储层改造技术范文

储层改造技术范文（精选7篇）

储层改造技术 第1篇

关键词：致密储层,压裂改造,工艺技术

玉门油田的白垩系k1g0 和k1g1 储层具有岩性致密, 孔隙度和渗透性低的特征, 虽有一定的裂缝发育, 但压力系数高, 常规的压裂施工时由于压力高, 施工规模有限, 不容易产生主裂缝, 致使加砂困难, 改造效果差, 措施有效期短, 达不到预期的改造目的, 此前多以酸化解堵为主。为实现该类储层的大型压裂施工改造, 经过认真分析研究认为以往单一的改造工艺不能产生有效的主裂缝一是储层本身致密, 难以压开, 二是由于压裂设备能力所限, 不能进一步提高施工压力和排量, 三是压裂液在天然裂缝中的滤失降低了压裂液的利用率分散了本就不高的施工能量。针对以上三点有针对性的引入滑溜水压裂液, 在结合小型酸化加大型压裂的复合改造工艺技术的同时在前置液中充分考虑降滤失措施, 利用更高压力等级和作业能力的压裂设备设施实现储层大规模压裂改造的突破。

1 致密储层改造技术方案

致密储层的压裂改造首先要着眼于压开储层, 其次是要形成主缝。致密储层普遍具有施工压力高的特点, 由于套管的抗内压强度的限制, 该类储层一般不能采用低磨阻的套管压裂工艺, 因此只能在压裂工艺技术和压裂压裂管柱方面想办法, 同时寻求压裂设备的支持。

1.1 压裂管柱技术

压裂施工管柱在施工中会产生摩阻, 在施工压力一定的情况小摩阻越大, 作用于地层的压力就越小, 地层就越不容易被压开, 不能达到改造储层的目的。为此压裂管柱的优化对能否达到储层改造的目的至关重要。因此压裂管柱在井身结构允许的前提下尽可能采用大通径低摩阻设计, 根据不同井深结构和压力等级目前具备了两套成熟的大通径压裂管柱方案。

方案一:φ114mm套管+φ89mm油管+Y221 封隔器+φ89mm油管组合

方案二:φ89mm油管+Y221封隔器+φ89mm油管组合

1.2 压裂施工工艺

在降低压裂管柱摩阻的同时还要从工艺角度想办法压开地层并实现主缝的形成与延伸, 实现支撑剂的泵注与压后支撑, 我们有以下几点技术措施:

(1) 采用复合改造工艺技术, 在主压裂施工前进行一次小型酸化先挤入一定数量的酸液以解除近井地带污染降低应力集中, 以便随后的大型压裂施工能压开储层。

(2) 利用滑溜水低摩阻、穿透性强和易传递能量的特征, 在泵注胍胶压裂液前泵注适量滑溜水压裂液, 使储层充分吸液达到饱和疲劳而形成裂缝, 裂缝形成后采用泵注粉砂或粉陶段塞的措施封堵微细裂缝, 降低压裂液的滤失, 延伸主裂缝, 减少多缝干扰, 提高压裂液利用率。

(3) 主压裂施工采用低摩阻、耐高温的、携砂性好的加重胍胶压裂液体系, 降低井筒摩阻和裂缝内的摩阻, 同时提高静液柱的压力, 以降低地面施工压力。即使前期泵注了滑溜水压裂液仍要泵注大量胍胶前置液, 以确保顺利加砂。

(4) 支撑剂以高强度小粒径支撑剂为主, 压裂施工中为防止砂堵, 采用低砂比、多段塞、多粒径组合加砂相结合的方式进行。

1.3 设备支持

(1) 使用高压力等级的施工设备和设施, 采用2500 型压裂车组并安装140MPa压力等级压裂泵头、管线、各种高压附件和压裂井口, 在设备压力安全范围内尽可能采用大排量施工。

(2) 提高设备的功率储备, 压裂车组水马力富余量至少达到50%以上, 做好长时间连续施工准备。

2 现场应用

青2-40井是玉门油田青西作业区一口开发试验井, 位于酒泉盆地酒西坳陷青西凹陷窟窿山构造, 井深4520.00m, 施工井段:4273~4323m, 层位:k1g0, 有效储层厚度:26m。该井岩性致密, 基质岩石的孔隙度和渗透率较低, 裂缝发育程度一般, 有一定的储渗能力但物性较差。为实现该井的压裂施工改造, 我们进行了充分的施工准备。

2.1 施工前的准备

(1) 优选低摩阻加重压裂液体系, 配置了加重胍胶压裂液1300m3, 前置酸液50m3, 滑溜水压裂液400m3;

(2) 准备70/140 目粉陶、40/70 目陶粒45m3, 组合处理近井筒摩阻及多裂缝干扰;

(3) 下入41/2"+31/2"组合大通径压裂管柱以降低施工摩阻, 提高施工排量, 管柱底部采用耐大压差封隔器, 安装140MPa压力等级压裂井口, 确保施工安全;

(4) 采用2500 型压裂车组及其配套高压管汇、管线、弯头、旋塞的附件进行压裂施工, 2000 型压裂车打平衡套压, 确保设备压力等级完全满足施工要求。

2.2 现场压裂施工

经过一系列的前期准备, 该井于2015 年10 月进行正式压裂施工, 地面管线试压130MPa合格后挤入前置酸液56m3, 后分别用滑溜水和胍胶压裂液进行压裂测试, 根据测试结果及时调整主压裂泵注程序, 两次测试压裂共入井滑溜水和加重胍胶压裂液142m3。主压裂施工入井液量1358m3, 其中滑溜水压裂液312m3, 施工排量6.7~8.2 m3/min, 施工压力87.6~117.6MPa, 平衡套压保持在40~49MPa, 入井支撑剂44.1 m3, 砂比4.4~14.1%。停泵压力86.7MPa, 测压降15分钟, 压降至73.5Mpa。该井施工曲线如下

3 取得的成果和认识

3.1 青2-40井高压致密储层压裂改造的成功, 首次在玉门油田实现了白垩系下沟组k1g0和k1g1储层的压裂工艺改造, 破除了困扰油田很久的k1g0和k1g1储层不能进行压裂改造的魔咒, 消除了制约油田发展的一项瓶颈。

3.2 小型酸化加大型压裂施工的复合改造工艺技术适用于玉门的高压致密储层的改造, 可实现压开地层, 达到储层改造的目的。前置酸能有效降消除近井地带的污染和应力集中, 降低施工难度。

