低孔裂缝性致密储层暂堵转向酸压技术及应用

塔里木盆地库车山前井具有超深、超高压、高地应力、 高温的特点,储层主要为低孔裂缝性砂岩,厚度中、巨厚,完井后都需要经过改造才能获得高产。针对裂缝发育的储层,通过酸压改造可以获得高产。为了提高中L巨厚储层纵向改造均匀程度和改造效果,采用暂堵转向缝网酸压技术,取得了很好的改造效果。暂堵转向剂在超高压高温酸压过程中能够憋压暂堵转向,达到纵向均匀改造的目的,施工完成后在高温条件下水解,暂堵剂失去暂堵功能,释放被堵储层产能,从而达到增产的目的。     

灰岩储层多级交替注入酸压酸蚀规律研究

中国大部分灰岩储层埋藏深、低孔隙低渗透,受高温、高闭合压力、强非均质性等因素影响,常规盐酸酸压不易对其形成非均匀刻蚀,且改造效果差,影响了该类储层的高效开发。多级交替注入酸压技术可以通过酸液在前置液中多次形成黏性指进的方式来更好地实现裂缝壁面的非均匀刻蚀,但多级交替注入酸压酸蚀规律尚不清晰,注酸级数的界限尚不明确,目前酸压设计多依靠经验方法进行。针对以上问题,在双尺度连续酸化模型的基础上,综合考虑黏度变化与注酸级数的影响,建立了灰岩储层多级交替注入酸压模型。基于多级交替注入酸压模型,将酸岩反应动力学、酸蚀裂缝实验数据、酸蚀数值模拟研究结果相结合,分析了酸液黏度、注酸排量及注酸级数等因素对酸压改造效果的影响,明确了灰岩储层多级交替注入酸压的酸蚀规律与注酸级数界限,通过引入酸液突破体积对现场优化提供依据。研究结果表明,为改善裂缝壁面的非均匀刻蚀程度,获得酸蚀裂缝的高导流能力,在地层温度为90℃时纯灰岩储层采用盐酸与稠化酸交替注入工艺,在注酸排量为5 m³/min时加入0.4%非离子型聚丙烯酰胺的稠化酸。在此基础上,最佳注酸级数以不超过三级为宜,此时酸液突破体积最小,适...     

元坝陆相气藏裂缝型致密砂岩储层酸压技术

元坝陆相致密砂岩储层具有低孔、低渗、非均质性强等特征,储层微裂缝发育,加砂压裂造缝困难而施工作业难度大、安全风险高、改造效果差。由于该气藏储层含钙质胶结物或钙屑,因此采用酸压技术是降低储层改造风险的有效措施之一,但常规土酸酸化也面临着酸液滤失大、腐蚀性强、酸蚀速度快、施工泵压高等问题。实验和现场应用试验表明,采用胶凝盐酸和胶凝土酸分别作为前置酸和主体酸进行"前置酸酸压+主体酸闭合酸化"施工能有效降低酸岩反应速度、酸液腐蚀程度、酸液滤失量、施工摩阻和施工泵压,进而降低施工作业难度,确保酸蚀裂缝的高导流能力,获得良好的增产效果,可实现元坝陆相裂缝性致密砂岩储层的有效改造。     

塔河油田深层酸压沟通裂缝获成功

SL066井是针对奥陶系碳酸盐岩储层，在阿克库勒凸起南斜坡部署的一口探井，完钻井深6100m。由于该井油气显示良好，于是采用大规模前置液酸压工艺，对奥陶系碳酸盐岩储层的5930～6100m井段实施深部酸压改造，酸蚀裂缝长100m以上，有效地沟通了储集体。关井憋压后求产，口产油79m^3。该井经过酸压改造获得高产工业油流，为进一步评价该井区奥陶系储集体发育提供了可靠依据。     

深层裂缝性碳酸盐岩储层混氮酸压技术

塔河油田奥陶系碳酸盐油藏 ,埋藏深、温度高 ,酸液滤失大 ,酸岩反应缓速困难。通过对混气酸压降滤、缓速、助排、造缝作用机理的研究 ,总结出该技术的工艺特点、控制要点、混注程序及注气量。在塔河油田现场应用 ,能提高残酸的返排能力 ,降低酸液的滤失系数     

