低压致密气藏压裂工艺技术研究与应用

鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏是一个典型的低压致密气藏,气井压裂前自然产能很低或基本无产 能。水力加砂压裂是该地区进行气田勘探开发的关键技术之一。由于储层具有低压、低孔、低渗的特点,且存在严 重的水相圈闭损害和其它敏感性损害,采用针对常规砂岩储层的压裂改造方法在该地区不能达到满意的增产效 果。针对鄂北地区低压致密气藏的储层地质特点,通过近年来的攻关研究和现场试验,提出了改进的压裂工艺技 术方法,筛选出了低残渣、低伤害、抗水锁、易返排的压裂液体系,大大提高了压裂改造效果。压后平均单层气产量 提高2倍以上,初步形成了该地区低压致密气藏压裂工艺技术体系,为进一步探索、解决低压致密气藏的勘探开发 难题奠定了良好的基础。

低压致密气藏大型加砂重复压裂技术在丘东22井的应用

从气井开展大型加砂重复压裂的必要性、机理和技术措施的研究入手,论述了丘东22井实施大型加砂重复压裂技术情况。现场实例表明,低压致密气藏大型加砂重复压裂提高了气井产能,为同类老井的改造提供了经验指导。

低表面张力滑溜水在低压致密气藏中的应用

低压致密气藏储层渗透率低、孔隙度小、压力系数低,普遍存在因压裂液入侵造成的水敏伤害问题。为了降低压裂液对低压致密气藏储层伤害,提高压裂液返排率,筛选一种配方为0.15%减阻剂XY-205+0.1%助排剂XY-120+0.2%防膨剂XY-63的具有低表面张力的滑溜水体系,并考察了该滑溜水的减阻率、防膨率以及对岩心伤害性能,并进行了现场应用。该滑溜水体系的表面张力为20.12 mN/m、与煤油间的界面张力为1.52 mN/m,最大减阻率达到70.58%,对王府区块HG-01井岩心的防膨率达到90%,滑溜水对岩心伤害可降至14.46%。滑溜水在低压致密气藏现场应用3口井,压裂施工顺利,压后见气速度快,排液4 h见气,返排率61%,取得较好的改造效果。

低压低渗气藏低伤害压裂液研究与应用

对于低压低渗气藏,能否减少外来液体侵入储层、加快压裂液返排、提高返排率.将直接影响压后的单井产量。针对鄂北塔巴庙地区上古生界气藏特征.对N2增能水基压裂液进行了大量的室内研究,以尽可能降低由于压裂液侵入储气层而造成的伤害。现场实施表明,优质低伤害N2增能压裂液体系具有起泡、稳泡能力强,流变性能、携砂能力好,低滤失,破胶快。低伤害等特点;该压裂液体系能较好地满足压裂工艺要求及储层的物性条件,提高了压后压裂液返排率,取得显著单井增产效果,从压裂液的返排看,各井均提高了自喷量,缩短了排液周期,且返捧的压裂液破胶液粘度小于3mPa·s,压裂液平均返排率由原来的60%提高到83%以上,达到了少进液、快返排、低伤害的设计要求。

基于油气运移最小能耗率原理的成藏期地层倾角窗口研究——以鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏为例

对于成藏期地层倾角与油气聚集资源量之间关系的研究,国内外学者多局限在勘探实践案例统计分析及简化物理模拟实验研究方面,缺少对成藏期地层倾角与油气聚集资源量之间理论关系的研究。从油气运移最小能耗率原理出发,在理论上严格证明了油气运聚系统成藏期地层倾角窗口的存在。处于成藏期地层倾角窗口,油气运移有效驱动功率最弱,油气运聚系统能耗率最小,油气运聚效率最高,赋存发育油气资源量最大。回答了成藏期地层倾角到底是较大还是较小时有利于成藏的问题,揭开了侯连华等(2021)对国内已投入商业开发的44个天然气有效区带和49个石油有效区带的油气资源量,与其主成藏期平均地层倾角二者间呈一“开口向下抛物线”统计特征之谜。同时,利用该理论对鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏地层倾角窗口演化变迁进行研究。上古生界高压致密古气藏由净浮力梯度、剩余压力梯度和排驱压力梯度三者之和为其油气运移有效驱动力,缓慢减小到由净浮力梯度与排驱压力梯度二者之和为其油气运移有效驱动力的现今低压致密气藏。与之相对应,高压致密古气藏由较小成藏期地层倾角窗口(0.2°~0.3°)缓慢变为现今低压致密气藏相对较大成藏期地层倾角窗口(0.35°~0.45°)。

CO_2泡沫压裂工艺技术研究及现场实践

对低压致密、水敏性气藏,常规水基压裂开采存在水锁损害严重、压裂液返排难度大等问题,严重影响气井产量,采用CO_2泡沫压裂开采工艺是提高该类气藏产量的有效途径,为此开展了CO_2泡沫压裂技术研究,包括CO_2泡沫压裂液酸性交联技术、注入方式优化技术、变排量变泡沫质量设计方法和提高裂缝导流能力配套措施。以苏里格气田苏11-52-65井为例,采用优化的CO_2泡沫压裂技术,完成了单层加砂49.2 m^3的较大规模施工,压后破胶液实现了完全自喷快速返排,日产气量达到苏里格气田平均单井日产气量的2.2倍,证实了该优化设计方法和配套措施的有效性,也显示出CO_2泡沫压裂工艺在开采低压致密气藏中的良好应用前景。