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新疆油田六九区石炭系老区致密火山岩油藏水平井体积压裂面临两大难题:一是储层物性极差,压力系数低,常规分段压裂方式提产有限;二是储层非均质性强,精准改造优势储层难度大,水平井压裂高投入、低产出矛盾突出.针对致密火山岩油藏水平井开发中存在的问题,开展了段内多簇结合清水体积压裂技术的研究与应用.利用段内多簇压裂技术,提高优势储层改造程度,达到了缝控储量的目的 ,提产效果明显.采用100%清水代替冻胶/滑溜水携砂,形成清水压裂支撑剂筛目优选、安全携砂参数设计、少孔短射的射孔方式与连续携砂模式等安全加砂关键技术,解决了清水压裂液携砂效率低、人工裂缝宽度狭窄易导致砂堵、裂缝内支撑缝长短等难题,并在现场试验中得到了有效验证,大幅降低了成本且无残渣,改善了体积压裂效果.水平井段内多簇清水体积压裂技术为致密火山岩油藏效益开发提供了新的模式. 相似文献
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近年来由于完井装备和地面设备的限制,各类高压、超深或致密油气藏的压裂措施受到挑战。常规压裂液的密度较低,施工时井口压力较高,无法保证施工安全和措施效果,甚至利用目前的技术与装备根本无法进行施工作业。为了解决以上难题,研究了一种耐温达150℃,密度达1.365g/cm3的缓交联耐高温加重压裂液,该压裂液在150℃、170s-1的条件下剪切90min黏度仍然保持在120mPa·s以上,突破了常规KCl或NaCl加重压裂液最高只能加重到1.18g/cm3的技术瓶颈,且成本低廉,对环境无污染。该缓交联耐高温加重压裂液自开发出来已在新疆油田现场应用8井次,无一口井出现砂堵,施工成功率100%。 相似文献
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本文针对石西油SH1026井的特殊现状和该井所属区块地质特征,优选出了适合SH1026井的酸化液配方。结合损害程度和损害半径对产能的影响及沉淀带对油井产能的影响,采用Ac idgude基质酸化设计系统优化出适合SH1026井的施工工艺和规模,并进行了现场应用。室内实验表明,90℃下该配方主体酸对1.60g/cm2的泥浆粉末2h的溶蚀率为71.18%,对石西1井岩心粉末2h的溶蚀率为59.86%,该酸化液防腐性能好、配方应用表明,酸化后SH1026井日产油量逐步上升,含水率逐步下降,日产油从酸化前1.5 t逐步上升到酸化后日产油34.46 t,含水率从酸化前82.67%逐步下降到酸化后26.35%。图5表4参5 相似文献
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针对阜东斜坡区头屯河地层利用胍胶压裂液进行施工时出现压裂液返排困难,压裂后不出油的问题,通过室内流动实验评价了一种在酸性条件下交联的疏水缔合聚合物压裂液。研究表明:该新型压裂液残渣含量为70 mg/ L,返排效果较好,在水测渗透率为1 387×10-3 μm2 的填砂管中注入该压裂液的破胶液,渗透率下降13 8%;该压裂液滤液对阜东斜坡区头屯河地层岩心伤害率为3. 58%,表现出较好的防膨性能;该压裂液只能在该地层特低渗和超低渗储层进行施工。现场施工5 口井,地层渗透率均小于3. 14×10-3 μm2,施工成功率为100%,取得了较好的应用效果。 相似文献
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针对新疆油田乌-夏二叠系风城组及夏子街组储层与常规胍胶压裂液不配伍,压裂后出现返胶困难的问题,本文报道了一种可以在酸性条件下交联的疏水缔合物压裂液,该压裂液具有良好的延缓交联性能﹑良好的耐温、抗盐、耐剪切性能。在130℃、170 s-1下剪切75 min后的黏度还可以保持在50 mPa.s以上,交联时间达200 s。此外,该压裂液携砂性能好、易破胶返排、对地层伤害小及低摩阻、低残渣、防膨效果好,突破了缓交联聚合物型压裂液耐温耐剪切性能不能超过100℃的传统观念。该压裂液目前已在新疆油田成功运用9井次,施工成功率100%,均取得良好的应用效果。 相似文献
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缓速酸用缓蚀剂由乌洛托品、咪唑啉季铵盐、OP-10组成,利用复配产生的协同效应,抑制和减缓缓速酸对金属的腐蚀速率。利用正交试验确定了最佳的复配比:缓蚀剂用量占缓速酸用量的0.5%,咪唑啉与OP-10质量比为2.0:1.0,乌洛托品与OP-10质量比为0.5:1.0。含有此配方的缓蚀剂对N-80钢试片的腐蚀速率为0.3329 g/(m2·h),远远低于行业标准。 相似文献