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。     

自生酸前置压裂液在碳酸盐岩储层中的室内实验评价

碳酸盐岩储层在酸化压裂过程中存在酸岩反应速率过快,裂缝远端酸蚀导流能力低等问题。针对此类问题,根据自生酸的特性设计一系列室内评价实验,对自生酸前置压裂液的性能进行评价。结果表明:自生酸前置压裂液体系在碳酸盐岩储层中具有独特的优势,能够在裂缝深处进行酸蚀,对深层储层具有良好的改造效果,提高裂缝远端的酸蚀导流能力。并且自生酸压裂液对储层的伤害率为21.79%,能够进行低伤害酸化改造。     

无残渣纤维素压裂液在苏里格东区致密气藏的应用

无残渣纤维素压裂液体系在酸性条件下实现交联,具有基液配制简单、增黏速度快、无鱼眼、携砂性能好、破胶彻底、无残渣、低伤害及自身防膨等特点,跟羟丙基瓜胶压裂液相比,更适用于易受外来流体伤害的低渗特低渗储层的压裂改造。现成功应用于苏里格东区致密气藏。试验结果表明,该压裂液基液能在2 min达到其最高黏度的97.5%,破胶液表面张力为24.68 m N·m-1,压裂液残渣含量为0,岩心损害率为12.3%,极大降低了对储层和裂缝导流能力的伤害。在苏里格气田进行了现场应用5口井11层(段),压裂效果显著,压后平均日产气量是邻井的2~5倍。     

低伤害小分子瓜尔胶压裂液性能研究

华北油田致密储层属于低孔低渗储层,需要压裂改造才能投产,但储层厚度小,孔吼半径小,在压裂过程中应特别关注入井流体对储层的伤害问题。提出采用分子量为常规瓜尔胶一半的小分子瓜尔胶作为压裂液的稠化剂的方法,以降低压裂液高分子稠化剂对储层孔吼的堵塞的伤害,提高改造效果。优选了与小分子瓜尔胶匹配的分散剂、助排剂、黏土稳定剂,形成了适应华北油田致密储层的低伤害小分子瓜尔胶压裂液体系。该压裂液体系可以在5 min内完全溶胀;该压裂液体系在130℃温度下剪切2 h后,黏度保持在80 m Pa·s以上,满足携砂的要求;压裂液体系在90℃可在90 min内完全破胶,破胶液粒径小于10μm;对华北油田致密岩心伤害率小于16%,残渣含量小于10%,对支撑剂导流带的伤害小于15%。可满足华北油田致密储层的压裂要求。     

压裂液侵入对页岩储层导流能力伤害

大规模水力分段压裂是页岩气等非常规资源高效开发的关键技术。页岩气井返排率一般较低,大量的压裂液长期滞留地层对储层岩石、支撑剂强度等造成一定的伤害,影响页岩储层压裂改造长期效果。针对该问题,通过室内试验模拟研究现场压裂前后气测导流的变化规律,对压裂液伤害程度进行表征。结果表明:压裂液侵入降低了支撑剂、页岩岩石强度,导致支撑剂破碎率、岩石嵌入程度加剧,导流能力伤害达到60%以上;使用大粒径支撑剂、较高铺砂浓度,优选破胶性能好、低残渣、防膨性强的压裂液,能有效提高导流能力,降低压裂液伤害程度。研究结果对页岩地层压裂设计,降低压裂液伤害提高产量提供参考。     

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。     

页岩储层粘土矿物对裂缝导流能力伤害的影响

摘 要 页岩气的有效开发依赖于人工裂缝的产生,而要持续高效的进行页岩气开发,需要采用支撑剂保持人工裂缝的导流效果。目前,对于页岩储层支撑裂缝导流能力伤害的微观机理尚不清楚。本文以中国南方海相页岩为研究对象,开展岩板导流能力伤害实验,并与致密砂岩和常规砂岩进行对比,分析压裂液注入过程中导流能力变化规律。结果显示随着压裂液的持续注入,大量的支撑剂逐渐嵌入裂缝内,引起导流能力下降。初期导流能力下降较快,后期降速逐渐减缓。海相页岩支撑裂缝的导流能力伤害程度大幅度高于常规储层。常规储层支撑裂缝导流能力伤害率约为18%,而海相页岩的支撑裂缝导流能力伤害率约为47%~85%。导流能力伤害率与粘土矿物含量和类型关系密切。随着粘土矿物含量的提高,导流能力伤害率迅速升高,尤其是伊利石和伊蒙混层存在可以明显提高导流能力伤害率。粘土矿物具有极强的吸水膨胀能力,易引起支撑裂缝表面硬度软化、蠕变强化,导致支撑剂嵌入和导流能力下降。本文通过页岩导流能力实验,分析了压裂液注入过程中导流能力变化规律及粘土矿物含量对导流能力伤害率的影响,为优化压裂液配方、改进页岩气井排采制度和提高页岩气的产出具有重要意义。     

