前置酸加砂压裂新工艺试验研究及现场应用

通过整合酸压和加砂压裂技术优势，集成为前置酸加砂压裂工艺技术。该工艺技术主要通过酸液溶蚀提高储层渗透性、抑制粘土矿物膨胀、溶解压裂液滤饼及残胶、酸压缝内填充支撑剂提高导流能力等4个方面的作用来提高改造效果。结合不同试验区储层特征，优选了酸液体系，创造性地形成了与长庆低渗透储层特点相适应的前置酸加砂压裂工艺技术，在镇53等5个区块共计试验百余口，取得了较好试验效果，为长庆低渗油田的改造提供了一项新技术措施。     

富县采油厂水平井前置酸加砂压裂酸液配方试验

为了解决富县采油厂油层水平井常规加砂压裂过程中给储层和支撑裂缝带来的损害导致压裂效果有限甚至压裂无效的问题,达到提高储层改造效果的目的,针对富县采油厂储层孔喉半径小、排驱压力高、孔渗性差、填隙物含量高等特点,通过室内实验配制出适合富县采油厂主力层位长6和长8油层的前置酸酸液体系。酸液体系为:12%盐酸+3%氢氟酸+0.5%缓蚀剂+0.5%破乳助排剂+0.5%黏土稳定剂+0.1%柠檬酸。室内实验和现场应用表明:该前置酸酸液能够有效降低压裂过程对储层和支撑裂缝的伤害90%以上,对低产低效储层改造具有重要指导意义。     

前置酸改善水力压裂效果机理分析

常规加砂压裂过程中往往会给储层和支撑裂缝带来损害,导致压裂效果有限甚至压裂无效。为了改善压裂增产效果,提出和发展了前置酸液加砂压裂工艺技术,压裂效果显著改善。系统分析了压裂过程中的压裂液残渣损害、压裂液滤失损害和机械杂质引起的损害。还分析了前置酸改善水力压裂效果的机理,即溶解敏感性粘土矿物,减少粘土膨胀和微粒运移、加速压裂液破胶、溶解压裂液滤饼、清洗支撑裂缝杂质损害和促进破乳等。现场应用表明采用该技术可降低压裂过程中的损害,从而提高压裂成功率和有效率,大大改善压裂效果。     

低(无)前置液加砂压裂工艺应用研究

低前置液或无前置液加砂压裂是指造缝用压裂液不超过施工总用液的10％或者只有几方液、而加砂强度与同一区块压裂井相同或者超过相同射孔厚度井的加砂量。阐述了新疆准噶尔盆地西北缘乌-夏断裂带乌33井区克拉玛依组油层由于低压、低温、中强水敏等问题，在工艺上探索了以提高加砂强度，同时减少入井液的措施的技术方法，进行现场实践。2008年1月至2008年6月进行了18井次的应用试验，成功率100％，并取得一定的生产效果。该工艺的实施使单井整体入井用压裂液减少20％～35％不等，从物理意义上讲，降低了压裂液对敏感地层的二次污染，缩短了占产周期，降低了作业成本。这对将来类似油气区块的油层改造提供一些技术思路与启示，有一定的现实指导意义。     

前置酸加砂压裂技术在碳酸盐岩油藏中的应用

塔河油田碳酸盐岩油藏属于陆上海相油气藏类型,油藏埋深在5000 m以下,地层具有高温高压的特性,储层类型为裂缝和孔洞型,因此新井在进行完井的过程中大部分要进行储层改造以达到建产的目的,但由于碳酸盐岩的高闭合压力,进行普通酸压完井的油井往往投产一段时间又要进行酸化解堵甚至要重复酸压。近年来塔河油田在酸压过程中采用阶段加砂的方式来提高裂缝的导流能力,但由于碳酸盐岩储层改造在加砂时常常压力过高,对酸压施工造成不安全隐患,成功率不高,经过多年探索研究,采用注入前置酸的方式可提高加砂作业的成功率。     

前置酸加砂压裂在胡尖山油田长 4+5 层提高单井产量的可行性分析

针对物性差、喉道半径小、填隙物含量高的储层,通过酸化和加砂压裂技术互补,集成前置酸加砂压裂工艺,该工艺主要通过溶蚀反应提高储层渗透性、抑制粘土矿物膨胀、溶解压裂液滤饼及残胶、提高破胶程度等方面的作用来提高单井产量。针对不同区块的储层特征,优选了酸液体系,形成了与长庆低渗透储层特点相适应的前置酸加砂压裂工艺做法,在胡尖山油田长 4+5 储层共计实施 23 口井,取得了良好的效果。     

