柴达木盆地英雄岭页岩油CP1井压裂后甜点分析

2021年柴达木盆地英雄岭CP1井页岩油取得高产突破,但仍需明确初步识别出的两类甜点纹层状灰云质页岩和层状灰云质页岩哪类为优势甜点岩相。从有机质丰度、物性、含油性、压裂后裂缝复杂程度、示踪剂、生产动态等地质、工程多角度对英雄岭页岩油地质、工程甜点岩相进行了系统分析。研究结果表明:(1)英雄岭页岩油地质甜点应选取碳酸盐含量、含油饱和度、TOC等指标表征;工程甜点选择可压裂性指数为关键参数。(2)相较层状灰云质页岩,纹层状灰云质页岩在含油饱和度、水平渗透率、压裂后裂缝复杂程度、渗吸能力、油相流动能力、见油速度等方面均更具优势。(3)纹层状灰云质页岩是英雄岭页岩油地质、工程双甜点。(4)在下干柴沟组上段Ⅳ油组11层(E32-Ⅳ-11)勘探开发实践过程中,建议选择3小层(E32-Ⅳ-11-3)为目标靶点。

超高矿化度地层水基一体化渗吸驱油压裂液的制备及性能评价

针对常规聚合耐盐性能差的问题,设计合成了一种弱疏水缔合聚合物,优化形成了一体化耐盐驱油压裂液体系,并对压裂液的综合性能进行了评价。结果表明:该聚合物可满足28000 mg/L的超高矿化水在线配制要求,在耐盐稠化剂用量0.1%~1.2%情况下可以实现黏度2~150 mPa·s可调;压裂液破胶液表面和界面张力可调,高矿化度下渗吸驱油效率10%以上;90℃下,剪切1 h后超高矿化度地层水基一体化渗吸驱油压裂液黏度大于40 mPa·s;20%砂比下,静置40 min,无明显沉砂现象,具有良好的静态携砂能力;在耐盐稠化剂为0.1%~0.5%情况下,不同黏度压裂液减阻率均大于60%以上。

低浓度胍胶压裂液的性能研究与现场应用

目前全球瓜尔胶紧缺,导致羟丙基胍胶价格飙升,压裂成本攀升。因此,研究优选满足携砂要求的低浓度胍胶压裂液体系具有实际意义。通过实验,对低浓度胍胶压裂液体系的配方进行了研究,评价了低浓度胍胶压裂液体系的耐温耐剪切性能、流变性能、滤失性能、破胶性能、静态伤害及残渣含量。实验结果表明,低浓度胍胶压裂液的浓度为常规胍胶压裂液浓度一半时即可满足压裂施工时的携砂要求,并且破胶后的残渣含量明显减少,降低了对储层的伤害程度,是一种低成本、低伤害压裂液。

柴北缘“三低”储层自生气增能压裂工艺技术研究与应用

自生气增能压裂液体系中的反应物NH_4Cl和NaNO_2在一种酸性催化剂作用下发生反应,生成氮气,并放出大量的热。实验研究了NH_4Cl和NaNO_2的产气条件,并对压裂液配方进行优化。通过压裂液综合性能评价及现场试验表明:这种压裂液体系具有优良的性质,可大幅度降低压裂液的滤失,并能实现增压助排,提高措施返排率,改善措施效果的目的。

低渗透油藏水力压裂井应力场转向定量评价

基于多孔介质流-固耦合理论和有效应力定律,建立了孔隙压力与地应力相互作用的低渗透油藏水力压裂井应力场转向评价模型,采用有限元数值模拟技术并开发相应程序对耦合模型进行求解,定量分析了低渗透油藏开发过程中水力裂缝附近区域地应力场的变化特征。计算结果表明:水力裂缝导致近裂缝区域地应力场分布特征大幅度改变,沿裂缝与垂直裂缝方向应力场大小变化各向异性,应力场转向范围随初始水力裂缝长度增加而动态变化。

青海油田乌101区块整体压裂数值模拟研究

水力压裂是低渗透油藏增产改造的主要措施。针对青海油田乌101区块低渗透油藏的地质特点,对压裂井的压裂效果和难点进行了分析;对给定的五点井网进行了整体压裂优化研究,研究了不同裂缝长度和导流能力对压裂井产能的影响,在此基础上采用正交设计方法进行了整体压裂综合研究。结果表明:对于五点井网,井距一定,压裂效果并不是缝长比和导流能力越大越好,而是存在一个合适的范围,并通过正交分析,得到了最优的裂缝参数。

