致密砂岩气藏压裂液体系对储层基质伤害性能评价

致密砂岩气藏由于其低孔低渗的储层特性,必须通过压裂增产措施才能实现其经济产能。以延安气田山西组致密砂岩气藏为研究对象,探讨了致密砂岩气藏压裂液评价方法,并进行了压裂液滤液对储层岩石基质渗透率伤害率和压裂液伤害后核磁共振测试试验;研究中基于压裂液与地层流体及工作液的配伍性研究,对压裂液的乳化率和残渣进行了测定,筛选出了3种适用于延安气田致密气高效开发的压裂液体系。基于岩心伤害测试评价和核磁共振测试评价表明,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系、羟甲基羟丙基胍胶酸性压裂液体系、黏弹性表面活性剂VES体系虽均能满足延安气田压裂液作业要求,但是对比其他2种压裂液体系,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系具有低伤害、低残渣和高返排的优势,建议采用羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系作为延长致密砂岩气藏储层改造的工作液体系,为该油田储层保护和有效开发提供支持。     

一种新型低分子聚合物压裂液体系及其性能评价

中原油田储层物性差,压裂层位较深。为满足当前油田增产增效开发的需要,研发了一种新型低分子聚合物压裂液体系。对该压裂液体系的配方进行研究并评价其综合性能,发现该压裂液体系具有较好的耐温抗剪切性能、易于破胶且破胶彻底、配伍性好、对储层的伤害较低。现场施工结果表明,使用新型低分子聚合物压裂液体系可以取得较好的增产效果。     

VES压裂液配方及其应用研究

通过室内试验确定了一种粘弹性表面活性剂（VES）压裂液配方，对其性能进行了相关评价，并对其在建南气田须家河组气藏、志留系深层致密砂岩的应用进行了研究。研究表明，该压裂液具有流变性好、携砂能力强、低残渣低伤害、摩阻低等重要优点，适合用于建南致密砂岩储层改造；应继续改进VES压裂液配方，提高井温适用范围，形成一套适合建南致密砂岩储层的粘弹性表面活性荆（VES）压裂液体系，挖掘致密砂岩气藏的开发潜力。     

致密气压裂液与储层全过程渗吸伤害规律研究

致密砂岩气是我国重要的非常规天然气资源,目前主要采用水力压裂的方式开采.压裂过程中,由于毛细管压力的作用,压裂液与储层接触后发生渗吸作用进入储层孔喉造成储层伤害.为研究致密气储层从"压裂-关井-返排"全过程中压裂液对储层的渗吸伤害,定量描述不同时刻的渗吸伤害程度,选用临兴致密气区块储层岩心,通过室内试验模拟压裂液进入储层到返排生产的过程,采用低场核磁共振的手段表征了整个渗吸过程.研究结果表明,压裂液的渗吸伤害从压裂液与储层接触就开始发生,进入岩心的深度随着渗吸时间的增加而增加;从不同时刻的核磁共振的τ2(弛豫时间)谱来看,由于毛细管压力的作用,压裂液先进入小孔隙,然后进入大孔隙,岩心孔喉越小其毛细管压力的作用越强,渗透率较小的岩心由于具有较强的滞留压裂液能力而受到压裂液的损害程度更高;通过核磁共振信号的一维编码处理可以得到不同时刻压裂液渗吸前缘的位置,定量描述渗吸伤害的程度.该研究可为致密砂岩气压后返排渗吸伤害的解除工艺提供定量的分析支持.     

渤南油田高温低渗油藏储层伤害机理研究

渤南油田属中等水敏性和速敏性的地层,油藏为轻质油-稀油油藏,原油具有低密度、低粘度和高凝固点等特点,组分含硫量低;地层水总矿化度较高,一般为1100～19900mg/L;水型为NaHCO3型。为研究渤南油田高温低渗油藏储层伤害机理,从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢、细菌及以往增产措施等方面评价了可能对储层造成的损坏及损坏程度。渤南油田地层的水敏性、速敏性和低渗透性是储层损害的内在因素,注入水中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标,水质不合格是储层损害的外在因素。     

一种阴离子型表面活性剂清洁压裂液的研究

针对阳离子型表面活性剂易在砂岩上产生吸附作用而导致储层伤害问题,对一种阴离子型表面活性剂清洁压裂液配方进行了优化,并对该压裂液性能进行了评价。研究表明,该压裂液具有较好的耐温耐剪切性能和破胶性能,与储层配伍性好,对储层伤害小。同时,现场试验也取得了较好的增油效果,说明了该压裂液具有改善油田压裂施工效果的作用。     

