新型砂岩基质酸化MFC酸液体系研究

针对目前砂岩储层酸化常规酸液体系在酸化过程中反应速度过快、有效作用距离短、易生成二次沉淀等缺陷,提出一种新型砂岩酸化MFC酸液体系。酸度特性、溶蚀率和配伍性等室内实验表明:该酸液体系能有效地溶蚀粘土矿物,且与粘土矿物的反应速度慢,有利于抑制二次沉淀;MFC酸液体系在与砂岩矿物反应过程中H+浓度降低缓慢,具有良好的缓速作用;与各种酸化用添加剂能良好的配伍,酸液润湿性为水湿;MFC酸液体系对砂岩储层具有好的酸化流动效果。     

清洁滑溜水压裂液在长宁H26平台的应用

目前使用的滑溜水压裂液存在着与返排水不适应以及对储层伤害大等缺点。根据四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩特点及施工需要,研发出一种适合长宁区块的清洁滑溜水压裂液体系,进行了室内性能评价和现场应用。室内实验表明,该压裂液主剂JHFR-2的减阻性能好,使用现场返排液配制滑溜水时减阻率可达70%,溶解时间在30 s以内,最优加量为0.07%~0.10%;对岩心渗透率恢复率为91.9%;压裂液无毒,易返排。在长宁H26-4井的应用表明,清洁滑溜水压裂液的降阻性能好,能达到连续在线混配施工的要求,完全满足长时间大液量大砂量的页岩气井地层压裂。该压裂液配制工艺简单,可降低施工成本,有较好的应用前景。      

渝西区块页岩气储层改造优化对策与适应性分析

泸州—渝西深层页岩气区块分布面积占四川盆地南部的86％,其中奥陶系五峰组—志留系龙马溪组是进一步实现天然气规模上产的主力储层.其中,渝西区块面临诸多地质挑战,包括储层厚度偏薄,地质工程"双甜点"汇聚在同层,孔缝连通性较差,埋藏深度大,断裂系统发育和地应力条件苛刻等.基于区块内已实施井的地质与工程参数,结合页岩气缝网压裂...     

川西气田斜井井筒压降预测及其应用研究

气水同产井井筒压降监测是排水采气措施制定的基础,常规的井筒压降监测主要依靠下入电子压力计实测和依靠模型预测来获取。下电子压力计实测方式存在耗时、成本高的缺点,通过模型预测方式在垂直井中应用效果较好,但在斜井中由于流动形态较垂直井差别较大造成准确性较差。川西气田普遍采用丛式井组开发,由于气井产量、压力差异及井身结构复杂性,气井井筒压降难以有效监测,排水采气措施的实施很难做到“有的放 矢”。为此,根据川西气田斜井井眼轨迹特征,将斜井井眼轨迹按照垂直段和倾斜段进行井筒压降分段模拟,通过实测数据和预测数据对比实现分段压降模型优选,得到川西气田斜井井筒压降预测组合模型,并通过全井筒压力计算与实测对比表明该模型准确可靠。运用该组合模型在川西气田斜井中开展井筒压力计算31井次,并对井筒流态进行了分析,根据分析结果实施的排水采气措施,平均措施有效率提高了10%,现场应用成效显著。     

页岩定面射孔水力裂缝起裂特征探索及应用

定面射孔是近年来针对非常规油气井体积压裂发展起来的一项新型射孔技术。该技术改变了常规螺旋布弹方式,采用特制超大孔径射孔弹和特殊布弹方式,射孔后在其方向上形成一个扇面。该射孔工艺在致密油气水平井已得到广泛应用,但在页岩气水平井压裂上还相对较少。文中开展室内物理模拟实验,探索了定面射孔对施工压力、水力裂缝起裂、延伸及形态特征的影响。该技术在国内首次应用于四川盆地某页岩气水平井,并利用软件模拟对定面射孔压后水力裂缝进行分析。现场应用结果及评价结果表明,相对于常规螺旋射孔,该技术有利于降低近井筒孔眼摩阻,也有利于提高页岩压后水力裂缝缝网体积。     

