超深碳酸盐岩储层携砂酸压技术

塔里木油田超深碳酸盐岩储层温度高,酸岩反应速度快,酸蚀裂缝长度短,闭合应力高,有效导流能力保持时间短,水力加砂压裂液为惰性液体,侧向沟通能力差。结合常规酸压和水力加砂压裂的优点提出交联酸携砂酸压技术。室内实验了交联酸的交联、携砂、耐温耐剪切和破胶性能,同时研究了酸对支撑剂性能的影响、酸岩反应对冻胶携砂性能的影响,验证了交联酸携砂酸压的可行性。现场应用表明:携砂酸压沟通了更多的储集体,增大了改造体积,为碳酸盐岩储层改造提供了一种新的技术手段。     

TP区裂缝孔洞型碳酸岩储层复合改造技术研究

TP区是塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏主力产油区块之一,在高温、高闭合压力条件下,常规酸压形成的酸蚀裂缝穿透距离受限且易发生闭合,酸压投产后表现出快速递减特征。通过实验研究开发了水力加砂压裂+酸压复合改造技术,前期利用冻胶携砂以提高人工裂缝远端导流能力,后期采用酸液刻蚀来提高近井导流能力和改造范围,从整体上提高人工裂缝导流能力及其保持率。水力加砂压裂+酸压复合改造技术在TP区现场实施6井次,建产率达到83.3%,累产油3.76×104 t,表明该技术在低品位裂缝孔洞型碳酸盐岩油藏具有较强的适应性。     

交联酸携砂压裂工艺在碳酸盐岩储层的应用

近年来,针对碳酸盐岩的储层改造,中外已形成了以深度酸压为主体的各种酸压技术,同时还尝试了加砂压裂改造。在分析酸压和加砂压裂不足的基础上,针对长庆气田下古生界碳酸盐岩储层特点开发了交联酸携砂压裂工艺,交联酸压裂液具有黏度高、滤失低、摩阻低、易泵送、酸岩反应速度慢、造缝效率高、返排容易、流变性好、能携砂等一系列优点,从而实现酸液体系深穿透、提高酸蚀裂缝导流能力、延长压后有效期、提高单井产能的目的。从2006年以来先后运用该技术在靖边气田对碳酸盐岩储层进行交联酸携砂压工艺改造试验,与邻近井的其他施工工艺增产效果相比有一定的优越性。     

携砂酸液体系综述

储层改造方式主要为水力压裂、基质酸化、酸化压裂,然而在20世纪80年代初,国外公司研制的新型酸液具有的携砂性能,为在储层中产生具有较高导流能力的酸蚀支撑裂缝提供可能,此后酸携砂压裂技术被越来越多地研究[1]。文章重点从粘温性、携砂性和现场应用情况三个方面,对比和分析国内外报道的携砂酸液,分别是地面交联酸、清洁酸和乳化酸。结果证明地面交联酸的耐温性,携砂情况以及现场应用效果是最好的。同时,文章在总结对比的基础上,发现了一些在携砂酸液研究中存在的问题。     

复杂岩性储层酸携砂压裂技术室内研究

现场实践证明,常规酸化压裂和加砂压裂工艺对复杂岩性储层的改造效果不理想,而多级注入、粘性指进酸压工艺以及闭合酸压技术的成功率较低。针对复杂岩性储层的特点和依据该类储层的改造经验,本文提出了新型 乳化酸携砂压裂工艺。通过对新型乳化酸的性能实验,确定了酸液体系。文中选取高强度陶粒和树脂涂层石英砂,进行单层铺置和多层铺置情况下的乳化酸携砂支撑裂缝导流能力以及酸蚀裂缝导流能力对比实验分析,证实了新型乳化酸携砂压裂技术的可行性和可靠性,为乳化酸携砂压裂技术改造复杂岩性储层,提供了理论和实验基础。     

深井超深井碳酸盐岩储层深度改造技术——以塔里木油田为例

塔里木盆地碳酸盐岩储层具有埋藏深、温度高、油气藏类型复杂、非均质性强等特点,这使得储层深度改造技术成为世界级难题。在低伤害前置液、地面交联酸、乳化酸等材料技术飞速发展的基础上,通过建立大型物理模型,并对酸蚀裂缝导流、酸岩反应动力学等酸压裂机理进行深入研究,初步形成了适应不同储层特点的具有针对性的储层多元化深度改造技术,如深度酸压技术、水力压裂技术、交联酸加砂压裂技术等。塔里木油田碳酸盐岩储层改造的成果及现场应用情况也验证了上述工艺技术的有效性。     