青海油田低浓度胍胶压裂液的性能研究与现场应用

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。

昆北油田岩石力学参数及地应力研究

昆北油田于2008年取得勘探突破,是青海油田原油生产的最主要接替区块之一。本文通过对昆北油田岩石力学试验和地应力分析,建立了岩石力学、地应力参数计算模型,确定了昆北油田主要井区最大主应力方位,为昆北油田井网部署、水力压裂选井选层、压裂方案优化设计、压裂支撑剂优选、压裂诊断等提供了依据。

压裂返排液重复利用技术在南翼山油田的应用

通过对小分子瓜尔胶改性和返排液回收再利用技术的研究,研制出可回收压裂液增稠剂,并在南翼山油田成功应用。该技术不仅在低分子增稠剂的开发、低分子交联、冻胶网络结构破坏与恢复等方面有所创新,同时对保护环境、降低水资源消耗亦有重要意义。

青海柴北缘“三低”油藏自生气压裂体系研究与现场应用

根据青海柴北缘"三低"油藏特点,筛选出在酸性条件下可交联的低聚合物压裂液体系,通过加入2种能够在地层条件下发生反应,释放出N2等气体以及大量热量的物质NH4Cl和NaNO2,形成了自生气低聚合物压裂液体系。实验研究了NH4Cl和NaNO2的生热生气条件,并对压裂液配方进行优化和性能评价。结果表明,这种自生气低聚合物压裂液体系具有优良的性质,可大幅度降低压裂液的滤失,破胶快速彻底,岩心损害率仅为11.74%,并能实现增压助排,提高措施返排率。2011年在青海油田柴北缘共进行了9井次自生气低聚合物压裂先导性现场试验,措施成功率100%,有效率87.5%,返排率76.68%,表明自生气低聚合物压裂工艺在青海油田柴北缘"三低"油藏现场应用取得了较好的效果。

水平井分段压裂在青海油田的应用

水平井目前已经成为提高青海油田勘探开发综合效益的重要途径,在昆北、南翼山、尕斯、七个泉等油田得到了广泛的应用,但是对于钻遇在低渗透油藏的水平井,自然产能低,产量下降快,达不到经济开发的要求。2011年针对青海油田低渗油藏水平井开采现状,以分段压裂为目标,以往先导性试验为基础,通过水平井分段压裂优化模拟研究、施工工艺的选择、分段压裂工具的优选、压裂施工规模及参数优化等,为青海油田低渗透水平井压裂提供了可靠的技术支撑。全年完成水平井压裂10口,成功率和有效率均为100%,取得了较好的研究和应用效果。

柴达木盆地昆北油田切12区块E_(3)^(1)砂砾岩储层特征及压裂施工参数优化

昆北油田切12区块E_(3)^(1)层为典型的砂砾岩储层,压裂提产程度较低,严重影响了油田的开发效果。通过岩心实验和理论计算分析了切12区块E_(3)^(1)层砂砾岩储层脆性特征和天然裂缝开启压力,应用数值模拟优化了排量和液量等关键施工参数。结果表明:切12区块E_(3)^(1)层厚度大,基质孔发育,储层脆性强,地层破裂压力大于天然裂缝开启压力;对于25~40 m厚度储层压裂施工时裂缝转向临界排量为9~16 m^(3)/min、单段液量下限为7 000 m^(3)、砂量为100~120 m^(3),现场微地震监测显示E_(3)^(1)储层压裂形成较大范围较多条的复杂人工裂缝网络,储层渗流能力得到大幅度提升。研究结果为昆北油田砂砾岩储层高效改造提供了依据。

高温深井加重压裂液流变性研究

流变性是液体非常重要的性能,它能够表征液体的性质、粘弹性、触变性、蠕变回复性能等,能够判断并得到液体相关性能、系数等。压裂液作为水力压裂所需的重要材料,那么认识并得到液体相关性质对压裂工艺设计、工艺技术的发展尤为重要,该论文针对流变性实验,分析高温加重压裂液流变特性。

胍胶、低聚合物压裂液性能评价及现场应用

了解压裂液发展的历史和国内外压裂液发展现状;对两种压裂液体系的初步认识。学习压裂液的实验标准、实验方法、实验过程,进行压裂液体系配方的确定。对于根据不同储层情况选择不同压裂液体系的初步认识。随着压裂技术的提高,并为了保持油藏可持续发展,高效、低伤害、低成本是压裂液发展的主题,无伤害或低伤害压裂液的研究是压裂液发展的方向。