3.3 滑溜水压裂液具有广泛的适应性, 但是由于滑溜水本身粘度低、滤失大、携砂性差的特点, 不能满足全部施工, 因此只能用于前置液, 可携带低浓度粉陶用于打磨炮眼和近井地带以降低磨阻, 不能大规模携砂, 主压裂施工仍需大量泵注冻胶压裂液以便形成和延伸主缝。

3.4 高压致密储层的压裂施工不要追求加砂的连续与较高的砂浓度, 应在施工安全进行的前提下采用段塞式加砂、脉冲加砂以及低砂比加砂的方式进行, 利用地层的剪切滑移与支撑剂的共同作用来支撑裂缝。

松南火山岩储层压裂改造关键技术 第2篇

火山岩地层是一种脆性地层, 延展性很小, 其地层致密、低孔、低渗、连通性差, 微裂缝发育, 气藏产量较低, 开采困难, 因此很多该类型气藏需要通过改造技术才能使油气藏高效开采。由于火山岩构造复杂, 增产改造难度极大。

1 松南火山岩气藏储层特征

(1) 储层物性差, 非均质性强:爆发相储层:平均孔隙度为4.6 8%, 平均为0.14m D;溢流相储层:平均孔隙度为15.45%, 平均为19.21m D。

(2) 储层岩性复杂:流纹岩、流纹质熔结凝灰岩、玄武岩、安山岩、英安岩等

(3) 储集类型多样:孔隙型、孔隙与裂缝组合、基质溶孔与裂缝组合、斑晶溶、孔与裂缝组合, 以及裂缝型储集层;

(4) 岩相变化大。

(5) 天然裂缝:天然裂缝发育, 裂缝宽窄不一, 一般0.2-3mm, 宽者达5cm以上, 部分被方解石脉或方解石晶簇充填;

(6) 粘土矿物绝对含量在3%~27%, 平均15.3%, 不同井、层粘土含量及类型差别比较大。

(7) 储层压力、温度系统:压力系数在1.1左右, 属常压系统;地温梯度为3.1℃/100m, 属常温系统。

(8) 气藏流体性质:天然气:甲烷含量为69.02~72.73%, 乙烷含量0~2.08%, 氮气含量为3.08~8.55%, 二氧化碳含量为18.1~27.41%。密度0.76~0.82g/cm3。地层水:氯离子含量在1797.8~2696.7mg/l之间, 地层水总矿化度在32693~39367 mg/l之间, PH值7.8~8.2, 水型是碳酸氢钠型。

(9) 岩性脆性大、致密, 不同区域和段上的岩石性质变化大;层间应力差小。

2 松南火山岩储层改造难点分析

2.1 火山岩裂缝起裂和延伸规律复杂

火山岩储层属双重介质, 脆性比较强, 延展性很小, 发育大量天然裂缝和熔孔, 其力学性质和砂岩油气藏差别很大, 压裂时多裂缝破裂与延伸, 与砂岩有根本的不同, 主要表现在模拟的压力特征与实际施工压力变化特征有很大区别, 其起裂和延伸规律认识不清楚, 因此无法优化出有针对其复杂特点的压裂施工方案。

2.2 火山岩储层岩相变化快, 岩石力学性质差异大

长岭断陷火山岩喷发模式分为中心式喷发和裂隙式喷发两种类型, 一种是以酸性熔岩为主的中心式喷发模式, 一种是以中基性熔岩流为主的裂隙式喷发模式不同的喷发模式导致岩性、岩相的分布模式不相同。

松南火山岩还呈现出多期次多旋回的特征, 长岭断陷深层火山岩喷发可以分为三个大的期次, 包括火石岭期、沙河子期和营城期, 其中火石岭和营城期是火山活动强烈期, 而沙河子期属于火山活动间歇期。根据火山岩地震反射特征, 腰英台地区营城组火山岩喷发可以大致划分为3个旋回。

从营城组火山岩相平面分布图中可以看出, 本区岩相以溢流相为主, 爆发相次之, 火山通道相最少。平面上相序以火山通道相-溢流相为主, 火山通道相-爆发相/火山沉积相次之。岩相展布方向为近南北向, 受南北向断裂控制。

火山体相互叠置见 (图1) , 且岩性多样, 依据钻井岩心及岩屑统计, 松辽盆地南部火山岩类别主要分为流纹岩、凝灰岩、玄武岩、安山岩、火山角砾岩、侵入岩。

不同区域的不同井层岩石力学性质差别很大, 杨氏模量1.6 4 31 04~5.885104M P a, 柏松比0.18~0.32, 松南火山岩岩山力学性质比较复杂, 不同火山区域差别比较大。杨氏模量 (E) 越大, 破裂压力和施工压力越高, 裂缝宽度越小。

2.3 火山岩储层天然裂缝发育, 压裂滤失及伤害严重

火山岩储层微裂缝发育, 使得在压裂施工中液体的滤失系数呈两特点:一是滤失系数是动态变化的;二是滤失系数比相同条件下的均质介质大得多。这是火山岩储层压裂砂堵率高的一个重要原因。微裂缝又是主要流道, 缝面孔是沟通储集体与微缝通道的门户, 是主要保护对象。如何降滤保护利用微裂缝、保证人工裂缝延伸是火山岩压裂重要环节。

2.4 应力差小, 高角度缝发育, 缝高控制难

4口井进行了地应力剖面解释, 地应力平均为58MPa, 与上下层的地应力差为1-2MPa左右, 再加上天然裂缝发育, 造成缝高不易控制, 从而导致无效支撑裂缝体积小或压开临近水层。

3 松南火山岩气藏压裂关键技术

3.1 加强压前评估, 优化压裂方案

从构造位置来看, 松南火山岩见气点较多, 但是单井产能差别较大, 高产井周围井产量不高 (表1) 。

岩相变化快、岩性复杂变化大, 厚度物性岩性差别大, 造成压后差别较大。为此, 加强压前评价, 针对一井一层提出具体压裂方案。

压前评估主要内容:

(1) 压裂井构造位置;

(2) 压裂层段相段岩性;

(3) 压裂层段储集类型;

(4) 钻井过程中槽面反映及录井情况;

(5) 核磁测井和成像测井显示的天然, 微裂缝发育情况;

(6) 压前产能预测分析。

3.2 低伤害压裂液体系

通过对火山岩储层分析评价表明:火山岩岩性致密, 喉道狭窄, 低孔低渗储层。裂缝普遍发育, 提高了储集性能。压裂液伤害重点是裂缝伤害。颗粒堵塞是裂缝伤害的主要因素, 因此水力压裂作业中储层保护的重点是防止颗粒的侵入。