交联酸携砂酸压在白云岩气藏改造中的应用

低渗白云岩储层自身物性条件较差,常规酸压及水力加砂压裂工艺在实际应用中不能取得明显的增产改造效果。在分析针对靖边气田现有白云岩储层改造面临的难点基础上,开展了交联酸携砂酸压工艺的研究与现场实践。该工艺将酸液携砂填充裂缝与破胶后酸化作用有机结合起来,以最终形成高导流能力的酸蚀-支撑复合裂缝,扩大了油气渗流通道。现场11井次试验表明,措施成功率达100%,最大加砂量25.1m3,压后平均返排率在82%以上,平均试气无阻流量达12×104m3/d以上,最高获37.0236×104m3/d。与邻井其他工艺增产效果相比,该工艺具有一定优势,为碳酸盐岩类储层增产改造提供了新思路。     

玉北地区交联酸携砂酸压工艺研究与评价

玉北地区储层非均质性强,温度高,天然裂缝发育,酸压过程中存在酸岩反应速度快和滤失严重等问题,难以形成导流能力高的长缝。在分析玉北储层地质特征基础上,研制出适合该地区的低伤害耐高温交联酸体系,并对其进行了系统评价,同时开展了酸携砂复合酸压工艺研究,论证了酸蚀支撑裂缝导流能力优于未填入支撑剂的裂缝,以及酸携砂工艺在玉北裂缝型储层的可行性。在大量室内实验和模型计算基础上进行了现场试验,形成了一套适合玉北地区的高效酸压技术。     

白云岩储层酸蚀裂缝导流能力实验研究

酸蚀裂缝导流能力是评价酸压效果的关键参数之一,目前碳酸盐岩油藏裂缝酸蚀实验研究多集中在灰岩储层,对白云岩储层的相关研究鲜有报道。灰岩与白云岩储层的酸岩反应特征差异明显,为了对白云岩储层裂缝酸蚀形态和微观反应机理进行研究,以长庆油田取心白云岩储层岩心为例,开展酸蚀裂缝导流能力实验研究,并通过3D激光扫描对比分析灰岩与白云岩岩板酸蚀微观形态。通过短期导流能力实验,分析储层物性、酸液浓度等条件影响下酸蚀裂缝导流能力的变化规律。结果表明,白云岩相对于灰岩而言,其表面反应速度低,酸岩反应速度慢,酸岩反应速度数值相差一个数量级;白云岩酸液刻蚀程度低,溶蚀主要沿节理面进行,高酸液浓度有利于深入酸蚀节理面,从而沟通基质与裂缝;另外高浓度酸液能更为充分地刻蚀酸压裂缝壁面,提高非均匀刻蚀程度,获得更高导流能力的裂缝;通过数值模拟研究发现,酸液交替注入可以有效地提高白云岩岩板的非均匀刻蚀程度,提高酸蚀裂缝导流能力,改善酸压改造效果。     

碳酸盐岩储层多级交替酸压技术研究

为扩大酸液在碳酸盐岩储层压裂裂缝中的波及范围及作用距离,实现酸液对裂缝中岩面的非均匀刻蚀,提高酸蚀导流能力,提出了碳酸盐岩多级交替酸压技术。在分析多级交替酸压机理的基础上,采用压裂裂缝模拟软件,对前置液造缝阶段裂缝参数变化规律、造缝液体类型及交替注酸阶段交替注入参数进行了模拟优化,并进行了流态模拟与酸液腐蚀试验,优化了交替注入液体体系。模拟及试验结果表明:设计压裂缝长的70%是在裂缝快速增加阶段形成的,裂缝快速增加阶段可作为最佳的前置液造缝阶段,该阶段结束后即是多级交替注入酸液的最佳时机。多级交替泵注胶凝酸+压裂液及胶凝酸+交联酸段塞过程中,每级顶替液排量以阶梯递增方式注入、每级顶替液液量按递减方式注入、提高顶替液黏度和增加交替注入级数都有利于提高酸液在裂缝中的波及范围及均匀分布。研究结果可为碳酸盐岩储层的高效酸压提供理论依据。      