红柳泉油田提高压裂改造体积和成功率工艺技术研究

针对红柳泉油田储层致密、施工压力高、措施成功率低、单井加砂规模小的特点,在对红柳泉以往措施工艺分析、储层地质评估的基础上,开展提高压裂改造体积和措施成功率工艺技术研究和高性能压裂液配方优化,形成了大排量、大砂量的缝网压裂工艺和高温低浓度胍胶压裂液等配套技术,有效的提高了红柳泉压裂改造体积和措施成功率,为该油田提高单井产量提供技术保障。

南翼山Ⅴ油层组措施改造浅谈

南翼山Ⅴ油层组于2006年发现,经过几年的试油评价,已经初步控制了相当规模的储量,成为了南翼山浅部油藏重要的组成部分。如何合理高效的开发该油组成为今后南翼山油田产量接替的关键,本文通过前期对Ⅴ油层增产措施工艺中存在的问题进行了分析总结,并就今后Ⅴ～Ⅶ油层组的增产措施工艺提出了初步思路。

多层压裂技术在七个泉油田的应用

七个泉油田属低渗、低孔隙度油藏,单井产量低,需进行压裂改造。但压裂井段长,单层压裂产量低,成本高,措施经济效益差。通过对分层压裂工艺研究,确定该油田分层压裂的层数为5-6层,裂缝长度为70~80m,导流能力为30~40μm2.cm,优化出了适合多层压裂的管柱和压裂液体系。现场完成了4井次的现场试验,措施成功率100%,有效率100%,压裂后单井日产油12.28吨,单井日增油10.95吨,最高投入产出比为10.79,平均为3.83,取得了较好的经济效益。

预测水力压裂井砂堵的新方法

水力压裂是乌南低渗透油藏的重要增产措施;但该地区的压裂井在施工过程中普遍存在达不到设计砂比的问题,主要原因是砂堵比较严重。结合该油田压裂井的压裂施工曲线、测井曲线、测井解释成果、压裂施工设计及实际施工参数分析等,利用斜率反转法,分析了砂堵产生的原因,建立了预测砂堵的新方法;并针对其中2口砂堵井进行了分析。在此基础上提出了解决砂堵及未达到设计砂比的具体建议。研究结果对于乌南油藏后续压裂设计和施工具有一定的参考价值,对其他类似的低渗透砂岩油藏的压裂施工也具有一定指导意义。

致密砂岩气藏复杂缝网压裂工艺现场应用

针对苏里格地区层内非均质性强、气层薄且砂泥岩交互的储层开发效果差的问题,借鉴体积压裂思路,采用滑溜水+交联冻胶变黏度压裂液体系、60.32 mm油套环空注入提高排量的压裂方式,扩大施工规模,形成复杂裂缝网络结构,增大储层的泄流体积。滑溜水降阻剂质量分数0.1%,降阻率76.5%。交联冻胶羟丙基胍胶质量分数0.3%,100℃、170 s^(-1)条件下剪切90 min后黏度为85 m Pa·s。支撑剂选用粒径0.425~0.85 mm中密度高强度陶粒。施工排量达到8.0 m^3/min,平均砂比超过17%,最高砂比达到31.2%。通过裂缝监测发现,采用复杂缝网压裂工艺产生的缝长与裂缝表体积远大于常规分层压裂。采用该工艺在苏里格地区进行了7口直井现场试验,与邻井常规分层压裂相比,绝对无阻流量提高率达到56.9%~130.2%。由于采用小油管环空压裂,生产过程中携液能力好。该项工艺在苏里格致密砂岩气藏具有良好的适应性。

压裂覆膜石英砂沉降机理研究及压裂施工排量优化

采用压裂覆膜石英砂压裂施工具有环保压力小、储层二次伤害低,节能、成本低等特性。压裂覆膜石英砂具有低密度、自悬浮及降摩阻等技术特性,能够采用地层水、清水、返排液等液体进行携砂压裂的一种覆膜砂。通过对压裂覆膜石英砂开展室内性能检测及实验评估,同时结合不同油藏地质特征及现场实际需求,优化出压裂施工排量与"储层埋藏深度、管柱内径大小、支撑剂浓度以及支撑剂粒径"四者的相关性,优化出"埋深、管柱、砂浓度、粒径"四位一体的压裂施工排量优化方案,指导青海油田清水压裂在不同区块措施改造方案的优化及改进。