西定律来进行描述。文章指出了气体在储层不同空间尺度中的流动具有时间尺度性，在裂缝中流动较快，在孔隙和喉道中流动较慢，而微孔中扩散更慢。无量纲导流能力关联了气体不同尺度下的传递过程，只有水力裂缝尺度和天然裂缝尺度的无量纲导流能力合理搭配，渗流能力达到一致，致密气才能经济高效采出。生产实例表明，致密砂岩气藏压裂后气井早期高产，一段时间后供气明显不足，压力急剧降低，稳产困难，表明致密砂岩气藏生产过程非常复杂。     

富有机质页岩储层热激致裂增渗的有利条件

页岩气藏的经济开发成为了当前非常规天然气开发关注的焦点。页岩气藏开发方式以"水平井+水力压裂"为核心技术,水力压裂过程中存在"大量压裂液滞留储层,难以返排,形成水相圈闭损害,阻碍气体产出"的工程难题。此外,水力压裂能形成大规模复杂缝网,沟通了微米级裂缝,而基块纳米级孔隙中气体仍然难以进入裂缝。从室内实验和矿场试验两方面概述了储层高温热处理的研究进展,提出了与水力压裂技术协调的富有机质页岩储层热激致裂的方法,从页岩储层地质特征与工程实际分析了页岩储层适合热激增渗的有利条件。研究认为,热激条件下有机质生烃增压、丰富多样的矿物组分差异热膨胀、微米-纳米级孔隙压力仓作用是页岩热致裂的有利地质条件;基于页岩气井体积改造形成的裂缝网络,滞留压裂液不仅能提高页岩导热能力,且在热激条件下水热增压、热液溶蚀作用可为页岩致裂增渗提供重要的工程条件。充分利用页岩储层独特的地质优势和有利的工程条件,包括热液作用、矿物组分非均匀膨胀致裂和热促吸附气解吸的热激法对压裂后的页岩储层进行改造,能够有效缓解甚至解除水相圈闭等储层损害,促使水力裂缝或天然裂缝两侧基质岩石热致裂,改善裂缝网络,增强页岩储层基质-天然缝-人工缝多尺度传质能力,同时实现压裂液的回收再利用,这将是一种环境友好型的有效开发页岩气藏的新方法。     

川西北地区三叠系须家河组深层储层特征及主控因素

川西北地区三叠系须家河组深层碎屑岩是重要的天然气勘探领域,储层质量对气藏发育规模至关重要。应用岩心、露头、地震和测井等资料,对川西北地区三叠系须家河组储层特征及其主控因素进行了分析,并对有利储层发育区进行了评价。研究结果表明：①川西北地区三叠系须家河组深层有效储层属低孔低渗储层,主要发育于三角洲水下分流河道、河口砂坝等微相,岩性以粗砂岩和含砾细砂岩为主,储集空间主要为原生孔、粒内和粒间溶蚀孔及裂缝。②研究区有效储层的发育主要受沉积微相、成岩作用和构造破裂作用等因素控制。水下分流河道砂体最为有利;溶蚀作用形成溶蚀孔隙,并对原生孔隙进行改造,有效提高了砂体物性;构造破裂作用产生的构造裂缝对有效储层的形成具有重要影响。③研究区须家河组三角洲前缘水下分流河道发育大面积砂体,较多的原生孔隙在早期快速埋藏过程中得以保存;在后期埋藏成岩过程中,烃类生成过程中产生的有机酸使得岩石产生了大量溶蚀孔隙;喜山期构造运动形成的大量裂缝优化了储层物性。④川西北地区三叠系须家河组相对优质储层主要分布于老关庙—文兴场—柘坝场、中台山、黎雅庙及剑门关等4个区域。     

高效脉冲式加砂压裂技术研究与实践

随着致密砂岩气藏的深入开发,压后气井稳产时间短、产量递减快的问题日益凸显。因此,对人工裂缝有效穿透率及导流能力要求也就越来越高。脉冲式加砂压裂技术引入缝内非连续多层铺砂理念,通过可高频切换的脉冲混砂车、密集多簇射孔技术及特殊纤维材料,确保支撑剂段塞的流动稳定性并最终在裂缝内部形成非均匀铺置砂柱与沟槽,从而使得裂缝导流能力相对常规均匀铺砂提升几个数量级。室内工程模拟评价及现场试验结果表明:压前储层评价、脉冲时间设计、可降解纤维及配套设备的优化是脉冲式加砂压裂工艺成功的关键;与常规压裂相比,其压后产量得以大幅提升,同时还可降低支撑剂用量和减少砂堵风险。在鄂尔多斯盆地苏里格气田桃7区块首次完成了3井6层次自主化脉冲式加砂压裂技术先导性试验,其平均支撑剂用量降低了28.3%,平均加砂强度降低了21.88%,压后平均日产气量提高了26.8%。结论认为:该项技术为我国致密砂岩气藏提供了一种高效、环保的储层改造工艺选择。     

低渗低温水敏性浅层气藏压裂优化技术研究

低渗低温水敏性浅层气藏因其具有低温、水敏性强、成岩作用差、胶结疏松、水力裂缝形态不确定等一系列不利压裂改造与增产的因素，其改造技术与增产难度不亚于深井、超深井，故限制了其储量的高效动用。针对这些难题进行了技术攻关，形成了4项技术：弱交联、低温活化剂与超量破胶剂的低温储层快速破胶技术；有机盐与无机盐双元体系复合防膨技术；大粒径支撑剂尾追与高砂比施工的防支撑剂嵌入高导流技术；浅层、疏松性气藏压裂全程保护与压后放喷排液管理技术。吐哈鄯勒浅层气藏勒9-1井应用该技术进行先导性压裂试验取得成功，加砂53.1 m³,最高砂液比60%，平均砂液比39.2%。压后立即用3 mm油嘴控制放喷、排液50.0 m³取得的返排液样品，测试其破胶水化液粘度为5.1 mPa·s。压后气产量从压前4633 m³/d提高到稳定的2.75×10⁴m³/d，无阻流量5.76×10⁴m³/d。该井压裂的成功，说明了低渗低温水敏性浅层气层压裂优化技术的适用性，并使鄯勒浅层气藏的低渗难动用储量有效动用有了技术保证。     

新场气田易砂堵气藏加砂压裂技术

川西新场气田中侏罗统沙溪庙组J_２ｓ₂¹、J_２ｓ₂³气藏是典型的低渗透致密砂岩气藏，由于地层致密坚硬，施工中经常出现砂堵和泵压异常偏高的情况，导致加砂压裂施工失败。为此，从理论上分析了在该气藏进行低砂比压裂改造的可行性和低砂比压裂优化设计的原则，认为采用常规的压裂技术不能使地层对裂缝的供给能力与裂缝对井筒的供给能力相匹配，从而造成裂缝导流能力的浪费，而低砂比压裂工艺技术克服了常规压裂技术适应性差和施工容易砂堵等技术难题，取得了良好的增产效果和经济效益，在上述气藏的开发中具有良好的推广应用前景。