全缝长酸蚀填砂裂缝导流能力评价方法

为了准确评价加砂复合酸压时支撑剂对酸蚀裂缝导流能力的影响，从而确定加砂时机，提出了全缝长酸蚀填砂裂缝导流能力评价方法。以顺北油田奥陶系储层为例，采用酸压数值模拟确定了储层条件下裂缝不同位置的温度、酸液质量分数和铺砂浓度等关键试验条件，测试了酸蚀填砂裂缝不同位置的导流能力。试验结果表明:裂缝中不同位置的反应温度对酸刻蚀效果的影响大于酸液质量分数，导致裂缝中部酸刻蚀效果最好，缝尾次之，缝口较差；闭合应力大于60 MPa时，酸蚀裂缝的中部和远端填砂可显著提升导流能力。S3井采用该方法确定酸压中期加砂提升裂缝中、远端的导流能力，改造后稳定日产油量较邻井提高了40.0%，稳产时间延长了57.8%。全缝长酸蚀填砂裂缝导流能力评价方法，克服了常规试验方法难以评价储层条件下百米级裂缝导流能力的局限，为复合酸压加砂时机的确定提供了新的手段。      

哈拉哈塘区块碳酸盐岩储集层酸压改造评价方法

由于塔里木盆地哈拉哈塘区块碳酸盐岩储集层酸压形成的人工裂缝与天然缝洞系统沟通,从而提高了油井产量。综合运用酸压施工曲线分析法和裂缝导流能力曲线分析法对该区块近年来20多口酸压井的酸压改造效果进行评价和分类,研究了不同曲线对应的碳酸盐岩储集层缝洞发育情况和分布规律,分析了人工裂缝沟通天然缝洞系统的各种情况。研究结果可用于正确指导酸压设计优化和后期开发。     

致密碳酸盐岩储层复合缝网酸压技术研究及矿场实践——以大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层为例

大牛地气田下古生界马五₅碳酸盐岩储层为低孔、低渗致密储层,储层丰度低,天然裂缝发育,常规酸压技术改造体积有限,水平井投产后产量递减快,稳产难度大。针对这些问题,分析了大牛地气田下古生界马五₅碳酸盐岩储层岩石脆性指数特征,开展了复合缝网酸压技术研究,采用“大排量前置液造缝+大规模胶凝酸缝网酸压+后置支撑剂保持裂缝导流能力”的设计思路,将水力加砂压裂与胶凝酸酸压复合,并优选复合缝网酸压线性胶前置液体系、胶凝酸体系及组合支撑剂体系,优化复合缝网酸压施工排量、施工液体用量比例及支撑剂用量等施工参数。矿场实践表明,该技术对大牛地气田下古生界马五₅碳酸盐岩致密储层具有较好的适用性和显著的改造效果,对大牛地气田下古生界气藏的大规模建产意义重大。     

多级酸压在超深裂缝型碳酸盐岩水平井的应用

塔里木油田奥陶系碳酸盐岩油藏以裂缝、溶蚀孔洞为主要储集空间,具有超深、高压和高温的特点。裂缝以中－高角度缝为主,既是储集空间又是主要的流动通道,孔喉配合度低,连通性差,需要酸压才能建产。影响酸压效果的主要因素是长裸眼井段酸压方式的选择以及酸蚀裂缝是否沟通有效缝洞储集体。针对以上难点,开展了各级酸蚀裂缝长度、导流能力、施工规模、前置液比例和排量等参数优化,优选压裂液和酸液,形成差异化的多级酸压优化设计方案。现场施工效果表明,设计参数合理、有效,多级酸压技术适用于超深裂缝性碳酸盐岩油气藏的增产改造。     

超深裂缝性碎屑岩储层天然裂缝激活研究

针对塔里木油田白垩系巴什基奇克组超深裂缝性碎屑岩储层天然裂缝激活方法不明确的问题,根据摩尔-库伦破坏准则,对研究区储层天然裂缝发生剪切激活和张性激活条件进行分析,模拟测试了水力压裂和酸化压裂中的裂缝导流能力.研究结果显示:水力压裂中存在相互错动的裂缝导流能力是无错动裂缝的100～1000倍,无错动裂缝加砂后导流能力超过...     