影响砂岩酸化措施成败的主要因素分析

酸化是油田普遍应用的增产措施之一。由于砂岩的基质酸化极其复杂,因而导致施工失败的因素很多。在总结国内外油田的实际经验和调研相关文献的基础上,对影响砂岩酸化措施效果的主要因素进行了分析,并为某些因素提出了选择标准,对以后的砂岩酸化施工提供参考。     

无需前置液的氢氟酸单步基质酸化

传统的砂岩HCl：HF基质酸化总是先用含有HCl的前置液溶解碳酸盐,这种方法并不总是成功的,而且操作复杂。在这种情况下,很难确保酸液进入到合适的地区和合适的矿物反应,结果导致不良的区域覆盖率,较差的伤害去除效果,而酸液／岩石的不配伍致使增产效果较差。本文描述了一种新型高PH值酸液体系,它无需前置液。该体系在溶蚀和总的反应性方面具有明显的优势,能使活性酸渗透到基质深处,降低对溶蚀抑制剂的要求;最重要的是,该体系与碳酸钙作用缓慢,由此可遏制钙离子的释放和氟化钙的沉淀;该体系改善了后勤工作,降低了成本,提高了增产效果,使油田更容易实施和控制处理过程的酸化措施。     

页岩储集层水平井段内多簇压裂技术应用现状及认识

水平井段内多簇压裂技术能增加页岩储集层压裂裂缝复杂程度,提高簇间动用率,是有效改造页岩储集层的核心技术。对北美页岩气区块和中国四川盆地南部页岩气区块水平井段内多簇压裂技术的应用现状进行分析,并结合技术原理提出了几点认识：段内多簇压裂应与井间距合理匹配,并配套采用暂堵转向技术和限流射孔技术,增大射孔簇簇效率,促进裂缝均匀扩展,提高段内多簇压裂改造效果;北美页岩气区块采用段内多簇压裂技术增产,实现了页岩储集层高效开采,川南页岩气区块水平井段内多簇压裂技术起步较晚,目前在300~400 m井间距下主要开展了段内为6~8簇压裂现场试验;为了降低压裂成本、提高作业时效,长段多簇压裂将是实现效益开发的一个重要发展方向;但随着段内簇数不断增加,射孔技术、暂堵转向技术、射孔簇数与施工参数合理匹配等方面面临新挑战,亟需进一步研究,从而形成适合不同地区地质工程特征的段内多簇压裂技术。     

深层页岩气水平井储层压裂改造技术

四川盆地南部深层页岩气资源量大,但由于埋藏深、构造复杂,适于3 500 m以浅页岩气储层的分段体积压裂主体工艺技术在3 500 m以深页岩气储层的压裂改造中出现了不适应性,难以形成复杂缝网。为此,借鉴埋深为3 500 m以浅的页岩气实现规模效益开发的压裂工艺技术,结合深层页岩的构造与储层特征,形成了一套适合于深层复杂构造页岩气水平井的储层改造技术,并在渝西地区深层页岩气井的压裂改造中进行了现场实践。研究结果表明:①天然裂缝综合预测技术实现了对天然裂缝带的精细刻画及天然裂缝发育强度的定量预测,为后续压裂施工优化提供了依据;②在页岩储层可压性评价参数中,脆性指数、缝网扩展能力指数及含气性指数越大,储层可改造潜力越大、气井增产效果越好;③采用大规模前置液工艺,"高强度注液、低孔数、低浓度段塞式加砂"工艺,以及实施暂堵转向的缝网复杂度提升工艺,单井储层增产改造体积(SRV)与产能得到了有效提升。结论认为,所形成的储层改造技术适用于深层页岩气储层的压裂改造作业,可以为同类型页岩气井的压裂施工提供借鉴。     

一种基于返排水的新型滑溜水压裂液体系

页岩油气开发普遍采用大型体积压裂,返排液量大,处理技术难度大且成本高。为了实现返排水的循环利用,对减阻剂、助排剂、页岩抑制剂进行了研发或优选,形成了一种新型滑溜水压裂液体系:0.1%JHFR减阻剂+0.2%JHJZ助排剂+0.25%JHNW页岩抑制剂。室内研究表明:该体系绿色环保、20 s速溶、减阻达70%、高抗盐、与返排水配伍性良好。该体系在长宁H7平台的3口水平井成功应用,可满足现场连续混配的压裂要求,有利于节约水资源。