环82 区长8 酸敏储层前置酸压裂技术研究与应用

随着油田滚动勘探开发的不断深入,长庆陇东油田长8储层部分区块物性变差,采用常规加砂压裂工艺,单井产量偏低,需要探索新的工艺以提高单井产量。针对长庆陇东油田长8储层特点,室内开发了一套适应于长8酸敏储层的前置酸酸液体系,与目前体系比较,改进后前置酸酸液体系对研究区岩屑溶蚀率提高了35.4%,对胍胶压裂液的破胶液黏度降低了42.1%,岩心伤害率降低了67.9%,体现了较好的储层适应性。通过PT软件模拟提出了前置酸压裂工艺中的前置酸酸液用量强度、施工排量、关井时间。经现场32口井试验,长8酸敏储层前置酸压裂改造技术在环82区试油日产油量提高了20.4%,取得了较好的增产效果。     

致密砂岩气藏前置酸压裂技术应用研究

大牛地气田经过多年的开发,目前开发区的储层物性条件越来越差,常规加砂压裂技术有效动用储层的难度越来越大。本文针对大牛地气田致密砂岩气藏低孔、低渗、低压,黏土矿物含量高的特点,通过前置酸酸液与岩石之间的相互化学反应机理研究,结合现有压裂技术对其在致密砂岩气藏压裂中的可行性展开研究,初步形成了一套前置酸压裂技术方法。现场试验表明,该项技术增产效果显著,具有较好的应用前景。     

交联酸携砂压裂技术在火山岩储层的应用

室内研究了CYY-120交联酸液体系,该体系在15％～20％盐酸中成胶后具有良好的耐温、耐剪切性能,具备优良的降滤失和携砂能力。根据石西油田石炭系储层特．最,将交联酸携砂压裂技术成功应用于SH1132井深层火山岩,并获得良好的增产效果,证实了交联酸携砂压裂工艺在火山岩储层的可行性,对于碳酸盐含量较高的裂缝型储层的改造具有重要的参考意义。     

低渗透油田多组分前置酸压裂技术研究与应用

多组分前置酸压裂技术主要针对低渗透油田的储层特征,在压裂之前先行挤注低伤害缓速酸液体系,依靠压裂和酸液的酸蚀指进压开地层并使裂缝扩展。本技术主要通过酸液溶蚀提高储层渗透性、抑制粘土矿物膨胀、溶解压裂液滤饼及残胶、酸压缝内填充支撑剂提高导流能力等4个方面的作用来提高改造效果。通过在姬塬油田的现场的试验,措施后,油井产液、产油上升较快,含水平稳,有效率100%,有效期长,平均单井日增油2.35t,取得较好效果,对低渗砂岩储层有较好的适应性,为长庆低渗油田的改造提供了一项新的技术措施。     

低渗透致密油藏压裂驱油剂润湿性评价及效果

针对低渗透致密油藏压裂驱油剂的润湿性评价问题,分析现有接触角法的误差及不确定性,提出了评价压 裂驱油剂润湿性的改进方法,采用润湿倾向指数,即驱油剂与蒸馏水在亲水/油表面的润湿接触角的比值来表征 压裂驱油剂的润湿性改变方向和程度。结果表明,用接触角和接触角变化的最大值反映驱油剂对储层润湿性改 变方向和能力都存在一定的不确定性。亲水表面的性质非常稳定,润湿接触角偏差较小,但亲油表面的润湿接 触角偏差较大。蒸馏水与亲水/油表面润湿接触角的相对平均偏差分别为0.281%、8.929%。另外,部分驱油剂在 亲水/油表面的接触角最大变化值差异不明显。用润湿倾向指数可较好地表征驱油剂的润湿性改变程度。润湿 倾向指数不确定度远小于接触角不确定度。0.2%磺酸盐类驱油剂、聚氧乙烯醚类驱油剂、氟碳类驱油剂在亲水 表面的接触角（润湿30 s）不确定度分别为1.24、3.11、0.64,而水润湿倾向指数不确定度分别为2.48×10^-2、6.33× 10^-2、1.76×10^-2。通过Amott 方法,测得7 种压裂驱油剂作用下天然岩样的水湿指数。该水湿指数从大到小的排 序与用接触角法测得的水润湿倾向指数从小到大的顺序一致。两种方法的测试结果进一步证实了使用润湿倾 向指数的准确性和优越性。该方法有利于快捷地评价压裂驱油剂对储层润湿性的改变能力,优选低渗透致密油 藏压裂驱油剂。     

