大庆油田不返排压裂液技术研究及应用

大庆油田低渗透储层水力压裂已经成为增产改造的主体技术,但应用过程中存在压裂废液处理环保压力大、成本高,压裂后不及时返排会对储层造成伤害,影响增注效果等问题。为此,通过技术攻关成功研制了不返排清洁环保压裂液,该压裂液具有低成本、低伤害、油井零外排、水井不返排的技术优势。该技术在大庆油田低渗透储层累计应用154口井,施工成功率100%,其中,88口油井累计增油3.8×10^4t,66口水井累计增注51.2×10^4m^3,减少外排压裂液3.2×10^4m^3,达到了“零污染、零排放”的要求。

不返排绿色可降解酸的研制与性能评价

针对目前常规酸液环境不友好、酸化后需及时返排等问题,在考察乳酸、葡萄糖酸溶蚀能力、谷氨酸N,N-二乙酸GLDA的螯合容量以及优选添加剂的基础上,确定了绿色可降解酸液体系配方:20%乳酸+葡萄糖酸(摩尔比1∶1)+1.5%谷氨酸N,N-二乙酸GLDA+2%缓蚀剂HLS-1+1%铁离子稳定剂CA-1+2%黏土稳定剂COP-2,研究了该体系的溶蚀性能、缓蚀性能、可降解能力及对储层的伤害性。研究表明:绿色可降解酸液体系具有较好的缓蚀、缓速及螯合性能,对岩心伤害率低,不会产生二次沉淀,无酸渣,残酸稳定。该体系的溶蚀反应速率常数为3.37×10^(-7)(mol/L)^(-m)/(cm^2·s),是常规稠化盐酸的0.1倍,在酸化过程中生成了溶解度较大的乳酸葡萄糖酸钙,红外光谱分析进一步证明了酸液的可降解性。该酸液具备不返排酸化的性能特点,有助于降低酸化施工成本和实现绿色环保作业。图14表6参10。

百色油田注水井不返排酸化技术研究

百色油田属中低渗油田,具有构造复杂、地层压力低、注入水水质不稳定的特点。为降低酸化解堵成本,针对存在问题及不返排酸化对配方的要求,在室内开展针对性试验。研制出适合油田注水井和转注井的2个系列的不返排酸化解堵配方,介绍了配套其他工作液及不返排酸化施工工艺参数。从2001年至2003年在百色油田进行不返排酸化31井次,成功率100%,注水压力平均下降3·16MPa,吸水指数平均提高1·85m3/(d·MPa),平均增注倍比为2·98。

稠油压裂不返排技术研究及应用

扶余油田稠油区块是低温低压的浅层稠油油藏,利用常规压裂工艺很难对压裂液进行快速破胶,压裂后压裂液的返排力不足,且残留液体面临许多困难。因此,开发了稠油不压裂返排技术,分析了压裂液的特性和性能指标,并与常规压裂液进行了对比分析。它符合行业标准并且运行良好,符合压裂悬砂的要求。扶余油田稠油生产F2-6井区的三口注水井和七口采油井的压裂施工中已经采用了压裂液,达到了压裂施工的性能要求,取得了良好的效果。其中,Y2-5井的月产液量从15.5吨增加到426.3吨,月产量从3.9吨增加到12.9吨,该技术的成功应用为该区块开发浅层重油提供了一种经济有效的技术手段。