裂缝性碳酸盐岩储层体积酸压技术精细化研究

紧密围绕如何实现裂缝性碳酸盐岩储层高产、稳产的系列难题,以储层改造对象精细化研究为切入点,通过压汞实验、核磁共振实验以及电镜扫描实验,明确了储层的储集空间和渗流通道,通过岩石力学实验认识了储层可压裂性。以储层特征为基础,提出了针对脆性较强、裂缝发育段"先疏后堵、主缝沟通、支缝补充"的体积酸压改造模式,结合"大排量、大液量及高低黏酸液组合"的改造工艺,研究成果在大牛地气田X井进行了现场试验,压后试气产量达到5.2×104 m3/d,是周围直井的10倍以上,这为同类型储层体积酸压改造提供了很好的借鉴思路。     

低渗灰岩油藏水平井前置酸压技术

江苏油田W9P1水平井灰岩储层具有低压、低孔、特低渗等特点,酸压是灰岩油藏增产的主要技术手段.根据低渗灰岩油藏水平井酸压改造的特点及关键点,在室内开展了超级胍胶(GHPG)前置液性能研究,利用Stimplan软件对多种酸压工艺进行了数值模拟.结果表明:GHPG稠化酸能起到造缝、降温的作用,24h后的降解粘度为5mPa·...     

二连盆地赛51井石灰岩储层深度酸压技术研究

赛51井储层改造存在如下问题:①物性差基质基本不含油;②杨氏模量高,应力遮挡差;③储层温度低,破胶困难;④原油凝固点高,胶质和沥青质含量高,易结蜡;⑤酸液浓度高,对缓蚀要求高,需要采用深度酸压技术形成长缝等。在储层评价研究基础上,针对以上问题研究制定技术对策,应用地面交联酸体系施工获得成功。该井的施工成功开辟了二连盆地古生界灰岩潜山找油新领域,实现了我国东部地区石炭系灰岩潜山勘探的首次重要突破。     

裂缝性藻灰岩储层识别技术研究

下干柴沟组上段(E23)藻灰岩是尕斯库勒油田的一个重要储层,其储层岩性复杂,物性变化大,非均质性严重,油水关系复杂,有效储层划分和流体性质识别成为开发的关键.以岩心实验、试油试采等数据为基础,综合应用成像测井、核磁共振测井、阵列感应测井等技术,以岩性识别为切入点,通过裂缝识别、储层类型识别、储层渗透性识别及气水层识别,建立了研究区藻灰岩储层综合对比的识别新技术.应用地层元素测井可识别岩石成份,利用成像测井可识别岩石结构及构造,利用常规测井识别岩石成因,综合多种数据可有效提高岩性识别的准确度.综合应用核磁共振、阵列感应等测井新技术能更好地识别储层的渗透性及流体性质.研究成果应用成功率达到80%,为类似复杂岩性储层研究提供了思路.     

裂缝性气藏压裂关键技术

结合川西和国内外裂缝性油气藏在压裂施工实际,在裂缝性气藏压裂施工过程中,由于天然裂缝开启导致的压裂液过量滤失、主裂缝难以形成和延伸,施工过程中表现出高的施工压力和低砂比阶段快速砂堵等难点,通过压前裂缝诊断技术、压裂施工过程中的综合降滤、实时裂缝诊断技术是确保裂缝性气藏压裂避免沿天然裂缝延伸形成张开程度不一的多支缝,确保施工过程中形成具有一定缝宽的主裂缝的关键。为后期加砂压裂提供了基础保障。
     

高温深井复杂岩性气藏压裂技术

冀东油田五号构造沙河街组属于复杂岩性气藏,岩性主要以玄武岩、火山碎屑岩为主,埋深4781.6~5200 m,储层温度170~180℃,物性差（0.04~0.4 mD）,前期采用φ139.7 mm套管压裂,排量2 m3/min时,压力70 MPa,停泵压力61 MPa,导致施工失败。通过对该气田火山岩岩心全岩、X射线衍射分析、酸溶、地应力及天然裂缝识别实验,认为天然裂缝发育且裂缝充填物多为酸溶矿物,提出了前置酸压+压裂改造工艺。从耐170℃高温有机硼低残渣瓜胶压裂液、稠化酸、优化射孔方式,提高地面设备承压、自降解降滤失剂封堵天然裂缝等综合处理措施出发,实现了适合南堡五号构造裂缝性火山岩深井压裂的顺利实施,并对前期失败井再施工,排量为5 m3/min时,最高压力为74 MPa,共加砂60 m3,顺利完成了施工。该技术在该区块现场实施3口井,单井最高加砂量125 m3,最高套压85 MPa,NP5-A井压后φ6.35 mm油嘴放喷,日产气量为10.7×104 m3。      