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。     

单相微乳凝胶压裂液体系的制备与性能

实验结果表明:在常规凝胶(胍尔胶)压裂液体系中添加质量分数为3.8%～16.7%的单相微乳液,40～100℃下可快速形成单相微乳凝胶压裂液体系.单相微乳凝胶压裂液体系的破胶时间可控制在60～120 min,且单相微乳的加入对破胶后体系的黏度没有影响.单相微乳凝胶压裂液体系与常规凝胶压裂液体系相比,破胶前,黏度要高10%,滤失量低50%,摩阻要低8%～10%.破胶后,单相微乳凝胶压裂液体系呈微乳特性,表面张力约为常规凝胶压裂液的一半,且悬浮残渣能力强,返排压力低.经单相微乳凝胶压裂液体系处理后的岩心渗透率恢复值高30%,裂缝导流段渗透率恢复率高30%～40%.因此,单相微乳凝胶压裂液体系具有高黏度、低滤失量、低摩阻、良好的破胶性能和较强的悬浮残渣能力等独特性能,使其在压裂后返排能力强,残渣滞留量少,对储层伤害低,岩心和裂缝导流段的渗透率恢复值高.     

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.     

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.     

低渗透油藏直井体积压裂产能评价新模型

体积压裂在低渗透油藏中应用广泛,产能评价是体积压裂优化设计的基础,对提高体积改造效果有重要意义。基于直井体积压裂的复杂裂缝改造特点及流动特征,将储层划分为三个区域:主裂缝区、改造区和未改造区,结合椭圆流与线性流建立了低渗透油藏直井体积压裂的渗流模型。针对低渗透油藏非线性渗流特征,推导出了低渗透油藏直井体积压裂三区耦合产能公式,产能公式计算出来的结果与现场数据对比误差小于6%。依据鄂尔多斯盆地某特低渗透油藏的基本参数,绘制了在不同影响因素下的产能曲线,分析了主裂缝导流能力、改造区体积大小、基质渗透率对产能的影响,结果表明:产能随主裂缝导流能力的增大而提高,生产压差越大提高速率越快;储层压裂改造体积越大,产能越高,但主缝长达到一定值后增产效果不明显;压裂缝与储层条件必须匹配才能达到最佳的增产效果。     

新型缝网压裂技术在镇北致密储层的研究与应用

北美非常规油气藏的成功开发为长庆致密油藏改造开辟了新的技术途径。在与北美巴肯致密油藏特征进行对比分析的基础上,指出镇北长X致密储层具有天然裂缝发育、岩石脆性程度高、水平两向应力差适中的特点,具备大规模体积压裂形成复杂网状裂缝的条件。因此,以体积压裂为理念,在该区块开展了的"高排量、大液量、低黏压裂液、小粒径支撑剂"技术模式的新型缝网压裂先导性试验,取得了较好的增产效果,为长庆油田0.3mD以下致密油藏压裂改造积累了重要的经验。     

水力喷射压裂技术在浅层水平缝压裂中的应用研究

七里村油田长6储层埋藏浅,为多产层特低渗、低压、低产油藏.目前常规压裂工艺只能压开1～2层水平缝,因层状储层垂向连通性差或不连通,目前储层动用程度低,影响了产量和采收率.储层多水平缝压裂是解决这一问题的有效手段.在针对性研究水力喷射压裂水平缝压裂起裂机理的基础上,结合现场工程实际,研究了影响浅层丛式井水力喷射压裂施工的主要因素,提出了适应浅层水平缝压裂的工艺措施.现场先导试验表明:水力喷砂射孔压裂联作技术能准确定位水平裂缝启缝位置,解决当前常用的"蜡球暂堵"小间距"多水平缝压裂技术"启缝不确定的问题,现场应用效果明显.     

田菁胶残渣及其对压裂井产能的影响

油层水力压裂施工中常用的水基冻胶压裂液在破胶后一般都有一定量的残渣.这种残渣一方面可堵塞地层和支撑裂缝孔隙,另一方面可形成滤饼,降低滤液侵入地层深度,减轻地层伤害.本文用田菁压裂液研究了其残渣含量对不同渗透率人造岩心伤害程度的影响,并在模拟压裂液滤失条件下测定不同残渣含量的压裂液对填砂裂缝的伤害程度.用数值模拟方法研究了地层及裂缝的伤害程度及压裂液侵入地层的深度对压裂井产能的综合影响.结果表明.当综合考虑压裂井地层和裂缝伤害程度预测出的产能.较接近实际产能.并提出了根据地层渗透率选择压裂液残渣含量的参考方法.