苏77区块瓜胶压裂液优化技术研究

针对苏77区块气藏,结合压裂工艺对压裂液的特殊要求,对羟丙基胍尔胶（HPG）压裂液进行优化设计,通过室内研究,优选出适合苏77区块85℃～92℃地层条件的HPG压裂液配方.在现场实施50口井,均取得成功,并获得良好的增产效果.

大牛地气田压裂液体系性能评价及优化

大牛地气田主要采用长水平段水平井分段压裂工艺进行增产改造。压裂液泵入地层后由于交联时间过早,在管柱内产生较大摩阻,造缝不充分,同时破胶不彻底易产生残渣,对储层造成伤害。为了提高该区块压裂改造的效果,优选适合大牛地气田的压裂液体系,本文通过室内实验,对目前使用的压裂液体系进行了完整的性能评价。基于流变和破胶实验,对不同类型的压裂液体系进行了优化,结果表明:优选后的压裂液体系可适应温度范围60~95℃储层,压裂液体系具有较好的耐剪切性和携砂性。另外针对长水平段分段压裂施工,建议采用"胶囊破胶剂+过硫酸铵+低温破胶活化剂"的组合方式。优化后的压裂液体系能够满足现场要求。

辽河油田低渗透砂岩储层压裂液返排工艺优化设计研究

由于辽河油田部分去看砂岩储层低孔低渗的地质特征,通常将水平井和分段压裂技术相结合作为砂岩油气藏增产增注的的重要手段,压裂液返排是水力压裂的重要组成部分,也是压裂作业的最后一部分。压裂返排过程中,地层压力逐渐降低,凭靠经验主导的返排措施导致滤失量大、支撑剂回流、返排速度慢等现象的发生,直接影响了储层改造的增产效果。因此,形成一套合理的压后返排工艺体系有利于提高压裂液返排效率,控制支撑剂回流,强化裂缝增产效果。因此,本文基于前人研究成果,得到了低渗透砂岩储层压裂液返排工艺优化设计方法,制定了压后返排时机,裂缝闭合方式,油嘴尺寸选择的参考准则。通过实例应用表明,本文所得到的低渗透砂岩储层压裂液返排工艺优化设计方法行之有效,切实可行。

高庙沙溪庙组凝析气藏压裂技术研究及应用

高庙区块沙溪庙组气藏埋深2300.0-3100.0 m,平均孔隙度8.24%,渗透率0.22 m D,为低孔低渗致密储层。强应力敏、地层出砂及凝析油对储层的伤害,造成压后排液过程中井口压力下降快、返排率低,压后产量下降快。通过室内实验,优化压裂液中破乳剂加量为0.1%、防膨剂加量组合为0.5%WD-5＋0.5%BM-B10＋1%KCl,支撑剂采用80%的30/50目＋20%的40/70目陶粒组合等压裂材料;利用测得的高压流体露点压力（26.2MPa）,确定排液压力控制在15 MPa以上;最终形成了适用于高庙沙溪庙凝析油气藏的压裂技术,现场应用的18口井均取得较好效果,较前期平均单井测试产量提高129%。

高庙区沙溪庙组凝析气藏压裂技术应用研究

高庙区沙溪庙组气藏为低孔低渗致密储层,由于强应力敏、地层出砂及凝析油对储层造成伤害,导致压后排液过程中井口压力下降快,返排率低,且压后产量快速下降。针对此情况,通过室内实验研究,优化压裂液中破乳剂加量、防膨剂加量组合,优选支撑剂材料;同时利用测得的高压流体露点压力,确定排液压力范围。通过研究确定适用于沙溪庙凝析油气藏的压裂技术,现场实施效果良好。

低渗致密凝析气藏压裂难点及对策

GM区块沙溪庙组气藏埋深2 300-3 100 m,平均孔隙度8.24%,渗透率0.22×10^-3μm^2,为低孔低渗致密储层。该类储层压后排液过程中井口压力下降快,返排率低,产量下降快,主要原因是储层的强应力敏感性、地层出砂及凝析油对储层的伤害。针对以上问题,提出了优化压裂液配方和支撑剂组合及控压排液对策。优化的压裂液中破乳剂加量为0.1%,防膨剂加量组合为0.5%WD-5＋0.5%BM-B10＋1%KCl,支撑剂采用80%的30/50目＋20%的40/70目陶粒组合,排液压力控制在15 MPa以上。最终形成了适用于GM沙溪庙凝析油气藏的压裂技术,现场应用18口井均取得较好效果,较前期平均单井测试产量提高129%。

压裂液对海拉尔凝灰岩储层压裂施工的影响分析

压裂液是决定压裂措施成败的关键技术，在复杂的地质条件和工程条件下，压裂液性能对油藏改造能否取得成功起到了决定性影响。围绕高效压裂技术，深入研究了压裂液性能对海拉尔凝灰岩储层裂缝启裂、扩展和最终裂缝参数的影响，在此基础上，通过具体实践，探讨了压裂液优化设计的技术思路，提出了低渗透油藏压裂液技术的研究攻关方向。

水平缝大规模压裂技术研究及应用——以萨北开发区北部过渡带为例

大庆长垣萨北开发区北部过渡带储层原油具有含蜡量高、含胶量高、黏度高的特点,窄小河道发育,水驱控制程度和多向连通比例较低,常规压裂效果差,采出程度低。针对以上情况,结合水平缝大规模压裂工艺原理进行了萨北开发区北部过渡带加大压裂规模的可行性论证。通过理论公式及数值模拟成果确定了最佳穿透比范围;通过室内实验对压裂液体系配方进行了优选,确定了适应萨北开发区北部过渡带油层条件的低伤害压裂液体系。以优化设计参数为基础,并结合现场施工方案的制订和实施,实施后平均单井日产液量是改造前的3.05倍,日产油量是改造前的4.4倍,解决了水驱控制程度低的问题,取得了较好的增油效果。水平缝大规模压裂为萨北开发区北部过渡带剩余油挖潜提供了新的技术支持。