大庆探区低孔低渗油气层压裂改造增产工艺技术

随着勘探工作的深入,大庆探区进入低渗透薄互层岩性油气藏和致密气层勘探,压裂增产技术已成为增产上储的常规技术,压裂工作量逐年增多。压裂井占试油井数的60％-80％,压后工业油气流井占年工业油气流井的60％-80％。勘探部门以勘探目标需求为攻关目标,以储层增产机理、压裂产能预测、压裂液、支撑剂及施工工艺技术作为系统工程进行攻关,逐步配套完善并发展了低孔低渗油气层压裂改造工艺技术。大庆探区在勘探区块进行推广应用,见到显著效果。     

砂岩储层增产新技术--酸压

酸压增产措施一般用在碳酸盐岩储层,砂岩储层几乎不进行酸压,但近年来一些油田在砂岩储层进行酸压尝试获得成功。分析了砂岩储层一般情况下不能进行酸压的原因,提出了砂岩储层要获得成功酸压需具备的条件,并在室内对油田岩样进行了酸蚀裂缝导流能力试验。结果表明,酸蚀后岩样不但结构完整,而且还获得了良好的导流能力,从而说明砂岩储层可以进行酸压尝试。结合现场成功酸压实例井,综合分析了获得有效酸蚀裂缝导流能力的途径,初步得出了砂岩储层酸压需具备的一些基本要素,为砂岩储层增产提供了新途径。     

新型砂岩自转向酸体系的研究与应用

渤海主力油田储层层间渗透率级差大、非均质性强,酸化过程中酸液大量进入高渗层,引起渗透率级差进一步加剧,不能有效改善中低渗层,酸化解堵效果不理想。针对该问题,以新型两性离子表面活性剂ZX-1为稠化剂,优化形成了砂岩自转向酸体系,对该体系开展了流变性、配伍性、破胶性能、转向酸化效果评价实验。结果表明模拟鲜酸黏度6mPa·s,利于注入储层;模拟自转向酸变黏体系黏度60 mPa·s,耐剪切性强;模拟残酸黏度2 mPa·s,利于返排。自转向酸与缓蚀剂、铁离子稳定剂、防膨剂及助排剂配伍性良好,无沉淀、残渣产生;体系破胶容易,异丙醇、破乳剂、乙二醇丁醚及酸液消耗均能使自转向酸完全破胶,破胶后溶液黏度均低于10 mPa·s;体系具有自我清洁的作用,即使现场酸液未能完全破胶,经过一段时间能自动破胶,不会对储层造成永久性伤害。该自转向酸体系具有良好转向分流能力,随着初始渗透率级差从比2.00增大到10.70,酸化后低渗岩心渗透率改善倍数明显增大,高低渗岩心渗透率级差比减小,当渗透率级差达到10.7时,体系仍能实现有效分流酸化。ZX-1自转向酸现场应用效果明显,具有良好应用前景。      

���ú˴Ų⾮��ϸ���۵���͸ɰ������

常规测井资料主要反映岩石的宏观物理信息。低渗透储层孔隙结构复杂，做孔和做缝作用明显，应力敏感性强，利用常规测井资料和地面分析资料精确评价储层的难度校大。核磁共振测井资料为分析地层上覆应力下储层的孔隙结构和渗透性提供了良好的手段，但由于低信噪比和T2截止值问题，其在低渗透储层评价中的适应性值得进一步研究。文章通过岩心调试，建立了长庆上古生界低渗透砂岩储层的核磁共振潮井解释方法和优化采集参数，分析了影响丁z截止值变化的主要因素。结果表明，研究区实潮可动流体截止值变化范围较大，影响其变化的主要因素是储层的岩性，纯石英砂岩相对岩屑砂岩和含泥砂岩具有较高的T2截止值。文章给出了核磁共振测井在提供高精度储层参数、进行储层孔隙结构及可动流体分析、以及低电阻率气层识别方面的实例和使用效果。     

酸压裂缝中酸液流动反应行为研究综述

酸压是低渗透油气藏的重要增产措施.影响酸压效果的关键参数是酸蚀裂缝导流能力和酸液有效作用距离.这2个参数在很大程度上受控于酸液在酸压裂缝中的流动反应过程.回顾了数十年来酸液流动反应研究中取得的重要成果,尤其是酸蚀蚓孔滤失和酸液指进研究方面的最新进展;归纳了当前酸液流动反应研究在思维、研究内容和研究方法3方面的存在问题;井分别从这3个方面给出了酸液流动反应深入研究的建议.     

