高温压裂液体系研发及在海上气田的应用

国内常规压裂液体系仅适用于150℃以下地层,而海上气田高温深井的地层温度高达160℃。文中通过室内实验优选了温度稳定剂、高温延迟交联剂和破胶剂的加量,研制出耐温160℃的高温压裂液体系,延迟交联时间可控制在2}5min,破胶时间少于3h。该体系在海上气田BY2井158℃储层压裂施工中得到成功应用,压后45h内压裂液返排率85.5%,日产气9.6x1 04 m3,达到了改造储层和增产的目的。该技术对海上高温储层压裂具有一定的指导意义     

川西浅气层压裂液体系的研究与应用

针对川西浅气层温度低的特点,选择性能优良的低温活化剂与过硫酸盐的组合,使压裂液在低温下4－6h彻底破胶返排,从而解决了过硫酸盐在温度低于54℃下不能快速彻底破胶返排和普通蛋白酶受pH值,温度,水质影响较大而导致性能不稳定的难题,并根据地层和施工要求开发出了由稠化剂,交联剂,低温活化剂,助排剂,粘土稳定剂,破胶剂组成,适用于20－50℃井温的压裂液体系,介绍分析该压裂液体系的具体组成,活化剂对破胶时间的影响,压裂液的主要性能参数在新场气田和白马地区现场应用结果。     

低浓度聚合物压裂液体系研究与应用效果评价

聚合物压裂液冻胶体系在压裂施工过程中会在裂缝中和裂缝壁留下残渣造成储层伤害,降低聚合物浓度可以减轻这种伤害,但又会遇到冻胶体系黏弹性降低支撑剂沉降的问题,因此,研究优选满足携砂要求的低浓度聚合物压裂液体系具有实际意义.用实验方法研究了低浓度聚合物压裂液的增稠剂、交联剂及破胶剂.并评价了压裂液体系的抗温抗剪切性能、流变性能、携砂性能、破胶性能、低伤害性能、防膨性能和滤失性能.实验结果表明,低浓度聚合物压裂液的浓度为常规聚合物压裂液浓度一半时即可满足压裂时的携砂要求,抗温抗剪切性能优于清洁压裂液和常规聚合物压裂液,并且破胶后的残渣量明显减少,降低了对储层的伤害程度,是一种较为环保的低伤害压裂液.     

长庆油田底水油藏压裂液体系的研究与应用

常规的压裂对边底水油藏以及油田高含水后期会造成原有的裂缝成为无效注入水或边底水的循环通道,出现越层水窜或者油井快速水淹现象,因此需要开发可改变储层的相渗特性或者部分堵水功能、达到控制水油比的新型压裂液体系。通过室内研究开发了以羟丙基瓜胶-具有酰胺基的三元共聚物-含硅纳米溶胶为主剂的压裂液体系,设计了现场使用的配方和工艺,利用处理剂对岩石表面润湿性的调节作用,在完成造缝和冷却地层的同时,最先滤失进地层并达到较大的波及面积,改善地层表面的润湿性和渗流通道环境,以降低水相渗透率,提高油相的相对渗透率。     

新型低温压裂液体系的实验研究及应用

通过低温破胶影响因素室内实验，研究开发出了一种新型低温压裂液体系，研究结果表明，当温度低于52℃时，APS破胶剂只有在一种低温破胶助剂的作用下才可以发挥破胶作用，且破胶速度随APS浓度的增加而增加。该压裂液体系的破胶速度随溶胶液PH值增加而减小，随环境温度的上升而逐渐增加，压裂液体系的破胶速度受体温破胶助剂用量的影响较大，压裂液中其它添加剂对压裂液体系的破胶速度影响不大，通过现场60余井次的成功压裂，以及施工所取得的良好增产效果，证明新型低温压裂液体系非常适合浅井复产和增产的压裂工艺改造。     

吐哈油田低渗透油藏压裂液体系适应性评价

油井压裂改造技术作为油田增产的主体技术已日趋成熟,对压裂效果影响起至关重要作用的压裂液体系研究一直是各油田关注的重点内容之一。吐哈油田针对油田储层及油藏类型开展了压裂液体系的适应性评价研究,尤其是水基压裂液应用了胶囊破胶技术、延迟胶联技术、低温破胶技术及低残渣稠化剂,满足了吐哈低渗深井油藏在不同油藏温度及压裂施工条件下对压裂液性能的要求,为保证压裂效果奠定了基础。     