酸液溶蚀作用对支撑剂性能的影响

前置酸液加砂压裂是提高致密储层有效动用的技术之一.注入酸液能有效降低储层破裂压力、清洁地层、提高压裂效果,但酸液同时也会与裂缝中的支撑剂接触而发生化学反应,从而降低支撑剂抗压性能,不利于维持较高的导流能力.文中模拟现场压裂施工方案,进行支撑剂酸溶解度测试实验,评价了酸液溶蚀作用对支撑剂抗压强度、导流能力的伤害程度.结果...     

顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术

顺北油气田碳酸盐岩储层具有超深、高温和高破裂压力等特点,酸压改造时存在酸蚀裂缝短、导流能力递减快等问题,为此,提出了应用深穿透酸压技术对超深碳酸盐岩储层进行改造的技术思路,并进行了技术攻关研究。合成了酸用稠化剂、高温缓蚀剂,研制了抗高温清洁酸,并进行了酸液非均匀刻蚀导流能力试验,分析了在闭合应力为20～90 MPa时仅注入清洁酸、仅注入胶凝酸和先注入清洁酸再注入胶凝酸3种注酸方式下裂缝的导流能力;同时,研究了酸液非均匀驱替流动机理,优化了非均匀刻蚀酸压工艺参数。研究发现,采用“清洁酸+胶凝酸”组合注入模式,不仅酸蚀裂缝导流能力有较大幅度提高,有效缝长也增加近1倍。超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术在顺北油气田进行了5井次现场试验,酸压施工成功率及有效率均达到100%,酸压后平均日产油107.7 m3,平均酸蚀缝长133.20 m,取得了明显的储层改造效果。研究认为,顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术可极大改善超深碳酸盐岩酸压效果,可为国内类似储层的酸压改造提供借鉴。      

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。     

石英砂用于页岩气储层压裂的经济适应性

四川盆地长宁—威远地区页岩气储层最小主应力介于44~68 MPa,一直使用可在高闭合压力下保持高导流能力的40~70目陶粒作为主要的支撑剂,但用量大、成本高。为了进一步降低支撑剂的成本,在采用气藏数值模拟方法论证储层所需的支撑裂缝导流能力的基础上,利用页岩气井生产分析结果和人工裂缝模拟结果研究储层作用在支撑剂上的有效应力、有效应力的加载速度和支撑剂的铺置浓度,提出了适合该区页岩气井压裂支撑剂导流的实验方法,评价了石英砂的导流能力及其对页岩气产能的影响,并利用该方法进行了支撑剂的筛选和现场试验。结果表明:(1)页岩基质渗透率小于6.0×10-4 m D时,主裂缝导流能力介于0.8~1.0 D·cm、分支裂缝导流能力介于0.05~0.10 D·cm即可满足生产需求;(2)当主裂缝垂直于最小主应力方向、分支裂缝垂直于主裂缝时,该地区页岩储层作用在主裂缝内支撑剂上的有效应力最大值为54 MPa,作用在分支裂缝内支撑剂上的最大有效应力约为69 MPa;(3)对标准支撑剂导流能力评价实验方法进行了修改——应力加载速度为1.0 MPa/min,支撑剂铺置浓度为2.5 kg/m2,最高加载压力设定为70MPa;(4)优选70/140目石英砂能够满足该区页岩气井压裂需求。在该区2个平台4口井的应用效果表明,将石英砂比例从30%提高到70%~80%,单段产气量无明显变化,单井可以节约支撑剂成本60万元~100万元,如果石英砂本地化,则成本可进一步降低。结论认为,该项成果为在基质渗透率极低的致密油气储层中采用石英砂替代陶粒以降低成本提供了技术支撑。     

新场气田易砂堵气藏加砂压裂技术

川西新场气田中侏罗统沙溪庙组J_２ｓ₂¹、J_２ｓ₂³气藏是典型的低渗透致密砂岩气藏，由于地层致密坚硬，施工中经常出现砂堵和泵压异常偏高的情况，导致加砂压裂施工失败。为此，从理论上分析了在该气藏进行低砂比压裂改造的可行性和低砂比压裂优化设计的原则，认为采用常规的压裂技术不能使地层对裂缝的供给能力与裂缝对井筒的供给能力相匹配，从而造成裂缝导流能力的浪费，而低砂比压裂工艺技术克服了常规压裂技术适应性差和施工容易砂堵等技术难题，取得了良好的增产效果和经济效益，在上述气藏的开发中具有良好的推广应用前景。