根据颗粒在孔喉中堆积相关原则, 支撑剂喉道约为其直径的1/7, 水不溶物与残渣粒径控制不高于10μm。压裂液中水不溶物与残渣来源:稠化剂、配液用水、各种添加剂、支撑剂、配液储液设备以及施工设备, 实验分析稠化剂是不溶物与残渣的主要来源。

研发了适合松南火山岩气藏压裂的耐高温低伤害压裂液体系。压裂液在180℃下, 511S-1剪切5min, 170S-1剪切85min后, 压裂液的表观粘度100m Pa.S, 显示了良好的耐温抗剪切性能, 满足了现场施工要求。压裂液体系破胶残渣 (120-275mg/l) 显著降低, 破胶水化液基质伤害率低 (9.7-11.8%) 。

3.3 利用多元复合降滤失技术保证人工裂缝深穿透

火山岩储层微裂缝发育, 基质渗透率很低, 滤失主要是裂缝滤失, 因此, 火山岩储层压裂降滤针对微裂缝进行降滤。根据石油天然气行业标准SY/T621521996“压裂用降滤失剂性能实验方法”, 将降滤失剂按液态和固态两类。

柴油降滤失的主要作用机理是将柴油加入压裂液中, 与液体中的乳化物质形成稳定的乳化液, 在裂缝延伸过程中, 乳化液以整体进入缝隙, 堵塞喉道从而减小液体滤失。

低浓度粉砂 (砂比<12%) 不能控制裂缝宽度0.4mm的裂缝性滤失, 单独使用100目粉陶降滤效果就非常有限。裂缝宽度0.4mm时, 使用20/40目大直径颗粒虽然形成堵塞, 但不能控制滤失, 要利用多元组合充填降滤, 大颗粒用于架桥, 小颗粒进行滤失控制。

3.4 控制多裂缝保证人工裂缝延伸

多裂缝的存在容易造成高净压力和砂堵。控制多裂缝, 应采取对应的措施:

(1) 对地层的准确认识, 尤其是地应力大小及方位;

(2) 合理的完井措施;

(3) 施工参数、流体参数的选择;

(4) 变粒径多级支撑剂段塞技术。

3.5 小型压裂测试技术

在有关预测理论不完善的条件下, 小型压裂测试是获取储层改造关键参数的有效手段, 对于优化火山岩储层压裂设计、提高施工成功率具有重要意义。

测试压裂是设计优化和质量控制的关键环节, 是储层认识和方案实施的联系纽带。应特别强调诊断微裂缝的发育状况、近井裂缝扭曲、检验压裂液的摩阻和携砂性能。测试压裂主要求取参数:地层渗透率、闭合压力、滤失系数、液体效率、微裂缝发育情况、裂缝弯曲摩阻等, 从而预测储层压后产能, 优化泵注参数, 提高施工成功率和施工效果。

3.6 松南火山岩气藏压裂优化设计方法

以前压裂优化设计技术主要针对均质地层, 用裂缝穿透比优化设计, 而没有考虑井控面积和泻流面积, 设计结果与实际相差比较大, 不能满足微裂缝发育的火山岩储层压裂的需要。

以无因次支撑系数为基础, 并考虑井控体积、非达西流及压裂液滤失, 研究了松南火山岩低渗透气田压裂的优化设计方法。矿场应用证明, 优化的压裂设计符合实际, 在应用中也取得了的成功, 解决了松南火山岩气藏压裂的现实问题。

4 现场应用

松南气田是典型的火山岩气藏, 微裂缝发育, 压裂改造时压裂液滤失严重, 压裂改造初期的8口井, 压裂施工成功率仅为43%。通过系统压裂技术措施研究, 应用上述关键技术, 实施13口井, 压裂成功率已达93% (见表2) 。

5 结论与建议

5.1 结论

(1) 火山岩油气藏具有埋藏深、渗透低、岩石致密, 储集空间复杂等特点, 必须进行压裂才能高效开发。

(2) 由于火山岩构造复杂, 增产改造难度极大, 属于世界级难题。

(3) 针对火山岩储层压裂的难点, 形成了比较完整的压裂工艺技术体系, 从压裂液体系、压裂设计优化、小型压裂测试、二元复合降滤、多裂缝控制等方面进行了系统研究, 取得了明显的现场应用效果。

5.2 建议

(1) 开展网络酸化技术试验, 网络裂缝酸化技术是针对天然裂缝发育、连通性好、微裂缝被方解石充填, 加砂压裂难以进行的情况下, 通过酸蚀裂缝实现裂缝网络的连通。

(2) 网络酸化+缝网加砂复合技术, 在既有方解石充填, 又具备部分加砂条件时, 可近井加砂, 远井酸化、酸压, 在地层中形成更远的裂缝网络。

(3) 建立松南火山岩气藏岩石力学数据库, 松南火山岩气藏分布面积大、岩相变化快、岩性变化大, 储集体类型多样, 并且储集体是不连续的。建议集成地球物理解释、气藏精细描述、测录井资料、室内实验等建立松南气藏不同区域、层位、相段的岩性岩相数据库, 为钻井、完井、改造以及后期的开发服务。

摘要：火山岩储层致密、低孔、低渗、连通性差, 微裂缝发育, 油气藏自然产量较低, 开采困难, 因此很多该类型油气藏需要通过改造才能使油气藏高效开采。火山岩储层压裂技术和常规沉积岩储层压裂技术有所不同。本文阐述了松南火山岩储层特点、火山岩储层压裂存在的主要难点、松南火山岩储层压裂采取的关键技术。

关键词：火山岩,压裂,难点,关键技术

参考文献

[1]Reservoir Characterization of Fractured Volcanic Gas Reservoir in Deep Zone.SPE104441-MS.Qiquan Ran

[2]The New Hydraulic Fracture Design Method and Good Performance in a Deep and Naturally Fractured Volcanic Gas Reservoir in China.SPE100891-MS.Liu He

[3]曹宝军, 等.火山岩气藏开发难点与对策[J].天然气工业, 2207, (8)

[4]彭彩珍, 等.火山岩气藏开发现状综述[J].西南石油学院学报, 2006, (10)

[5]王守刚, 等.辽河坳陷火山岩油藏勘探压裂配套技术与应用[J].中国石油勘探, 2005, (4)

[6]戴平生, 等.松辽盆地北部深层火山岩气藏压裂配套工艺技术[J].中国石油勘探, 2004, (4)

储层改造技术 第3篇

1 非常规储层概述

非常规储层的范围非常广, 主要包括:火山岩、碳酸盐岩、低电阻、稠油、煤、泥岩、天然气水合物、变质岩、致密砂岩等储层[1]。从现阶段的开发程度上看, 这些非常规储层中的油气资源还没有得到良好的开发与利用, 想要将非常规储层中的油气资源向商业化道路上引领, 就必须创造出新的工艺与技术。所以, 对非常规储层压裂改造技术进行研究与分析, 有利于促进领域内部的技术革新。