深层致密气藏高效压裂改造技术研究

针对川西地区须家河组气藏工程地质实际,分析了深层致密气藏压裂改造技术的难点;通过结合川合148井、川合139井压裂改造现场试验情况并系统地剖析该区块在压裂改造中存在的问题。从降低破裂压力、压裂材料的优选、小型压裂测试等方面,提出了深层致密气藏高效压裂关键性技术对策,为深层气藏下一步压裂改造技术攻关提供有益的参考。     

深层高温裂缝性致密砂岩气藏流体敏感性实验研究

随着常规天然气资源的减少,深层致密砂岩气藏将成为天然气勘探开发的热点。然而致密砂岩气藏具有低孔低渗、黏土矿物丰富多样、裂缝发育等工程地质特征,在作业过程中储层易受损害,气井的产能远远低于预期值。为此,选取川西大邑构造T3x3致密砂岩岩样,采用逐渐增大压力梯度的速敏实验新方法,开展了室温20℃与高温120℃条件下裂缝岩样的速敏与碱敏实验。实验结果表明,室温储层速敏程度为中偏弱～中偏强,高温为强;室温储层碱敏程度为无～弱,高温为中偏弱～强,储层高温流体敏感性明显地强于室温流体敏感性。分析指出,矿物热膨胀、岩石表面性质改变、矿物溶解度及溶解速率增大、外来流体与储层矿物的反应速率增加导致微粒分散运移加剧等是高温流体敏感性增强的主要原因。     

超高压裂缝型气藏分层压裂技术及应用

塔里木油田A气藏埋藏深、压力高、应力大、天然裂缝发育\,储层厚度大,是典型的超高压裂缝型气藏。储层笼统压裂效果差,采用分层压裂改造技术,取得较好的效果。针对超高压深井裂缝型气藏分层压裂难度大的特点,优选完井封隔器+压裂封隔器+滑套作为分层压裂工具;采用测井地应力解释和优化射孔模拟方法,进行分层优化;密度为1.32g/cm³的加重压裂液体系能降低井口施工压力;使用高压施工设备,能满足地面高施工压力的要求。针对超高压深井裂缝型气藏分层改造技术的研究和认识,对类似气藏改造有借鉴和推广作用。     

深层气藏压裂井井下压力温度监测技术应用

通过压裂施工前将存储式电子压力计随管柱下入到目的层,完整地记录压裂施工过程和压后排液的真实井底压力、温度变化情况。利用所录取的数据,可准确计算压裂施工不同阶段管柱的实际摩阻,建立深层气井压裂液摩阻图版;科学指导破胶剂追加,确保压裂液及时破胶返排;优化设计固化剂固化温度和固化时间,有效防止气井压后返排时支撑剂回流现象;解释、拟合人工裂缝长度和储层渗透率等参数,有效评价压后增产效果。     

裂缝油藏深部调驱技术研究

为提高油田最终采收率,针对裂缝性油藏,开展了深部调驱技术研究;针对不同裂缝发育区域,进行了多种调驱剂的深调试验,形成了针对不同窜流通道的调驱剂技术以及应用深部调驱、液流改向来提高水驱效率的技术.现场实施后,油田剖面动用程度提高,地层亏空减小,能量得以补充,综合含水保持稳定,改善了油田开发效果,奠定了油田的稳产基础.     

火山岩深气层压裂返排废水高级氧化处理工艺研究

大庆油田火山岩气井在压裂过程中产生的压裂返排废水,每升CODCr值高达数千毫克。针对大庆油田的深气层压裂井返排废水的具体水质情况,采用了混凝沉淀、一次氧化、活性炭吸附、二次氧化的处理方案,实验研究了高CODCr压裂返排废水的高级氧化处理方法。并筛选出最佳工艺条件,实验结果表明,该法可使原水CODCr值从4389mg/L降至93mg/L,出水指标达到排放标准。     

川东北飞仙关组碳酸盐岩气藏产能影响因素及压裂酸化新技术探讨

川东北地区飞仙关组碳酸盐岩气藏的储集层条件起好，不论直井还是水平井均可获高产工业气流，投产前的解堵酸化均可实现大幅度增产。在分析介绍该地区气藏地质特征的基础上，全面剖析了影响产能的主要因素，并对多功能深部酸化技术方案和稠化酸加砂压裂技术方案进行了具体探讨。     

高温深层压裂技术研究

深层一般指深度大于3000m以上的储层，深层往往伴随着高温、低孔低渗、有效闭合应力高等特点。这样的储层杨氏模量一般也较高，储层岩性有时会表现出塑性特征。大庆徐深1井压裂层段在4435．2～4480．0之间，属于深层压裂改造，通过该井的工艺设计及现场实施为深层压裂提供借鉴。