致密砂岩油藏压裂液伤害实验研究

致密砂岩油藏孔喉半径细小、连通性差,水力压裂过程中由于压裂液滤失、返排不彻底等因素极易造成储层伤害,有必要针对常用压裂液体系对储层基质和支撑裂缝导流能力的伤害进行评价。利用压裂液注入实验和导能能力测试仪测试了滑溜水压裂液、线性胶压裂液和交联胍胶压裂液的储层基质伤害、滤饼伤害和支撑裂缝导流能力伤害,结合核磁共振技术分析了压裂液滤失的孔径范围,揭示了三种压裂液对储层和支撑裂缝的伤害机理。三种压裂液对储层基质伤害和滤饼伤害与滤失系数有关,滤失系数越大,基质伤害越大,滤饼伤害越小。储层的滤饼伤害要大于基质伤害。针对致密砂岩储层,压裂液对储层基质的伤害主要是对储层中孔和大孔的伤害。三种压裂液对支撑裂缝导流能力的伤害大小和破胶液的残渣含量有关,残渣含量越高,对支撑裂缝导流能力的伤害也就越大。闭合压力越高,支撑裂缝导流能力伤害率也越高。对于致密砂岩油藏,减小滤饼形成和残渣的滞留是降低压裂液伤害的主要途径。     

新型致密油藏可回收滑溜水压裂液的研发与应用

致密油气藏压裂对压裂液的需求从常规的交联冻胶向低黏液体和滑溜水压裂液体系转变。从分子设计入手,合成了新型耐盐减阻剂,研发了用于致密油气储层压裂改造的新型耐盐低伤害滑溜水压裂液体系。根据标准SY/T 5107-2005对该体系进行评价,结果表明该体系具有较好的耐盐、耐温、耐剪切性能,良好的黏弹性,持续的减阻稳定性,可回收再配液。油田现场试验表明,新型压裂液体系能够适应在线连续混配,施工效果明显。     

多羟基醇压裂液体系交联剂研究

针对常规胍胶压裂液对油气藏储层伤害的现状,提出一种有机硼交联多羟基醇压裂液体系.通过室内实验为该体系合成了有机硼交联剂的基础物S-BQ,其最佳原料配比n(多元醇A)∶n(硼酸)为8∶1,催化剂Na2CO3的质量分数为0.35%左右.针对S-BQ延迟交联时间过长的问题,经复配加入延迟调节剂和助溶剂,制得性能优良的有机硼交联剂FS-BQ.用该交联剂交联的多羟基醇压裂液具有很好的延迟交联特性和剪切稳定性.此外,该压裂液体系破胶彻底,残渣含量低,对油气藏储层伤害小,适合于超低渗透油气田储层改造.     

安棚低渗裂缝性储层高温压裂液研究与应用

分析了安棚低孔、低渗裂缝性储层对压裂液的基本要求,确定了评价压裂液性能的实验温度,优化了稠化剂、胶联剂、破胶剂、助排剂等添加剂,形成了适宜于安棚油田的压裂液体系,该压裂液具有良好的耐温、耐剪切和延迟交联特性,携砂能力强、破胶彻底、伤害低,能够满足90～140℃温度地层压裂施工的需要。提出了变浓度压裂液优化设计技术,现场实施49井次,成功率91.3％,有效解决了高温裂缝性储层压裂易砂堵的难题。     

一种延迟交联的抗高温加重胍胶压裂液的研究

深井储层埋藏深、岩性致密,破裂压力和裂缝延伸压力高,导致压裂施工压力高、难度大,常规压裂液密度低,无法保证施工安全和措施效果。为此,合成了一种有机硼交联剂YGB 1,通过交联时间的测定对交联比和调节剂用量进行优化;并对稠化剂、加重剂和其他添加剂进行了优选,形成了密度为1.35 g/cm³、延迟交联时间在3～17 min内可调、适用于160 ℃储层的加重胍胶压裂液配方。通过耐温耐剪切实验、悬砂实验、降阻实验和破乳实验对压裂液的各项性能进行了测定,结果表明,该加重胍胶压裂液各项性能优异,在160 ℃、170 s^-1下剪切2 h后黏度仍保持在150 mPa·s以上;当混砂比为25%时,使用20～40目的陶粒在90 ℃条件下测试悬砂实验,悬浮0.5 h后,陶粒无沉降;测试管路为6 mm,当排量为3.5 m³/h时,加重压裂液的降阻率为61%;破胶液表面张力为24.8 mN/m,残渣含量为398.2 mg/L;破胶液防膨率为91%。     