2 压裂改造技术进展

页岩气储层是非常规储层中非常重要的组成部分, 具有低渗透性, 且储层中的天然气拥有自生自储的特点, 自然产能非常不明显, 想要对其进行开发与利用, 就必须使用压裂改造技术, 从而达到商业化的生产能力。我国也对非常规油气储层的开发非常重视, 并积极借鉴国外的成功经验, 对压裂改造技术进行研究与创新, 主要的进展表现在以下几方面:

2.1 大型滑溜水技术

在国外, 大型滑溜水技术早期应用于致密气储层, 但随着开发要求的提升, 这种技术已经无法满足致密气储层较高的导流要求, 如今在致密气储层开发的过程中, 已经不再使用这种技术。但在页岩气储层的勘测与开发领域中, 大型滑溜水技术却有非常良好的效果, 通过压后求产与微地震监测等技术, 进一步验证了大型滑溜水技术与页岩气储层的适应性非常好, 经过验证, SRV越大, 页岩气储层的产量也越高[2]。

2.2 水平井分段技术

应用早期, 直井连续油管分层技术是主要的压裂技术, 但对于页岩气储层来说, 这种技术并不适合, 所以, 为了更好的对页岩气储层中的资源进行开发, 水平井分段技术应运而生, 并在不断探索中取得了成功, 其开发成果与传统的直井连续油管分层技术相比提升了数倍[3]。水平井分段技术能够在页岩气储层中产生多个应力场, 并从横向、纵向、斜向三个角度产生裂缝, 其中, 对页岩气储层进行改造的最佳裂缝是横截缝, 其原因在于横截缝能够在很大程度上使水平段的整体渗流能力得到提升, 从而扩大页岩气储层的改造体积。因此, 在对水平井进行布井的过程中, 要对页岩气储层的应力场进行充分了解, 从而将地层下最小主应力与水平井的水平段布置保持一致, 这样一来, 在以后的改造过程中, 更容易出现横截缝。

2.3 分段多簇射孔技术

为了充分开发出页岩气储层中的所有资源, 只单纯的运用单端射孔技术无法满足当前的产能需求, 所以, 在对分段多簇射孔技术应用的过程中, 可以通过多簇同时进行压裂的方式, 来提升裂缝之间的互通性。一般情况下, 每一个压裂段的长度需要控制在一百米到一百五十米之间;簇与簇之间的间隔要控制在二十到三十之间, 每一个簇的跨度要控制在四十五厘米到七十七厘米之间;每立方米孔的密度要控制在十六到二十之间。在运用该技术的过程中, 要注意装弹尽量一次到位, 之后分簇引爆[4]。

3 压裂改造技术应用

当前我国在页岩气储层的改造与开发方面仍然处于探索与起步阶段, 运用的主要技术是已经有很多成功案例为应用基础的大型滑溜水技术, 而水平井分段技术正处于尝试阶段, 相信在不久的将来, 也会得到广泛运用。从已经完成改造的四十口井压裂来看, 我国页岩气在很多岩层中都可以发现相应的油气流, 这说明我国页岩气有很高的可产性与可压性, 但在产能方面不尽如人意[5]。其原因在于地质条件以及地域的差异, 能够在北美良好运用的技术并不完全适用于我国, 因此, 需要以适应性与针对性为基础, 对改造技术进行进一步的探索和研究。

4 结语

我国的非常规储层资源储量非常丰富, 想要将我国非常规储层中的资源充分开发出来, 并将其应用于国民经济领域, 不能只单纯依靠借鉴外国技术与经验, 要有针对性的对我国实际情况进行研究, 只有这样, 才能实现对非常规储层中油气资源的商业化开发与利用。

摘要：随着经济的不断发展, 我国油气田也在很大程度上得到开发, 但是, 由于开发非常规油气田的难度相对较大, 对其储层进行压裂改造是充分挖掘其中资源的主要方式。本文便以非常规储层的概述为研究基点, 通过对页岩气储层的分析, 了解非常规储层压裂改造技术的进展, 并对其应用进行讨论。

关键词：非常规储层,压裂改造技术,应用

参考文献

[1]张颖, 孙夕平, 郑晓东等.地震储集层预测技术在不同勘探开发阶段的应用[J].石油勘探与开发, 2012.17 (02) :163-164.

[2]李勇明, 郭建春, 赵金洲等.裂缝性油藏压裂井产能数值模拟模型研究与应用[J].石油勘探与开发, 2011.22 (12) :98-101.

[3]王红军, 赵长毅, 胡国义等.有机质“接力成气”模式的提出及其在勘探中的意义[J].石油勘探与开发, 2013.09 (05) :132-134.

[4]周高鹏, 古丽曼, 罗永全等.微地震方法监测水力压裂改善措施效果[J].新疆石油学院学报, 2012.02 (11) :247-248.

储层改造技术 第4篇

关键词：难动用储量,储层改造,压裂注汽,高3618块

1. 区块概况

高3618块莲花油层属于高升鼻状构造东北翼的一部分,构造高点在高3-5-17井附近,北、西、东南三面被断层所遮挡,主要发育4、5、6三套砂体。L6砂体在整个区块内均有发育,主要为分流水道沉积,砂体由南东向北西方向减薄,油藏埋深-1620m~-1870m,平均厚度为52m,岩性主要为砂砾岩、含砾不等粒砂岩、中-细砂岩等,粒度中值平均0.50mm,胶结物为泥质胶结;地层条件下原油粘度605m Pa·s,胶质、沥青质含量49.7%;含油面积1.16km2,石油地质储量473.4×104t,原始地质压力18.4MPa,饱和压力11.26MPa。

区块L6砂体为低速难动用储量,产量低,采出程度低,目前砂体地质储量473.4万吨,占区块地质储量的35.7%,日产油31吨,占区块日产量的26.1%,累产油18.5万吨,占区块日产量的12.4%,采出程度仅3.91%,采油速度仅0.21%。主要原因是长期以来,区块L6砂体油井普遍存在“注不进、采不出”问题,即吞吐注汽压力高、注不进、注汽质量差,转抽后油井供液差、产能低。