特低渗透砂岩油藏压裂液损害实验评价

以镇泾油田长8组砂岩油层为研究对象,探讨了压裂液损害评价方法,并进行压裂液滤液对基块岩样渗透率损害率和压裂破胶液动态滤失对造缝岩样返排恢复率测定的压裂液动态损害实验;考察了压裂液与地层流体、工作液之间的配伍性,压裂液和原油的润湿性,测定了压裂液乳化率和残渣。压裂液原胶液组成为0.4%HPG(瓜尔胶)+0.4%AS-6(季铵盐类黏土稳定剂)+0.3%CX-307(阴离子型破乳助排剂)+0.1%HCHO(杀茵剂)。实验结果表明,原油与破胶液按3:1、3:2、1:1体积比混合后的乳化率均在60%以上,而破乳率仅为12.00%～23.77%。压裂液残渣含量平均为703 mg/L,易阻塞储层渗流通道。裂缝岩样经压裂液驱替后的返排恢复率为1.48%～85.83%;当裂缝充填支撑剂后的返排恢复率为0.02%～42.9%,较单纯裂缝岩样低。基块岩样压裂液乳化损害程度强,平均损害率为89.83%;残渣液损害程度强,平均损害率为73.71%;压裂液滤液损害程度中等偏弱,平均损害率为44.85%。压裂液产生的润湿反转使岩石由水湿转化为油湿。固相侵入、碱敏、润湿反转是储层损害的主要因素。固相侵入的损害率为28.86%,润湿性相关的损害率为44.98%,基块岩样碱敏损害率26.38%、裂缝岩样为32.18%。建议采用清洁压裂降低残渣损害、选用合适的表面活性荆提高返排率,为该油田储层保护和有效开发提供支持。     

砂岩油藏非活性硝酸粉末液酸压实验研究

传统的观点认为砂岩油藏进行酸压是不可行的,然而近年来砂岩油藏的酸压在某些油田取得了成功。就砂岩油藏酸压进行实验评价研究,对现场具有指导意义。非活性硝酸粉末液是一种新型酸化材料,正常状态下呈非活性,激活后可分解出具有强氧化性的HNO3,它能够剧烈地局部溶蚀岩石及其堵塞物,而不破坏地层结构,从而疏通油路,提高地层的渗透率。与常规酸相比,非活性硝酸粉末液具有解除无机物堵塞、暂堵、穿透深、二次污染小的优点。因此,实验中采用非活性硝酸粉末液作为处理液。通过溶蚀实验、酸蚀裂缝导流能力实验、酸化后的刻蚀形态和酸蚀裂缝导流能力影响因素分析,认为在砂岩油藏进行酸压是可行的。     

致密砂岩气藏难动用储量压裂效果综合评价

水力压裂是致密低渗气藏投产的必要方式。依据川西新场XS气藏地质特征、压裂及试井资料,进行了定性及灰关联分析,结果表明,压裂层段有效厚度、孔隙度及地应力特征是影响该气藏压裂效果的主要因素;根据试井解释理论,综合利用压裂前后的试井资料分析了试井曲线形态特征及地层参数变化,动态认识了压裂层段储渗特征,评价了川西新场XS气藏的压裂效果,为该气藏今后压裂选层、措施方案改进提供了依据。其研究方法对同类型气藏的科学管理开发具有一定的指导意义。     

低渗油藏水力压裂裂缝长度优化研究

低渗油藏在进行压裂改造时,由于其渗流规律复杂和井网形式不规则,常规模拟压裂裂缝长的方法不再适用。因此提出了PEBI网格模拟和经济评估相结合的水力裂缝长度优化方法。该方法将油藏数值模拟中的新型网格结构——PEBI网格应用到水力裂缝长度优化设计中。实现了不规则井网条件下水力裂缝的准确模拟．并证实了PEBI网格模拟水力裂缝相对于常规直角网格的优越性;同时从经济角度优化裂缝的长度。通过实例对产油量、含水率以及采出程度的对比分析．表明运用该方法能确定水力裂缝的最佳长度。