基于AHP-模糊综合评价的海上风机基础状态评估

为掌握服役时期的海上风机基础状态并对海上风机基础状态进行评估,提出一套结合故障树分析（Fault Tree Analysis,FTA）法、层次分析（Analytic Hierarchy Process,AHP）法和模糊综合评价法的海上风机基础状态评价模型。针对导管架式海上风机基础,考虑海洋腐蚀和海底冲刷,通过p-y曲线法模拟桩-土相互作用,在风浪流载荷的作用下进行动力响应分析,采用故障树对其失效模式进行分析,确定评价指标,构造判断矩阵计算指标权重,运用模糊综合评价法对各指标和整体进行评价。该模型结合各评价方法的优点,使评价结果更有说服力,可为海上风电场运行维护管理提供技术参考。     

海上原油外输方案的模糊综合评价系统研究

介绍了海上原油外输方式及模糊综合评价方法,建立了海上原油外输方案的模糊综合评价系统;并编制了计算机程序。该系统可以通过学习专家对以往案例的评价,对新案例作出综合评价。     

大牛地气田连续油管分层压裂液体系优化分析

大牛地气田气藏是一个典型的低压、低孔、低渗、低含气饱和度的致密性气藏,只有通过压裂改造才能产气。针对常规压裂液体系在连续油管连续多层施工时长期浸泡地层、施工周期长、对地层产生严重伤害的问题,开展了低伤害压裂液体系的优化配制分析,初步推荐出以3.0%D3F-AS05＋0.3%EDTA＋6%KCl＋0.6%KOH为主体配方的低伤害压裂液体系,并对该配方的压裂液流变性及抗剪切性能、破胶性能及与地层水的配伍性、稳定性及杂质影响进行了评价,对常规压裂液和低伤害压裂液对不同气层的伤害进行了对比,结果表明低伤害压裂液更适合大牛地气田连续油管连续多层压裂施工的需要。     

低聚合物压裂液的研究与应用

阐述了适用于低压低渗储层改造的低聚合物压裂液体系的室内研究、评价及现场实施情况。研究开发的低聚物压裂液体系，具有残渣含量少、成本低、耐温性能好、破胶彻底等特点，可以满足压裂工艺设计的要求。     

海上油田深部调剖体系的研究与应用

海上油田采用深部调剖技术来改善水驱开发效果、提高采收率。速溶聚合物在简单设备条件下能够快速溶解于海水中,释放粘度。对该速溶聚合物速溶性及速溶后的海水基溶液与交联剂形成的深部调剖体系性能进行了评价,结果表明,各项性能指标能满足海上油田深部调剖的要求。把该深部调剖体系应用到海上CB6C平台上进行现场先导性试验,实现了速溶聚合物的速溶、调剖体系的均匀混合、调剖体系的连续注入。施工不受海况影响,从而满足了海上油田深部调剖的需要,取得了预期的效果。     

储层综合定量评价方法研究

储层评价是储层研究中的一项重要内容之一,权系数的确定是储层综合定量评价的关键。采用灰色系统理论法、主成分分析法和层次分析法来确定权系数,并对大庆萨尔图油田北二区东部密井网试验区进行了储层综合定量评价,三种评价方法分类结果具有很好的一致性,解决了储层单因素评价过程中常常出现的评价结果相互交叉、不唯一的问题,有利于对储层进行正确的分类与评价。     

凝灰岩储层压裂液体系的研究与应用

海拉尔盆地兴安岭群储层物性差,岩性复杂,广泛发育凝灰岩。凝灰岩遇水后迅速膨胀、崩解,压裂施工中在低砂比情况下即产生砂堵,导致施工失败,影响凝灰岩储层的进一步勘探开发。通过分析岩石矿物特征、力学性质及水理特征,分析了压裂施工影响因素。结果表明,压裂液性能是决定施工成败的关键因素。在此基础上研制出一种新型交联乳化压裂液体系。该压裂液体系与凝灰岩配伍性好,滤失低,综合性能优越。现场应用66口井163层,施工成功率达到97%,满足了凝灰岩储层压裂改造的需要。     

青海油田低浓度胍胶压裂液的性能研究与现场应用简

开发了稠化剂浓度为0．18％-0．20％的低浓度胍胶压裂液体系,使稠化剂浓度比常规胍胶压裂中的稠化剂浓度低40％-50％,单方液成本降低30％-38％。通过对该低浓度胍胶压裂液的性能评价,确定了该体系具有良好的耐温耐剪切性能和滤失性能,破胶快速彻底。岩心损害率为22．53％,压裂液残渣含量仅为226．3mg／L,为常规胍胶压裂液的一半,大大降低了压裂液残渣对裂缝导流能力的损害。2012年,低浓度胍胶压裂液体系在青海油田应用总井数87井次,累计降低成本403．7万元,其中在昆北区块应用55井次,增产倍数为该区块2011年压裂井的1．08倍,降本增产效果明显。图3表6参5     