2. 区块以往储层改造效果不理想原因

为提高区块6砂体开发效果,2013年,在区块L6砂体发育较好的中北部位的停产井及低产井中,部署5口侧钻井,均钻遇6砂体,来提高6砂体的储量动用程度,从而提高开发效果。360171侧为区块在该部位部署的一口侧钻井,2013年5月完钻。高360171侧生产历史可分为侧钻前及侧钻后两个阶段。侧钻前开采5砂体,共吞吐5轮,效果较好,但周期产油及油汽比递减快。侧钻后生产L6砂体,侧钻注汽投产注不进,产能低,生产15天后关井,2013年9月补孔注汽仍注不进,转抽后产量低,生产一个月后关井。

(1)L6砂体油层物性较差

L6砂体砂泥岩互层,存在大段的差油层,油层物性较差。同区块的L5砂体平均孔隙度17.9%,平均渗透率597.6×10-3μm2,平均泥质含量9.6%,而L6砂体平均孔隙度12.2%,平均渗透率94.6×10-3μm2,平均泥质含量14.4%。L6砂体油层物性较差是该井侧钻后效果不好的主要原因。

(2)侧钻过程中存在泥浆污染问题

该井侧钻过程中钻遇油层时,采用钻井液密度为1.1-1.12g/cm3,油层深度为1760.9-1838.2m,折算钻井液在钻遇油层时产生压力应在19.3-20.2MPa之间。按区块同砂体观察井高3517油层压力计算,该井油层压力为10MPa左右,与钻井液在油层产生压力相比有较大差距,所以侧钻过程中必定存在一定的泥浆污染问题,给本来物性相对较差的L6砂体又造成一定的伤害。另外,该井侧钻后替出井内全部泥浆下泵生产仅3天,就卡泵作业,提出泵管后发现有80米泥浆,也表明该井钻井过程中存在一定的泥浆污染问题。

由于该井油层物性差、又存在一定泥浆污染问题,导致侧钻后注汽注不进,转抽后油井负荷重,低产低效。侧钻后共注汽2轮,一轮直接注汽,注汽压力高、干度低,注汽质量差,2013年5月26日注转抽,掺油4t/d,日产油仅1t/d,仍油稠,6月15日低产关井;2013年9月补孔二轮注汽,注汽中仍存在压力高注不进,注汽量不稳定情况,2013年9月7日补孔注汽开,日掺油5t/d,日产油1.5t/d,仍油稠不能正常生产,后因油稠、低产被迫关井。

3. 储层改造必要性及技术对策

通过该井停产原因分析可知,本井油层物性差、泥浆污染严重是造成投产后注汽注不进的主要原因,若能对本井的油层进行改造,达到油层注进汽、注好汽,增产效果一定会得到明显改善。

从相邻同层位邻井360183的生产历史也可得出这一结论。360183井以前为捞油井,见采油曲线,2013年5月补注L6一轮由于注汽困难,只注1500t,高峰期产量8.2t/d,但产量下降快,三个月后下降为2t/d以下。二轮注汽时注汽仍较困难,注汽量2700t,周期产油为650t,油汽比0.241。2015年3月三轮注汽时注汽质量较好,注汽量4030t,周期产油为952t,油汽比0.236。

从360183井生产情况可以看出,L6砂体有一定产能,只要注进汽,就能获得较好的增产效果。若能复产成功,可打开区块6砂体开采的新局面,主要依据如下:

(1)L6砂体在全区广泛分布,有较高的地质储量

360171侧生产的L6砂体在以往的开发过程中,虽属低速难动用储量,但在全区广泛分布,最薄部位在区块南部,有效厚度也在20米以上,在中部及中北部油层有效厚度达到50米以上,L6砂体地质储量达到473.4×104t。

(2)L6砂体含油饱和度较高

据本区105米加密井高3-61-154井岩芯分析结果,L6砂体未受到蒸汽波及,地下含油饱和度43.1%,含油饱和度较高。

(3)地层压力较高,采出程度低

据近几年区块中部二口井测压资料可知,L6砂体目前有较高的地层压力,构造位置较高的高3517井是一口L6的观察井,2014年7月6日L6油层中深压力达到9.7MPa,高3-6-179井是5、6砂体合采正常生产井,2014年7月12日检泵测得油层中部静压4.0MPa,分析高3618块中部L6地层压力应在6MPa以上。

L6砂体目前累采油、采出程度均较低,累采油仅为18.5034×104t,采出程度仅为3.91%,可采储量采出程度仅为62.5%,较区块平均水平77.4%低了14.9%。

(4)目前压裂工艺技术成熟

目前油井压裂改造技术成熟,360171侧油层物性差可完全通过压裂来进行改善,在改造油层的基础上进行注汽,实现注够汽、注好汽,达到油井复产增产的目的。

4. 措施实施情况及效果

(1)压裂实施情况

在压裂施工之前,结合油层的特点,对压裂液的用量、注入速度、类型、支撑剂的类型、砂比等几个方面都做了认真的论证:在压裂液用量及注入速度上,采用短时间注入大剂量的方法,对近井地带油层制造宽、深的大裂缝,来充分改造油层物性、解除近井地带泥浆污染;在压裂液类型上,采用冻胶代替通常用的高温压裂液,来达到破胶快、返排快的目的,尽量减少压裂液对地层的伤害;在支撑剂的类型上,选用高强度耐压陶粒代替通常用的石英砂,来达到新造裂缝不变形、高温热采不变质的目的;在砂比方面采用大砂比,从通常用的20-25%提高到30%,来达到较好压裂效果的目的。

在充分论证的基础上,2014年7月对本井L6砂体实施了压裂措施,主要达到以下几个目的:一是改造油层物性;二是解除侧钻时近井地带的泥浆污染;三是提高地层导流能力;四是改善油层吸汽状况。

在压裂方案确定之后,现场严格实施,以油管注入的方式共使用前置液冻胶50m3,携砂液冻胶67m3,顶替液原胶8.7m3,支撑剂为陶粒,砂比为29.9%。

(2)返排压裂液生产情况

压裂后2014年7月17日下泵返排压裂液,共生产5天,累产液32.6t,累产油5.3t,后因油层供液差、油稠,油井产量低关井待注汽。

(3)压裂注汽实施情况

2015年6月,在天然气充足注汽质量得到充分保证的情况下进行注汽,此次注汽过程中注汽质量明显提高,虽压力仍较高,但注汽干度及注汽量均达到预定值,与侧钻后前二轮对比,注汽质量明显提高。

(4)压裂注汽效果

转抽后效果很好,2015年7月1日转抽,截止12月31日,已累增油1351t,平均日增油7.8t,目前日增油仍高达5.5t/d。

(5)其它井推广情况

在360171侧井6砂体压裂注汽取得较好效果的基础上,在该块一期优选出4口井实施该措施,已全部实施,已转抽2口,作业2口。已转抽的2口井也取得了较好效果。高371164井10月21日转抽,截止12月31日,已累增油688t,平均日增油9.6t,目前日增油8.5t/d;高371158井11月20日转抽,截止12月31日,已累增油324t,平均日增油7.9t,目前日增油4.3t/d。