致密油藏水平井体积压裂不返排适应性评价

为论证水平井体积压裂不返排渗吸驱油工艺对研究区长8致密油藏开发的适应性,开展了储层敏感性、渗流特征、渗吸特征研究和渗吸驱油强度主控因素分析及矿场试验。结果表明:(1)长8储层速敏、水敏、盐敏、酸敏和碱敏程度均为中等偏弱,储层孔喉连续性较差和非均质性较强,基质渗流能力较低,注水驱替时油水置换效率较低,渗吸驱油强度主要受储层裂缝发育程度、缝网改造规模、渗透性和孔隙结构控制;(2)长8储层岩石润湿性以亲水-弱亲水为主,自吸驱替过程中自吸排油量高于自吸排水量,驱替排油量低于驱替排水量,压裂液流体对储层渗透性损害较弱,可采用体积压裂不返排渗吸驱油工艺开发;(3)矿场试验表明,试验井见油返排率较对比井减少12.1%,投产12个月百米水平段平均累计产油较对比井增加37.3%,平均递减率较对比井减少9.7%,有效提升了油水置换效率、延缓了递减速度和提高了原油最终采收率。该研究成果对鄂尔多斯盆地页岩油、致密油高效开发具有一定的指导意义。

水驱油藏不返排增注技术的研究与应用

随着二次采油的深入进行,注水开发成为当前采油的主要措施,水井注水可以补充地层能量,驱动原油的运移,提高油井产能。水井的欠注会导致原油产能的下降,针对欠注井最有效的解决方法是酸化增注。但随着酸化频次的增加,酸化有效期逐渐变短,酸化化工费用投入不断增加,酸化残酸返排率居高不下。残酸返排不仅降低了作业时效,增加了残酸处理费用,同时加大了安全环保压力。残酸返排的酸化技术已无法满足绿色企业创建的需求。针对该类问题,本文从酸岩反应机理入手,通过优化酸液配方和酸液用量,提高施工排量,优化酸化工序,形成酸化增注不返排技术体系,提高措施增注效果,减少返排量,实现高效清洁生产。

稠油压裂不返排技术研究及应用

扶余油田稠油区块属于低温、低压浅层稠油油藏,常规压裂工艺存在压裂液快速破胶困难、压裂后压裂液返排动力不足、残液伤害储层等问题,导致压裂增产面临诸多难题。因此,研发了稠油油田压裂不返排技术,分析了压裂液的特性及性能指标,并与常规压裂液进行对比分析;室内评价证实压裂液完全符合行业标准,能够很好地满足压裂悬砂要求。将该压裂液应用于扶余油田稠油开采F2-6井区3口注水井、7口采油井的压裂施工,满足了压裂施工的性能要求,取得了较好的增产增注的效果。其中,Y2-5井月产液量从15.5t增加到426.3t,月产油量从3.9t提高到12.9t,月增油量为9t。该技术的成功应用,为该区块浅层稠油的开采提供了经济、有效的技术手段。

低渗透油田注水井不返排酸化技术研究

针对常规酸化施工后,残酸返排施工、处理和运输均存在安全环保隐患问题,开展了不返排酸化工艺技术研究。通过溶蚀性能、络合性能和腐蚀性能评价,以及岩心驱替实验,优选配方体系;采用多段塞组合的方式优化施工工艺。现场试验70口井,结果显示,初期平均单井注水压力下降1. 7MPa,日增注量为17. 4m^3。注水井不返排酸化技术取得与常规酸化相同增注效果的同时,实现酸化施工后不返排直接恢复注水,减少残酸产生,在绿色环保施工方面具有较好的推广应用前景。

定边油田致密油水平井增产方式研究

定边油田致密油层发育于半深湖-深湖相区,最典型是延长组长7油层,烃源岩条件优越。致密油分布范围广,同时砂岩储层致密、物性差、孔隙结构复杂、含油饱和度高、油藏压力系数低的特点。微裂缝较为发育,采用规模注水开发,由于常规注水开发压力传递不均匀,形成注水不见效、见效即见水的特点,开发效果不佳。对定边采油厂区域内部分水平井进行体积压裂、体积压裂压后不返排闷井扩压、水平井吞吐采油、异步注采等增油措施,地层压力得到有效的补充,缓解了地层能量快速的衰竭。矿场试验对比得出:在自然能量的开发方式下,体积压裂比常规压裂的平均每天产油量多1.19~3.69倍,稳产期也是常规压裂的1.3~2.4倍。在注水开发区域,有效的延缓了水平井见水时间,促使其稳定生产,对致密油藏水平井开发提供了指导性的意义。