安棚低渗裂缝性储层高温压裂液研究与应用

分析了安棚低孔、低渗裂缝性储层对压裂液的基本要求,确定了评价压裂液性能的实验温度,优化了稠化剂、胶联剂、破胶剂、助排剂等添加剂,形成了适宜于安棚油田的压裂液体系,该压裂液具有良好的耐温、耐剪切和延迟交联特性,携砂能力强、破胶彻底、伤害低,能够满足90～140℃温度地层压裂施工的需要。提出了变浓度压裂液优化设计技术,现场实施49井次,成功率91.3％,有效解决了高温裂缝性储层压裂易砂堵的难题。     

耐高温低伤害压裂液配方优化评价研究

东海低孔渗气田具有埋藏深、温度高、低孔低渗的特征,加之海上压裂施工工艺,要求东海气藏压裂液应具有耐高温、耐剪切、低伤害、高温延迟交联、破胶快及易返排等特性。因此,研究在对稠化剂、交联剂、温度稳定剂以及破胶剂等优选的基础上,通过实验优选出适合此区块的压裂液体系;并对其性能进行评价。研究结果表明,优化后的压裂液耐温耐性能好,适用于160℃的地层,剪切稳定性强,高温延迟交联剂的使用提高了交联性能,施工摩阻低;配伍性强,对储层伤害率低;破胶性能能够满足海上压裂施工的需要。该体系在海上160℃储层压裂施工中得到成功应用,保证了海上压裂施工的顺利进行。     

基于灰色关联的压裂液渗吸主控因素分析

渗吸作用是影响致密储层开发效果的重要因素,明晰压裂液渗吸机理及影响因素作用规律对于评价致密储层压后生产特征意义重大。本文基于新疆致密砂岩储层岩心,采用体积法开展了饱和油致密岩心压裂液渗吸实验,研究了压裂液体系、岩心渗透率、实验温度、岩心长度和原油粘度对渗吸速率及渗吸采收率的影响,并基于灰色关联度对渗吸因素进行了影响程度评价。研究表明：渗吸采收率与渗透率、实验温度成正相关关系,与压裂液质量分数、岩心长度和原油粘度呈负相关关系,渗吸速率呈现出初始较快,随后迅速下降;各渗吸因素对渗吸采收率的影响程度排序为：压裂液体系>原油粘度>实验温度>岩心长度>岩心渗透率,致密储层压裂后应对储层性质及注入流体性质进行综合评价,为压后生产特征分析提供依据。     

致密碎屑岩裂缝性储层预测方法综述

 致密碎屑岩裂缝性油气藏储量在低渗透储层总储量中占很大比例。致密碎屑岩裂缝性储层成为油气勘探开发研究的重要对象。当前,致密碎屑岩裂缝性油气藏勘探开发的最大难点在于如何对储层裂缝的发育程度和分布范围进行预测。准确进行裂缝预测对致密碎屑岩裂缝性储层的油气开发具有重要意义。本文对致密碎屑岩裂缝预测的方法进行了系统分析,从地质分析法、曲率法及构造应力场模拟、地震裂缝识别技术、测井裂缝识别技术和生产动态分析法5个方面对当前致密碎屑岩裂缝预测的主要研究方法现状进行了详细阐述,简要描述了各种方法的优缺点和应用条件;结合当前科学技术总体进展,指出致密碎屑岩裂缝预测研究的两个方面的发展趋势：单一的裂缝预测技术需要不断创新、综合多种方法各自的优势进行系统预测。     