近期,在该区块的其它部位常规及侧钻完井的油井中选出可实施L6砂体压裂注汽井4口,待条件成熟后可分步实施。

(6)部署新井情况

在区块L6砂体压裂注汽取得较好效果的前提下,为改善整个区块6砂体的开发效果,2015年底在L6油层有效厚度大于30m的西北部位,按105m井距部署油井7口,包括新增部署井2口,遗留部署井5口,目的层为6砂体。平均单井设计进尺1776.4m,设计单井日产油能力8t/d,建成原油年生产能力2×104t。

5. 经济效益分析

高3618块难动用储量L6砂体压裂注汽措施取得了较好的经济效益。已转抽的3口井目前周期均未结束,三口井合计周期增油8443t,累积创效352.84万元。根据公式:

E=Q×(P-T-C-Cf)-I

其中:Q(增油量)=0.8443×104吨;

P(吨油价格)=1481元/吨;

T(税金)=26元/吨;

C(操作成本+折旧、折耗)=665元/吨;

Cf(费用)=153.8元;

I(投资)=184.3×104元(压裂费135万元、作业费18万元、注汽费31.3万元)。

6. 结论

(1)3618块难动用储量L6砂体采用压裂改造油层物性再注汽的方法提高油井产量是可行的,已取得较好的增油效果。

(2)高二、三区平均油层物性较好,但仍应分砂体、分层系分别对待,对物性较差的油层压裂放喷后再注汽工艺技术取得了较好的增油效果,对下步开发调整也具有指导意义。

参考文献

[1]张琪.采油工程原理与设计.山东东营:石油大学出版社,2000.

储层改造技术 第5篇

关键词：页岩气储层,特征,储层改造,影响

在油气资源中, 页岩气属于新型的矿种, 吸附态、游离态就溶解态是页岩气赋存的主要形式。近年来, 世界上各个国家都大力的开采页岩气, 然而, 开采的过程中, 受到页岩气储层特殊性的影响, 开采的效果并不理想, 为了实现商业开采的目的, 必然要利用相应的技术对储层进行改造, 需要注意的是, 改造储层时, 要在明确并尊重页岩气储层特征的基础上进行。

1页岩气储层的主要特征

1.1富含有机质和粘土矿物

页岩气一个突出的特点为自生自储, 因此, 页岩气储层具有比较高的有机质含量, 这是储层各项特征中的基本特征。根据相关的数据资料可知, 在北美典型页岩发育区中, 页岩气储层中均含有比较高的有机碳, 比如在德拉华盆地中, 页岩气储层有机碳的含量平均在4.4%左右, 在加拿大西部盆地中, 储层有机碳的含量均超过2%, 最高层段的有机碳含量超过5.5%, 从这些数据中可以看出, 含有丰富的有机质为页岩气储层的特征之一[1]。实际上, 我国各地区页岩气储层的有机质含量同样也比较高, 通过对下古生界牛蹄塘组中页岩气储层的有机碳含量调查可知, 有机碳的含量均超过1%, 比较丰富。

富含有机质的页岩气储层另外一个比较突出的特点为含有丰富的粘土矿物。美国Bossier页岩中, 储层粘土矿物的含量超过了70%, 非常丰富, 而在我国的上扬子地区下古生界页岩气储层中, 粘土矿物的含量超过了20%, 最高层段可达到65% 左右, 平均50%左右, 含量非常高。

1.2细小的矿物粒度

从岩石结构上来看, 页岩的结构为泥质结构, 岩石组成中, 主要是细小的矿物粒度, 实际上, 矿物粒度在很大程度上由矿物晶体的细小程度来决定。而从沉积环境方面, 深水、静水等远离物源的环境为页岩的主要环境, 碎屑矿物经过搬运之后, 出现在沉积环境中, 搬运时, 必然会经历比较长的距离, 碎屑矿物的组分为细粒, 多为泥级, 粉砂级存在的含量非常少, 这也决定了其泥质结构的特性[2]。

1.3极低的孔隙度和渗透率

页岩气储层的物性特征为孔隙度及渗透率非常低, 依据美国的分析数据可知, 储层总孔隙度平均约为5.5%左右, 测井孔隙度平均5.1%, 而在渗透率方面, 通常在0.1m D以下, 喉道平均半径尚不及0.005mm。我国页岩气储层的孔隙度及渗透率情况与国外比较接近, 都比较小。

2页岩气储层特征对储层改造的影响

2.1岩石组成的影响

在进行储层改造时, 岩石组成在岩石力学性质及岩石敏感性两个方面产生影响。第一, 岩石力学性质的影响, 岩石力学性质中, 主要的衡量参数包含两个, 一个是杨氏模量, 衡量岩石刚性大小, 杨氏模量越高时, 页岩的脆性越大, 越有利于开采的顺利进行, 另一个是泊松比, 泊松比越小时, 页岩的脆性越大。 储层改造过程中, 如果页岩的脆性越差, 压裂的难度越高, 裂隙越不容易产生, 影响改造的效果。第二, 页岩敏感性的影响, 页岩的敏感性是指环境条件及流动条件改变后, 其物性特征的变化情况, 在页岩中, 储层敏感性的主要引起因素为粘土矿物、组合特征等, 压裂改造过程中, 如果页岩对压力液体的敏感性越高, 那么储层改造的效果越好[3]。

2.2地质环境的影响

在页岩气储层的地质环境中, 重要的两个因素为天然裂隙和地应力。天然裂隙对压裂裂隙效果的影响比较大, 压裂过程中, 人工裂隙与天然裂隙之间会存在一定的关系, 而这正是天然裂隙产生影响的表现。压裂过程中, 与天然裂隙之间应尽量多的沟通, 从而提升改造的效果。对于地下的岩石单元体来说, 会感受的3个应力, 这3个应力来源于3个方向, 相互之间垂直, 其中, 2个应力为水平轴方向上的, 1个应力为垂直方向上的。我国地质构造是非常复杂的, 且具备多样性, 应力的分布状况会存在一定的差异, 储层改造过程中, 应力会对效果产生比较大的影响。页岩气储层中, 天然裂隙比较多, 而且水平应力之间的差异比较小, 因此, 地质条件的复杂性比较高, 在进行储层改造的过程中, 必然会产生比较大的影响, 降低压裂的效果。

3结语

页岩气储层的主要特征为极低的渗透率及孔隙度, 粘土矿物及有机质的含量丰富, 这些空间分布特征、岩石组成特征及地质环境特征、物性特征均会对储层改造的效果产生不同的影响, 在进行储层改造之前, 应结合具体开采地点页岩气的实际情况, 制定合理的施工方案, 提升压裂缝隙的效果, 提高页岩气开采的产量。

参考文献

[1]张晓明, 石万忠, 徐清海等.四川盆地焦石坝地区页岩气储层特征及控制因素[J].石油学报, 2015, (08) :926~939+953.

