致密储层不同驱替方式下超临界CO2蓄能返排效果实验研究

目前超临界CO2辅助压裂技术已成为致密油开发的有效方式之一,在压裂过程中,压裂液的蓄能返排效果成为近年来关注的热点之一。为了对超临界CO2驱替过程中储层蓄能效果和流体的返排效果进行定量评价,自主设计实验装置对不同驱替方式下超临界CO2蓄能返排效果进行研究。在油藏温度和压力下,对比单独注气、单独注水及水气交替注入方式下岩心系统的平均压力变化以及控压返排效果,并对水气交替注入方式的注气段塞进行优化。实验结果表明:以超临界CO2作为前置液的压裂可以大幅度提高后续注入滑溜水的蓄能效果;注入的超临界CO2使原油及束缚水体积发生膨胀,其膨胀程度受超临界CO2的溶解量影响较大,而受岩心系统压力影响较小;先注超临界CO2再注滑溜水的驱替方式蓄能效果最佳,且能实现超临界CO2封存,滑溜水的返排效率及出油效率最高;从蓄能返排效果来看,0.5 PV的超临界CO2段塞注入量最优。

低渗致密砂岩凝析气藏液锁损害机理及防治——以吐哈油田丘东气藏为例

吐哈油田丘东低渗凝析气藏钻采过程中存在不同形式的液锁损害,系统分析了其损害机理和主要影响因素。液锁损害程度主要与岩心的渗透率、孔隙度、初始含水饱和度及油水界面张力有关,还与储集层岩性、胶结物类型及含量、孔隙结构特征和侵入流体的性质有关。针对钻/完井、生产、储集层改造及修井过程中液锁损害机理及特征,研发出防液锁低损害成膜钻井液及保压、增能、助排等综合防治技术,改进的钻井液可使受损害储集层岩心的渗透率恢复值由平均54%提高到81%,研发的助排剂可明显提高残酸的返排效果(助排率达88.9%),改进的修井液可使岩心渗透率恢复值提高16.1%,各种改进工艺在现场应用后,较好地保护了产层,提高了低渗透气藏的综合开发效益。

鄂尔多斯盆地东部气井压裂液氮伴注比例优化研究

提高返排液效率,减少压裂液对地层的伤害,是压裂技术面临的重要课题。通过对鄂尔多斯盆地气井排液现状分析,结合管柱结构,开展井筒持续排液条件研究。当井深2 500 m时,必须满足井底液柱压力≤15.68 MPa,或平均气液混相密度≤0.61 g/cm^3。建立液氮比例运算模型,计算得出当液氮伴注比例≥6%时,井筒可实现自主持续排液。现场试验表明,调整液氮伴注比例后,一次喷通率提高69%,返排率提高19%,试气产量也随液氮比例呈现较好正相关性。

川西南乐山地区峨眉山玄武岩储层压裂改造技术探索

四川盆地主要发育溢流相及喷溢相两类火山岩,其中川西南乐山地区二叠系上统峨眉山玄武岩储层厚度大、分布广、埋深浅,勘探开发潜力大。以玄武岩为主的溢流相火山岩储层低孔、低渗,仅发育微裂缝,压裂改造是其“增储上产”的重要手段。基于室内评价实验,明确了储层非均质性强、岩石力学性质高、酸溶蚀率低、敏感矿物含量高、地层能量低是制约压裂改造工艺效果的主控因素。在此基础上,探索形成了“前置酸降破+两段式加砂+助排快排”的复合酸压技术,优化工作液黏土稳定剂浓度为0.5%、前置酸配方为12%HCl+2%HF、助排剂浓度为0.5%。采用前置酸解堵降破、降阻水造缝、胶液携砂、液氮助排的复合改造技术可进一步提高改造效果,通过优化黏土稳定剂用量、助排剂浓度形成的低伤害压裂液体系,可有效降低液体伤害,提高返排效率。

CO_(2)增能压裂在低渗透储层的应用

为了增加储层压裂改造效果,采用CO_(2)前置增能压裂施工工艺,CO_(2)前置段塞可以有效补充地层能量,降低储层损害并增加返排效率。从现场试验可以看出,返排率均达到88%以上,原油增产最高达到68 t,投入产出比在1:2.5以上,可以有效提高储层改造效率,取得良好的经济效益。