塔河油田重复酸压前应力场数值模拟分析

近年来暂堵转向重复酸压已成为塔河碳酸盐岩油藏重复改造的主要手段,但现场对堵前应力场分布认识不足,限制了工艺选井选层及重复酸压时机的选择.为明确暂堵前孔隙压力及应力场变化规律,基于ABAQUS扩展有限元建立了井筒及缝周应力场分布的流-固耦合模型,对油井的初次压裂及生产进行了模拟,分析了多因素对裂缝及生产引起诱导应力的影响规律.结果表明:人工缝及生产产生的诱导应力使原始地应力场明显变化,地应力差沿缝长方向以井口为对称点呈对称分布,在井口及裂缝两端呈"应力奇异性",距缝壁越远,诱导应力差越低;较大的初次压裂缝长、弹性模量,较小的原始水平地应力差、泊松比、油井产量及生产时间均有利于暂堵重复酸压施工;塔河储层高应力差特点导致仅依靠人工裂缝诱导难实现转向,必须配合适当的转向工艺.此研究结果为今后塔河老井重复改造设计、工艺选井选层及重复酸压时机的选择提供了直观可视的分析方法,具有一定的现场实用价值.     

神经网络方法在缝洞型碳酸盐岩储层酸压改造中的应用

运用人工神经网络对塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层酸压效果进行预测研究。通过溶洞型区、裂缝型区的划分把塔河油田酸压井划分到两个区块内,这样使得各区内影响因素与压后产能的关系变得明确。确定选用单隐层BP神经网络结构作为酸压效果预测的模型,通过综合相关系数、偏相关系数及灰色关联度确定神经网络参数输入组合,通过改变输入参数个数及改变隐层节点个数研究不同结构神经网络模型与压后效果的关系,分别优选出适合两个区块的最优神经网络模型。现场应用表明,BP人工神经网络是适合该类储层酸压效果预测的方法。     

塔河油田靶向压裂预制缝转向技术模拟研究

塔河油田超深油气资源主要储存于碳酸盐岩天然裂缝、孔洞中,应用预制缝靶向压裂技术可以控制裂缝转向,提高油气产量。采用修正降阻比法计算管柱沿程摩阻,结合裂缝不稳定渗流理论计算缝内压力变化,利用位移不连续法计算裂缝转向距离,建立了裂缝扩展一体化模型。计算分析了缝洞型碳酸盐岩含有预制缝的靶向压裂裂缝扩展方向角度和扩展延伸长度等参数,并将施工参数与压裂裂缝转向距离进行关联,采用有限元法及物理模拟试验进行准确性验证。研究结果表明,压裂液黏度、预制缝角度、地应力差和地层岩石弹性模量等参数与压裂裂缝转向距离呈负相关关系;预制缝长度与裂缝转向距离呈正相关关系;施工排量需要优选,才能得到最优转向距离。靶向压裂预制缝转向技术的模拟研究结果,为塔河油田超深碳酸盐岩储层缝洞储集体的高效开发提供了理论指导和数据支持。      

微观结构差异对碳酸盐岩酸蚀损伤的影响

为明确碳酸盐岩矿物成分、微观结构、分布形态等对酸岩反应速率、微观结构以及力学强度的影响,开展了酸岩反应速率实验、表面静态溶蚀实验以及点荷载力学强度实验。结果表明,在盐酸质量分数保持不变的条件下,灰岩与盐酸的反应速率与碳酸盐含量直接相关,碳酸盐含量越高,酸岩反应速率越快,反应越剧烈;由于灰岩裂隙区域基质与裂隙填充物矿物成分存在差异,基质与裂隙孔隙率相差较大,酸液会沿着裂隙方向侵蚀,形成沟槽,并且继续向裂隙深处扩展;灰岩基质破坏形态是裂缝在基质中开始发育,扩展至天然裂隙延伸,最后造成局部破坏;随着滴酸次数的增加,灰岩基质力学损伤系数大于裂隙区域力学损伤系数,灰岩基质由脆性向延性转化。     

温度响应地下自生成支撑剂研究

为了在超深储层中构建全缝长、全缝网的有效支撑,研制了一种由相变液体和非相变液体组成的温度响应地下自生成支撑剂（液体支撑剂）。该支撑剂在地面低温条件下呈液态,在储层高温条件下发生相变,经过一定时间可转变为固体颗粒,从而支撑裂缝,并在高温和高闭合压力下始终保持较高的裂缝导流能力。室内性能试验表明,该支撑剂在不同搅拌速度下可以形成不同粒径的固体颗粒;相变前的液体支撑剂是一种黏性流体,滤失量低、配伍性良好;相变后形成的地下自生成支撑剂具有较好的承压能力,且粒径大小可控、相变时间可调,60 MPa闭合压力下不同粒径组合的有效导流能力可达9.21 D·cm。温度响应地下自生成支撑剂的研制,为超深储层的油气高效开发提供了一种新的改造方式。      