延长气田压裂液体系室内评价研究

延长气田位于鄂尔多斯盆地中部,经勘探在上古生界砂岩地层发现了四套储层,通过评价均属于低渗透气藏,主要表现为储层物性差,平均渗透率(0.2~1.0)×10-3μm2、孔隙度(4.8%~7.5%),地层压力系数低,平均为0.852,基本无自然产能。因此,加砂压裂技术是气田勘探开发的关键技术之一。文章对现用羟丙基胍尔胶压裂液体系的添加剂性能及压裂液整体性能进行了评价,该体系能够达到行业标准的要求。     

页岩气井可压裂性综合评价方法研究及应用

页岩气井可压裂性评价是保证压裂改造效果的重要基础。目前对可压裂性研究主要是在常规物性基础上将岩石脆性矿物含量或岩石力学参数作为水平井压裂施工段优选的重要依据。但压裂过程中沟通并延伸天然裂缝是形成缝网的关键,因此须将分支裂缝的形成条件作为页岩气井可压裂性评价的重要组成,以提高有利层段选评的准确性。通过分析人工裂缝与天然裂缝相交后起裂力学条件,提出相交后形成的分支裂缝起裂压力计算方法,再根据人工裂缝内的压力变化情况和储层地应力状态,建立人工裂缝与天然裂缝相交后的起裂模式并将其无因次化后作为评价的组成要素,形成页岩气井可压裂性综合评价方法。基于四川盆地南部页岩气Wx2直井的地质、测井数据对龙马溪组有利层段的分析,按照综合评价结果进行射孔和压裂,其测试产量明显高于该区块其他常规可压裂性评价的直井。表明该方法具有较高的准确性和适用性,既能保证压裂改造效果,又能降低施工风险和成本。     

井壁坍塌风险的模糊综合评价方法

针对钻井过程中井壁具有较强的不确定性与模糊性,在充分分析钻井工程中各类井壁坍塌影响因素的基础上,将层次分析与模糊评判方法综合运用到井壁坍塌风险评估中,使用层次分析法确定各类影响因素的权重系数,运用模糊评判法建立了井壁坍塌风险预测模型,形成了一套井壁坍塌风险评估的定量分析方法,对钻井过程中可能面临的井壁坍塌风险进行了评估和预测,提供了有效的风险控制。对川东北元坝22井的重点层段进行了井壁坍塌风险评估,应用结果表明,利用模糊综合评价法进行井壁坍塌风险评估有效可行。     

海上油田井间连通性综合评价技术研究

海上油田开发成本高,探井、评价井及生产井数少,导致油田资料及油藏认识有限,而对于注水开发的油田,井间连通性的认识对于改善注水效果及提高采收率是非常重要的.因此,针对这一难题及需求,以海上某油田注采井组为例,提出了井间连通性综合评价技术.利用砂体展布、储层物性、沉积相等地质研究分析静态连通性,根据油井泵吸入口压力及产液量...     

高密度瓜胶压裂液体系的研究与应用

针对华北油田家29断块与岔71断块高压油气层压裂改造难度大的问题,室内优选出溴化钠与硝酸钠复配加重剂,研发了高密度压裂液体系。研究结果表明,该压裂液体系的密度1.20~1.55 g/cm3可调,160 ℃、170 s?1条件下剪切90 min后黏度大于100 mPa·s。在华北油田进行了4口井的现场应用,与普通压裂液相比,施工排量提高了1.0~1.5 m3/min,砂比提高了5~16个百分点,井口压力降低了7~15 MPa,压裂效果较同区块邻井显著提高。     

一种新型自生酸压裂液的研发和评价

根据TH油田缝洞型碳酸盐储层的特点,需要一种常温下不生酸、高温下缓慢生酸的酸性压裂液,而酸压的效果,尤其是针对高温、低渗透性深井的酸压效果,在很大程度上取决于使用的酸液体系以及酸液添加剂的性能。本文基于大量的研究,研发和优选出一种适用于缝洞型碳酸盐储层的自生酸材料,适用于TH油田深度酸压改造工艺的酸性压裂液体系。