一种新型线性胶压裂液的室内评价及应用

从体系交联性能、耐温耐剪切性能、滤失性能、破胶性能、助排性能以及储层岩心伤害性能等对一种由人工合成的线性胶稠化剂配置而成的新型线性胶压裂液体系进行了室内评价,并在红河油田红河121井长81层进行了现场应用。室内评价结果及现场应用表明,新型线性胶压裂液体系携砂性好,60℃条件下连续剪切90min时压裂液黏度仍保持在100mPa·s左右;破胶彻底,残渣低,在储层温度下均能完全破胶,且180min内破胶液黏度均小于5mPa·s,60℃时破胶后的残渣含量为18mg/L;破胶液黏土防膨效果较强,防膨率达到82.5%;破胶液表、界面张力较低,55℃时,破胶液的表面张力为26.7mN/m,界面张力为1.24mN/m,利于压后返排;破胶液对岩心平均伤害率仅为15.3%,伤害较低,该压裂液既能满足现场压裂施工和压后快速破胶返排的需要,又利于保护储层。     

海拉尔盆地复杂断块油藏不同岩性储层开发调整技术

结合海拉尔盆地储层地质特征和开发现状,分析了其不同岩性储层开发中存在的问题。海拉尔盆地属于复杂断块油藏,具有含油面积小、断块破碎、构造倾角大、扇三角洲沉积、非均质性强、油层变化快等地质特点,储层岩性包含砂砾岩、裂缝性潜山、含凝灰质砂岩及特低渗透致密砂岩储层。投入开发以来,受复杂地质条件影响,砂砾岩油藏含水上升快、潜山油藏底水锥进快,含凝灰质储层特低渗及致密砂岩储层水井注入困难,难以建立有效驱动体系。针对不同岩性储层暴露的开发矛盾,以油藏精细描述为指导,实施井网加密、注聚调剖、周期注水、注CO_2混相驱及大规模压裂等调整对策。通过近10年开发调整,改善了海拉尔盆地复杂断块油藏开发效果,形成了一套适合海拉尔盆地复杂断块油藏不同岩性储层的综合调整技术。     

低渗透油藏复合活性剂体系降压增注技术研究与应用

针对低渗透油藏普遍存在注水压力高、欠注矛盾突出的问题,结合永1区块低渗透储层物性条件,开展了复合增注体系配方优化研究。通过室内试验研究和物模试验评价,确定了复合活性剂体系最佳使用质量分数为3.0%~5.0%,处理半径为3~4m,反应时间48h；在配套技术上,优化了复合降压增注施工工艺。通过在永1区块成功开展现场试验,表明应用复合增注技术可以有效解决低渗透油藏欠注问题,也为同类型油藏储层改造提供了成功经验。     

页岩气水平井压裂液赋存机理与返排规律研究

针对页岩气水平井压后压裂液返排率极低等现象,根据分子热力学和表面物理化学理论,从微观角度分别计算压裂液赋存于页岩储层孔隙中时气液固之间的相互作用力,依据计算结果分析了压裂液在页岩储层中的赋存机理。计算结果表明,压裂液赋存于无机质孔隙中时,水分子受到壁面分子的范德华力及氢键力共同作用,水分子与无机质壁面分子的总作用力最大,水分子吸附在壁面难以返排;压裂液赋存于有机质孔隙中,水分子与有机质孔隙壁面分子的总作用力小于甲烷分子与无机质壁面分子的总作用力,压裂液易于返排,而当水分子与含孤立电子对的氧原子结合时难以移动。同时,构建了基于滑移现象的压裂液的返排量计算模型：有机质孔隙中压裂液返排存在正滑移,无机质孔隙中压裂液返排存在负滑移;在相同条件下无机质孔隙中的压裂液返排量远小于有机质孔隙,孔隙半径越小这种现象越明显。     

耐高温海水基植物胶压裂液性能研究

针对海上油田低渗透油藏平台化压裂作业的生产要求,以我国某海域海水为研究对象,优选了离子络合剂,研究建立了耐高温的海水基植物胶压裂液体系。该植物胶稠化剂在添加络合剂的海水中溶胀速率快,压裂液配伍性好,在130℃、170s~(-1)连续剪切60min,压裂液黏度大于100mPa·s,静态滤失系数为1.49×10~(-4) m/min~(1/2),残渣含量为490.0mg/L,破胶液表面张力24.6mN/m,平均岩心渗透率损害率为22.38%,各项性能均优于行业标准要求。     

高温压裂液产生硫化氢因素分析

在高温储层压后返排过程中,产生了微量硫化氢气体。根据现场条件进行模拟试验研究产生硫化氢的原因。结果表明,高温为压裂液反应产生硫化氢提供了条件;破胶剂和含硫温度稳定剂同时参加反应才能产生硫化氢;储层中含硫矿物在高温高压条件下可能发生反应产生硫化氢。在高温压裂液配方优化时,尽量避免选择含硫的温度稳定剂,以减小高温地层产生硫化氢的风险。     