基于核Fisher判别的致密碎屑岩岩性识别

致密碎屑岩储层具有致密、低孔隙和非均质性强等特点,岩性识别是储层预测中的难点之一。文章针对这一问题,提出将核Fisher判别方法用于致密碎屑岩储层的岩性识别,结果表明核Fisher判别方法能有效的识别川西XC地区致密碎屑岩中的砂岩和粉砂岩。     

新场上沙溪庙致密碎屑岩气田整体压裂开发方案设计研究

为了解决川西致密碎屑岩气田存在的生产动态复杂、储量难动用、采速低、见产慢、稳产条件差、提高综合开采效益困难等问题和难点,通过研究和现场试验,认为采用整体压裂改造开发技术可以获得较好的产能和经济开发效果。建立了气、水三维二相三重介质低渗致密裂缝性气藏整体压裂模拟模型,模型中首次全面考虑了低渗致密气藏低速非达西型渗流和高速非达西型渗流的影响,结合地应力研究,对新场上沙溪庙致密碎屑岩气田整体压裂开发方案进行了设计研究;为低渗致密气藏整体压裂改造方案的编制提供了思路和工具。     

致密砂岩气藏纳米封堵型低伤害压裂液研究

针对常规胍胶压裂液对致密砂岩气藏伤害大的难题，通过分子结构设计和正交实验，研制了一种纳米封堵型低伤害压裂液，在致密气藏压裂施工中能封堵部分压裂液于储层基质外，施工后液体能快速返排，从而有效降低稠化剂分子的滞留吸附与液相伤害。该压裂液在35$\sim$140℃、170 s$^{-1}$条件下剪切120 min，终黏度大于80 mPa$\cdot$s；能彻底破胶，残渣含量低，破胶液表面张力为25.91 mN/m，对致密砂岩岩芯伤害率低于15%，封堵性能及其他综合性能满足现场施工要求。该压裂液在ZJ125井现场应用，效果良好，施工后液体返排快，返排率高达75.94%，比邻井提高47%，天然气产量1.647 5$\times$10$^4$m$^3$/d，是邻井JS316HF井产量的两倍，显示了其在致密砂岩气藏中良好的低滞留特性。     

致密油藏注水井体积压裂改善注水开发效果技术探讨*

鄂尔多斯盆地致密油藏的开发还处于试验阶段,由于储集层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难以建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效,见效即见水的水驱矛盾。应用水驱前缘和示踪剂监测资料,研究了致密油藏开发中的见水特征及原因。改变了以往只在油井压裂开发的经验,优选了一个注水井组,进行注水井体积压裂试验,观察人工压裂后的规律。An83区长7致密油藏,油井为多方向见水,原因是早期地质运行过程中形成的多期裂缝相互叠加,注水井经过体积压裂后,人工裂缝取代天然裂缝成为主要渗流通道,改变了水驱方向,水驱效果得到改善,对油田调整挖潜有重要的指导作用。     

致密砂岩油藏增产过程中储层伤害机理

以鄂尔多斯盆地泾河油田致密砂岩油藏为研究对象,在常规分析方法基础上,分别对基质和裂缝性岩心进行了储层伤害实验,同时结合同位扫描电镜方法从微观角度对增产过程中的伤害机理进行了分析,找出了入井液侵入储层引起储层伤害的主要、次要原因,为该区块后续配方体系的改善提供了基础。研究结果表明,入井液侵入储层,黏土膨胀和水锁伤害是引起储层伤害的主要原因,结垢是次要原因;酸化过程中,酸液与酸敏性矿物反应产生二次沉淀及酸化后释放地层微粒是该储层酸敏性伤害的主要原因;压裂过程中,压裂液伤害的主要原因在于水锁伤害,而破胶不彻底产生的残渣伤害也是造成压裂液伤害的另一原因。     