滑溜水酸压工艺技术在塔河油田应用效果分析

近两年在瓜胶成本骤升的背景下,许多油田及企业纷纷研究新的酸压工艺技术来降低成本。本文就滑溜水酸压工艺在试验区的应用效果与其它酸压工艺进行了对比分析,分别从用液强度、用酸强度、压后初期产量、压后累增产等方面分析了各因素的特点,运用双边T检验方法对数据进行分析,结果表明滑溜水酸压工艺与其它工艺在用液强度上存在较大差异。运用单因素方差分析方法分析了不同工艺对压后累增产的影响,结果表明滑溜水酸压工艺与其它酸压工艺对累增产造成的差异不显著。据此认为滑溜水酸压工艺完全能够满足储层改造要求,能够对储层实施有效改造,在储层条件允许的情况下,可以优选费用较低的滑溜水酸压工艺进行改造,以达到经济最优化。     

顺北油气田主干断裂带深穿透酸化技术

顺北油气田主干断裂带碳酸盐岩储层裂缝发育,钻井过程中井壁易垮塌掉块,超深水平井中岩屑难以返出,且部分井钻井液漏失量大,造成储层堵塞严重,常规酸化技术无法解除污染,稳产难度大。为此,通过优选解堵酸及优化施工参数等攻关研究,形成了“近井解堵+远井疏通”的主干断裂带深穿透酸化技术,其基本原理为:近井地带采用低黏度、反应速度快的酸液,快速扩散形成各向蚓孔,穿透污染带;远井地带大排量、较大规模地注入高黏酸液,对远井通道进行疏通,建立高导流渗流通道。该酸化技术在顺北油气田应用6井次,酸化效果显著,同时解决了近井和远井供液通道堵塞的问题,累计增产油量16.06×104 t。现场应用结果表明,该酸化技术可以解决顺北油气田主干断裂带碳酸盐岩储层的堵塞问题,对国内外类似储层酸化解堵具有借鉴价值。      

碳酸盐岩储层缝内暂堵转向压裂实验研究

顺北油气田碳酸盐岩储层非均质性强、连通性差,采用暂堵转向压裂技术可提高裂缝复杂程度,改善开发效果,但碳酸盐岩储层暂堵条件下的裂缝起裂扩展规律尚不明确。为此,采用改进后的三轴压裂物模模拟实验装置,进行了碳酸盐岩暂堵转向压裂实验研究。依次注入压裂液和加有暂堵剂的压裂液,分析了注入暂堵剂前后的施工压力曲线变化情况和暂堵转向压裂后的裂缝形态,从而明确了裂缝暂堵转向规律和实现缝内暂堵转向压裂的条件。研究表明,暂堵可增大裂缝复杂程度;为了实现缝内暂堵转向压裂,岩样内要发育有天然裂缝或层理面,同时暂堵剂能够进入裂缝内并实现封堵,使施工压力升高,从而实现新缝开启或转向。碳酸盐岩缝内暂堵转向规律研究结果为顺北油气田碳酸盐岩储层压裂改造提供了理论依据。      

四川盆地涪陵地区页岩酸压裂缝渗透率实验

体积压裂是实现页岩气商业开发的必要技术手段,但其增产机理和各种辅助增产措施的有效性需要进一步探索。通过页岩酸蚀裂缝渗透率测试实验,探究了碳酸盐矿物含量、酸液类型和浓度、支撑剂对页岩酸蚀剪切裂缝渗透率的影响,并借助CT扫描研究了页岩酸蚀前后的微观孔吼结构变化。结果表明：碳酸盐含量为2%的页岩采用11.25% HCl+6.75% HF的土酸配方可得到最佳酸蚀效果,碳酸盐含量为15%的页岩采用浓度为7.5%左右的HCl酸蚀效果最佳。碳酸盐含量为25%的页岩采用2.5%左右的HCl效果最佳;若页岩中钙质胶结的天然裂缝发育,应适当提高最优酸液浓度。页岩基质渗透率极低,如果储层中开启的天然裂缝或钙质充填裂缝不发育,即使是高浓度的酸液也不能将岩心驱透。该实验研究成果为页岩储层水力压裂的有效设计提供了更多有价值的信息。     

全缝长酸蚀填砂裂缝导流能力评价方法

为了准确评价加砂复合酸压时支撑剂对酸蚀裂缝导流能力的影响，从而确定加砂时机，提出了全缝长酸蚀填砂裂缝导流能力评价方法。以顺北油田奥陶系储层为例，采用酸压数值模拟确定了储层条件下裂缝不同位置的温度、酸液质量分数和铺砂浓度等关键试验条件，测试了酸蚀填砂裂缝不同位置的导流能力。试验结果表明:裂缝中不同位置的反应温度对酸刻蚀效果的影响大于酸液质量分数，导致裂缝中部酸刻蚀效果最好，缝尾次之，缝口较差；闭合应力大于60 MPa时，酸蚀裂缝的中部和远端填砂可显著提升导流能力。S3井采用该方法确定酸压中期加砂提升裂缝中、远端的导流能力，改造后稳定日产油量较邻井提高了40.0%，稳产时间延长了57.8%。全缝长酸蚀填砂裂缝导流能力评价方法，克服了常规试验方法难以评价储层条件下百米级裂缝导流能力的局限，为复合酸压加砂时机的确定提供了新的手段。