一种新型清洁压裂液低温破胶剂的研制与评价

随着页岩气、煤层气等的开发,出现了越来越多的低温井。目前国内常用的破胶剂只适用于温度在50℃以上地层的压裂液破胶,因此需要研发一种能应用于20℃左右的低温破胶剂。根据破胶剂的破胶机理,在室内研制了一种针对新型清洁压裂液的氧化还原体系破胶剂GMD。并应用流变学原理,通过储能模量和耗能模量在破胶过程中的变化研究了压裂液的破胶情况。研究发现,结果与传统的用粘度表征破胶情况结果一致,该破胶剂的研制对低温储层改造具有一定的指导意义。     

高油气比油藏储层污染因素及酸化效果分析——以文269块油藏为例

文269块油藏属于异常高压高油气比油藏,在注水开发过程中产能逐渐下降,并且在检泵中常常发现严重结垢现象,多方面研究分析后认为造成油井产能下降的主要原因是储层存在污染。为消除储层污染,提高油井产能,在深入研究储层污染因素的基础上进行了酸化解堵技术研究及现场试验,取得了较好的增油效果。酸化解堵技术能够有效消除井筒及近井地带污染,提高储层渗透性,该技术在文269块油藏的成功应用可以为同类油藏实施稳产上产措施提供参考。     

JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液的性能评价及在吉林油田的应用

吉林油田开发的双坨子、小合隆、长岭气田具有储层岩性复杂、埋藏深、地层温度高、压裂改造难度大等特点。针对这些特点研究了 JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液,该压裂液具有良好的耐温、耐剪切性能。室内试验中将 JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液与羟丙基胍胶压裂液对比,JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液在摩阻性、破胶性、悬砂性、黏弹性上优于羟丙基胍胶压裂液。2012~2013年 JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液在吉林油田累计施工42口天然气井,注入压裂液143912m3,支撑剂19374m3,施工压力平稳,开发效果良好,得到了广泛应用。     

利用随钻测井及示踪剂技术分析致密油藏水平井各压裂段产出特征

为了探索致密油藏有效动用途径,采取"长水平井、体积压裂、天然能量"开发。现场实践表明,以该方法动用致密油藏,取得了较好的效果。通过分析井筒周围储层特征、压裂规模和指示剂监测资料,深入研究水平井各压裂段的产出状况,对各压裂段产出变化规律进行探讨。一方面,现场试验结果表明,通过在不同压裂段压裂液中加入不同型号指示剂,检测产出指示剂含量,能够明确各压裂段的产出状况;另一方面,研究了压裂段井筒周围储层岩性、含油性、压裂规模与压裂段产出贡献率的关系。该研究成果为致密油藏压裂方案设计和开发调整提供了依据。     

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（杀菌剂）。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剂提高返排率,为该油田储层保护和有效开发提供支持。     

低伤害压裂改造工艺技术在X15-16井中的应用

随着油气田勘探开发的不断深入，低渗透、非常规油气藏已经成为近年来勘探开发的主体目标之一，由于低渗透油藏普遍需要采取压裂措施后才能获得经济效益，但在改造过程中，由于压裂液的破胶、返排不彻底，滤饼残渣造成的伤害大大降低了裂缝的导流能力，影响了压裂改造效果。为此，大港油田通过应用VES清洁压裂液体系、压采联做等工艺，在X15—16井上取得了很好的增产效果，为该区块的储量评价及开发提供了重要依据。     

低渗油田碳酸盐岩储层岩心分析

为了给碳酸盐岩储层酸压改造方案的设计提供详实准确的储层物性数据,通过X-射线衍射、电子显微镜扫描分析、岩石薄片鉴定等方法对某低渗油田若干油井的储层岩心做了细致分析.分析结果表明,该低渗油田碳酸盐岩储层孔隙发育、连通性好,地质过程有利于油气的储存;方解石和白云石是主要的酸敏性矿物,同时由于黏土矿物的存在使得储层具有一定的水敏性;岩心渗透率极差,应力敏感性损害程度为中等偏弱,岩心的临界应力应在3.5MPa上下.据此可充分认为酸化压裂是对该油田储层改造的一种有效手段,同时也为酸化压裂液体系的选择和酸压工艺的设计提供重要参考.     

银额盆地查干凹陷下白垩统砂砾岩体成藏特征研究

查干凹陷下白垩统发育多层系、多类型的砂砾岩油藏。从浅层的构造油藏、中深层的构造-岩性复合油藏到深层的岩性油藏,储层均是成藏重要的控制因素。研究区西南低东北高的构造格局确定了北东向为主要油气运移指向,油气运移方式以垂向运移为主,侧向运移为辅,垂向运移主要与断层有关,侧向运移与各类型砂体有关。油气从凹陷生烃中心向低势区运移,汇聚于生烃中心周边各类型砂砾岩圈闭中。综合分析认为,盆地结构变化、源岩烃、储层和输导体系等分别控制了研究区的油气运移指向、空间分布、油气富集程度及油藏类型等,总体表现出受到多种因素的联合控制的复杂成藏过程。