[2]陈尚斌, 秦勇, 王阳等.中上扬子区海相页岩气储层孔隙结构非均质性特征[J].天然气地球科学, 2015, (08) :1455~1463.

储层改造技术 第6篇

随着油田勘探开发的深入, 储层埋藏的深度和温度不断增加, 进而增加了压裂施工改造的难度。如胜利油田丰深地区, 油藏埋深达到了4400m, 温度到170℃, 富台油田达到4600m, 温度达到170℃, 河口Y34区块, 埋深达到了5046m, 温度高达180℃。

通过统计发现, 高温深部储层压裂改造呈现以下及方面特征和问题。

(1) 由于地层埋藏深, 上覆应力逐渐增加, 进而影响了最大水平主应力, 造成的直接影响是压裂施工破裂压裂高、施工泵压高。

(2) 深层压裂的管柱摩阻也随深度的增加而不断增加, 施工压力的增加对压裂设备提出了更高的要求。

(3) 埋藏深度的增加, 超过4000m深的油层, 常温地层温度也达到了150℃以上, 而高温地层有时能达到170℃, 常规的压裂液体系不能满足压裂施工的要求, 对压裂液体系的抗温抗剪切能力也提出了更高的要求。

如何有效的提高高温深层压裂改造的施工成功率, 对胜利油田的后续发展有着重大的意义。

2 高温深部储层改造针对性措施

针对高温深部储层的地质特征, 通过不断完善压裂施工工艺技术, 部分地区的压裂改造取得了一定的进展, 并形成了一套针对高温深部储层压裂改造的工艺技术, 有效的提高了施工的成功率。

2.1 射孔技术优化

由于埋深的增加, 压裂施工启泵的破裂压裂会明显增加。针对启泵压力高的问题, 采用定方位射孔达到降低施工泵压的目的。通过破裂压力与射孔方位关系曲线 (图1) 可以看出, 破裂压力随着射孔方位角的增加而升高, 其变化规律呈现阶段性。0°~30°增加幅度较小, 30°~60°增加幅度较大, 0°~30°射孔为最佳射孔方位。射孔方位角在0°~30°范围内时,

沿最大主应力方向产生一条平整大裂缝, 裂缝壁面较光滑。

2.2 耐高温延迟交联压裂液体系

压裂施工过程中, 一般压裂液交联30S左右形成冻胶, 使压裂液的摩阻升高, 冻胶在压裂管柱中受到高速剪切而变稀, 造缝与携砂能力变差;如果压裂液交联进行得很慢, 进入地层后仍未交联, 也会造成脱砂, 使施工失败。因此, 只有压裂液的交联时间与压裂液流经压裂管柱的时间一致, 才能使压裂液性能最佳。延迟交联技术是降低摩阻的重要方法。羧甲基羟丙基压裂液体系, 做为高温深井压裂施工的首先体系, 是因为它不仅满足了延迟交联的要求, 同时具备耐高温剪切的要求, 在p H=10的环境下, 延迟交联时间能达到5分钟, 在170℃、170s-1下剪切120min, 粘度仍能保持80mpas。同时羧甲基羟丙基压裂液体系还具备低残渣低伤害的作用。

2.3 前置段塞及组合陶粒技术

随着油藏埋藏深度的增加, 地层的非均质逐渐增加, 在压裂施工过程中, 地层孔喉分布极不均匀, 导致压裂裂缝在延伸过程中及不规则, 扭曲裂缝不仅在近井地带, 在裂缝延伸过程中也有大量的扭曲裂缝, 造成裂缝内摩阻增加, 进一步加大了施工难度。为了减小裂缝延伸过程中的裂缝扭曲效应, 在施工前期加入低砂比陶粒段塞, 可以有效的降低裂缝穿透过程中的扭曲效应。在加砂方式上采用组合陶粒模式可以有效的降低施工风险同时获得较长的支撑缝长。同时实验数据表明, 在闭合压力较高 (超过40MPa) 时, 使用组合陶粒 (20/40:30/60=3:1) 获得的裂缝导流能力已经接近单一陶粒 (20-40目) 的导流能力。

3 典型井例

3.1 F170井

3.1.1 井况

F170井处于高青-平南断层下降盘, 具有明显的辫状三角洲加积特征, 是构造-岩性油气藏。压裂井段3805.0m-3820.0m (10.8m/4层) 。采用102枪超高温深穿透弹对77、79、80-81号层88º方位角定方位射孔, 发射率100%, 射孔后无油气显示。3月23日至5月13日地层测试, 测试结果如下:地层压力44.34M P a, 压力系数1.19, 温度169℃/3794.8m, 属于高温常压地层。

3.1.2 压裂施工难点

1) 油藏温度高, 对压裂液的耐温性要求高;

2) 油层物性较差, 最厚的层3.7m, 最薄的1.4m, 夹杂泥岩交互, 裂缝扩展难度大;

3) 泥质含量较高 (30.6%) , 防膨措施必须到位。

3.1.3 压裂改造采用的针对措施

1) 采用88º方位角定方位射孔, 降低施工泵压;

2) 采用羧甲基羟丙基压裂液体系, 提高压裂液耐温性并降低对地层的伤害;

3) 采用前置段塞和组合陶粒技术, 降低裂缝扭曲效应并提高裂缝的导流能力。

3.1.4 施工情况

该井2009年6月12日施工, 施工排量 (3.0-5.0) m3/m i n, 破裂压力60M P a, 施工泵压49-42M P a, 共加入0.106m m-0.212m m陶粒砂3m3, 0.3m m-0.6m m陶粒砂40m3, 停泵压力20M P a。与邻井相比, 破裂压力下降了4-9MPa, 施工压力下降了11-23MPa。

4 几点认识

通过对高温深部储层的压裂施工中可以看出, 目前采取的措施还是行之有效的, 具体有以下几点认识:

(1) 定方位射孔技术可以有效的降低压裂施工压力, 但在施工前一定要落实准确的地应力方向, 确保射孔方位的准确。

(2) 对于高温深井的压裂, 体系的选择很重要, 耐温性能和延迟性能是保证压裂施工成功的关键。

(3) 组合陶粒技术不仅能够降低施工风险, 还可以有效的提高支撑裂缝的导流能力。

参考文献

储层改造技术 第7篇

一、改造技术研究

根据片麻岩岩性特点和岩石孔缝发育形态, 结合岩石力学分析, 岩石成分化学反应和现代酸压理论, 着重对片麻岩储层改造机理、改造液体系的选择和储层改造工具进行了改进, 形成了片麻岩储层改造工艺。

1. 片麻岩岩性

片麻岩主要由长石、石英组成, 中粗粒变晶结构和片麻状或条带状构造的变质岩。在我国, 片麻岩指矿物组成中长石和石英含量大于50%, 其中长石大于25%的变质岩。其原岩类型比较复杂, 可以是正常沉积岩, 也可以是火山岩、火山碎屑岩或各种侵入岩。在一定的温度和压力条件下, 可由区域变质作用或接触变质作用形成。

2. 创新片麻岩酸压机理

常规酸液体系对片麻岩酸溶蚀率极低 (大多<10%) , 很难通过溶蚀片麻岩本身来达到沟通孔缝的增产改造目的。单古6井目的层在1983.15m-1984m、2031m-2032.2m有钻井取心。室内利用钻井取心进行了酸溶蚀实验。

从岩心溶蚀实验结果分析, 盐酸对片麻岩酸溶蚀率太低, 20%H Cl对岩心的溶蚀效果相对较好, 也只有2.3%和8.92%。

但通过对目的层位地层岩性的分析, 太古界片麻岩构造油气储集空间多为孔缝型, 且其岩石矿物胶结物多为方解石, 增产改造可利用盐酸溶蚀片麻岩缝面胶结物, 形成不规则缝面, 使其在裂缝闭合后, 仍保留相当的油气导流通道。因此, 采用盐酸类液体体系深部酸化增产改造方式同样能取得很好的改造效果。

3. 交联酸的使用

交联酸是将稠化剂加入高浓度盐酸形成基液, 再加入交联剂后, 即可实现常温条件下酸液的交联, 形成强酸性的冻胶压裂液。具有可挑挂、可携砂, 粘度高、滤失低、摩阻低、易泵送、造缝效率高、返排容易、粘温性能好等优点。能有效提升泵注排量和液体造缝效率, 提高酸液处理距离和处理体积, 最大限度的提高储层改造效果。其主要特点有:

(1) 交联酸具有很好的热稳定性和剪切流变性。在150℃、剪切速率170s-1的情况下, 初始粘度达到了580m Pa.s, 60min后粘度仍然保持在80m Pa.s以上。

(2) 交联酸可有效控制酸岩反应速度, 提高深部酸压效果。区别于胶凝酸等利用液体粘度减缓H+扩散速度的缓蚀机理, 交联酸则是通过自身形成网状交联体, 将H+限制于网络内部, 以此来阻止H+在液体内部的扩散。由于H+在交联酸中的扩散速度比胶凝酸更为缓慢, 因此可降低酸岩反应速度, 保持酸液H+的活性, 提高裂缝深部酸化效果。

(3) 交联酸可控破胶, 破胶后残酸粘度低, 化水彻底, 有利于充分返排, 减少对地层和裂缝的伤害。

4. 定点射流酸压工具的使用

片麻岩储层通常为裸眼完井或筛管完井, 且待改造层位厚度大。采用常规酸压管柱笼统酸压时, 存在主力层吸液不均匀, 地层吸液剖面调整困难, 酸压改造针对性较差等问题。因此, 采用定点射流方式进行施工, 利用管柱对酸液限流增压, 形成射流, 加强主力层位吸液。

(1) 定点射流喷嘴选择

通过对圆柱型直孔、锥口、文丘里、组合式四种传统喷嘴结构分析, 采用锥口喷嘴结构为喷射用喷嘴。优选采用碳化钨和碳化硼两种材料主体及添加剂, 形成硬质合金WC/Co喷嘴和B4C陶瓷喷嘴;喷嘴装配采用外装和内装两种方式。

(2) 射流短节主体选择

根据定点射流酸压工艺的特点及管柱尺寸要求, 优选材料35Cr Mo, 满足定点射流对管柱的耐压、耐酸冲蚀等要求;材料35Cr Mo调质处理, 工具内外表面渗氮处理, 深度0.8-1.2mm, 硬度HB255-302, 进一步提高耐冲蚀性能。

(3) 定点射流酸压管柱

通过井筒温度场、应力场的计算和管柱受力分析, 结合待改造储层中重点改造井段的分布, 按现有资料计算出各层段层对全井的油气贡献率以及个层段的吸液能力。在现有井身结构和设备条件下, 完成定点射流酸压管柱。

这样, 通过采用定点射流方式进行酸压施工, 利用管柱喷咀对酸液限流增压, 形成射流, 加强主力层位吸液, 最大限度提升主力层位酸压改造效果。

二、应用情况

2011年6月对单古6井井段1974.08-2074.00m (99.92m裸眼, 片麻岩) , 测试日产油0.8t, 进行酸压改造, 施工排量6.5m3/min, 共注入交联酸350m3, 油压40-49MPa。酸后, 日产液25.8m3, 日产油19.1m3, 累计产油737.43t, 水743.84m3。

片麻岩储层改造工艺的应用成功一举扭转了片麻岩储层采油“靠天吃饭”的不利局面。在已应用的单古6井获得了很好的增油效果, 极大提高了片麻岩储层采收率, 增加了片麻岩储层可动用储量的认识。

结论

1.虽然常规酸液体系对片麻岩酸溶蚀率极低 (大多<10%) , 很难通过溶蚀片麻岩本身来达到沟通孔缝的增产改造目的。但通过对目的层位地层岩性的分析, 太古界片麻岩构造油气储集空间多为孔缝型, 且其岩石矿物胶结物多为方解石 (易溶于盐酸) , 增产改造可利用盐酸溶蚀片麻岩缝面胶结物, 形成不规则缝面, 使其在裂缝闭合后, 仍保留相当的油气导流通道。因此, 采用盐酸类液体体系深部酸化增产改造方式同样能取得很好的改造效果。

2.交联酸是通过新型的稠化剂和交联剂, 实现常温条件下酸液的交联, 形成冻胶状态, 可调挂, 可携砂, 粘度高、滤失低、摩阻低、易泵送、造缝效率高、返排容易、粘温性能好等优点。能有效提升泵注排量和液体造缝效率, 提高酸液处理距离和处理体积。

参考文献

[1]崔会杰, 李建平, 王立中.清洁压裂液室内研究[J].钻井液与完井液, 2005, (03) .