临兴致密气压裂液全过程渗吸伤害规律

致密砂岩气作为重要的非常规天然气资源,需经过压裂改造才能实现有效开发。压裂施工中由于毛管力作用压裂液的渗吸现象会造成储层渗透率降低,从而降低采收率,因此开展压裂过程中压裂液渗吸伤害机理研究对储层保护和提高压后产能具有深刻意义。以临兴致密气区块为研究对象,通过室内渗吸实验模拟从压裂到返排整个过程中压裂液与储层之间的渗吸作用机理,探究了渗吸液相、压裂液黏度、岩心渗透率以及渗吸时间四种因素影响下的压裂液渗吸伤害规律,并利用灰色关联法量化分析各因素对渗吸伤害的影响程度。研究结果表明:压裂液黏度和压后焖井时间与储层伤害率呈正相关关系,与返排率呈负相关关系;岩心渗透率与伤害率呈负相关关系,与返排率呈正相关关系;压裂液渗吸对储层的伤害率较地层水大,返排率则低于地层水;各因素对致密砂岩气储层渗吸伤害的影响程度大小排序为:压裂液黏度压裂液渗吸时间岩心渗透率。研究结果为压裂施工现场的压裂液体系优选及焖井时间控制提供参考。     

磺酸型表面活性剂压裂液的制备及性能研究

合成了一种阴离子磺酸型表面活性剂,将其与助剂配合使用作为压裂液增稠剂,在中性氯化钠溶液中反应交联,制得一种阴离子清洁压裂液.实验结果表明:体系配比为5%增稠剂+3.5%氯化钠时,性能较好,具有优良的耐温、耐剪切、流变黏弹性及携砂性,破胶彻底易返排,对岩层伤害小等特点,满足了低压、低渗透油气藏压裂液的要求.     

一种新型纳米复合清洁压裂液的研究与应用

研发了一种新型表面活性剂,与助表面活性剂组成复合表面活性剂体系(VES-M)。优选了疏水缔合高分子聚合物(HMPAM)和纳米材料颗粒ZnO,形成纳米复合清洁压裂液体系,具有表面活性剂用量低、添加剂种类少的特点。室内试验表明,与常规黏弹性表面活性剂清洁压裂液相比,该体系具有更好的耐温性能及耐剪切性能,较好的降滤失性、黏弹性及携砂性;且破胶彻底、速度快,破胶后无残渣,岩心伤害率仅为9.3%。2014年在苏里格气田东二区进行现场应用,试气无阻流量均值约为其相同地质条件邻井的2.0倍,为致密气藏低伤害高效改造提供了一条有效途径。     

低伤害多羟基醇压裂液体系研究

针对长庆油气田超低渗透的储层特点,从减少稠化剂集团在储层中的滞留、降低压裂液对储层的基质渗透率和支撑裂缝的伤害出发,开发出一种新型低伤害、低成本的低聚合多羟基醇水基压裂液体系.该压裂液体系以低聚合多羟基醇为稠化剂,有机硼为交联剂,合成了一种释酸剂作破胶剂.通过室内实验确定了压裂液的最佳配方:低聚合多羟基醇质量分数为2.0%、交联剂质量分数为0.8%、pH值调节剂质量分数为0.16%,并对其性能进行了评价.评价结果表明,该压裂液体系具有很好的流变性和抗剪切性,滤失量小,破胶彻底和残渣低等优良性能,对储层伤害小于常规胍胶压裂液.因此,该压裂液体系具有很好的应用前景.     

陆相致密油藏差异化含油特征与控制因素

探讨陆相致密油藏差异化含油特征与控制因素可支撑致密油藏储层评价、深化致密油藏储层认识。通过致密油藏宏观分布、岩芯观察、油藏条件、单井产能4个方面对比分析,揭示海相、陆相致密油藏均普遍存在差异化含油现象,陆相致密油藏差异化含油具有“分布散、范围宽、差异大”的特点;通过岩芯描述、薄片鉴定、测井解释、开发区解剖等方式,阐明了准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏不同尺度条件下均表现出强烈的差异化含油特性,在井位优选、井轨迹和压裂改造设计中正越来越受到重视;进行了致密油藏差异化含油控制因素探讨,提出沉积相、成岩相、断裂体系及源储配置等因素决定了致密油藏含油性的宏观差异化分布,储层层理、物性、孔隙结构、微裂缝等因素控制了致密油藏储层局部含油性差异化分布。