保德区块中低阶煤层压裂施工砂堵原因分析及技术对策

针对保德区块中低阶煤储层压裂过程中容易出现砂堵影响储层改造效果的问题,根据研究区块的地质条件,结合水力压裂时裂缝在煤层中的扩展规律,分析了保德区块煤层水力压裂出现砂堵的4类主要原因,分别为煤储层裂隙相对发育造成压裂液滤失量增加、压裂沟通高渗透性的顶底板、煤储层本身有效厚度大滤失量增大及多层合压造缝不充分。在此基础上,提出了相应的技术对策,使用清洁压裂液、适当提高并稳定施工排量及优化压裂施工设计,为现场的水力压裂施工和提高煤储层改造效果提供重要指导。     

安塞油田水力压裂中的地质因素分析

通过研究安塞油田长２、长６油层的沉积作用、成岩作用、敏感性矿物、孔隙结构以及粘土矿物的种类和产状等地质特征，分析论述了地层的地质特征在选择压裂液中的意义和粘土矿物对确定反排压差、反排方式的影响。     

塔河油田奥陶系古风化壳储层特征——兼论酸化压裂改造选层的原则

通过对塔里木盆地塔河３、４号油田奥陶系古风化壳储层特征的详细分析,认为古风化壳储层垂向结构模式有３种,平面上划分为３个次一级地貌单元,进而对储层进行评价。在此基础上还探讨了油气层伤害的原因,结合录井、测井等资料,提出了酸化压裂改造选井层的原则,经实践证明该原则对酸化压裂改造具有重要的指导作用。     

煤层气直井间接压裂施工的先导地质分析

为了解决在构造煤发育区及其它煤质分布地区,有效利用煤层顶底板间接压裂工艺技术,以提高煤层气单井产量。从煤粉形成机理、裂缝形成机理以及压裂液滤失机理出发,开展了适用于间接压裂的储层先导性地质分析。分析结果表明,间接压裂工艺适用于容易产生煤粉、裂隙系统发育、缝高易失控的煤层;结合地应力场、岩性以及应力剖面特征,详细阐述了如何开展间接压裂设计。根据山西沁水盆地某区块资料,对比了地质条件相同的两口相邻煤层气井的压裂效果,间接压裂比常规压裂增产效果更明显,体现出间接压裂在改造煤层气解吸和产出流动通道方面的优势。      

渤海D区块沙河街组高温低渗储层压裂液敏感性伤害及对策

渤海湾盆地渤海D区块沙河街组发育低渗-特低渗透油藏,地层具有异常高温高压特征。通过分析储层填隙物特征和孔隙结构特征,认为渤海D区块沙河街组储层属于中、低孔-低渗型。储层填隙物中易于膨胀及分散运移的伊利石含量较高,储层孔隙空间主要为残余原生孔及溶蚀孔,孔隙和喉道大小为细孔喉级别,孔喉连通性差,非均质性强;通过研究压裂液对储层的敏感性伤害,认为渤海D区块沙河街组储层属中等偏强水敏、弱速敏、中等偏弱碱敏、易水锁伤害。为降低压裂液对储层的敏感伤害、压裂液残留物伤害及与地层环境不配伍造成的储层伤害,渤海D区块高温低渗储层的压裂液须具有耐高温、弱碱性特性,且配方中宜添加防膨剂、稳定剂、缓冲剂和助排剂。     

煤层气储层可改造性评价——以郑庄区块为例

我国煤层气资源探明率与动用率“双低”,导致煤层气增产显著放缓,已经成为制约我国煤层气产业发展的瓶颈问题。常规煤储层评价较少考虑煤储层的可改造性潜力,导致发现的优质储量偏少,已发现的储量动用率偏低,因此,迫切需要开展煤储层可改造性评价研究。以沁水盆地南部郑庄区块为例,系统开展了岩心与大样物理模拟实验、测井与地震反演分析等;通过对比分析典型井储层地质特征与微地震水力压裂裂缝监测结果,指出影响煤储层可改造性的关键地质因素为煤体结构、宏观煤岩类型、煤层构造变形、煤层地应力、煤层与顶底板的抗拉强度之差,建立了煤储层可改造性综合定量评价模型;并对郑庄区块煤储层可改造性进行了评价分区,其结果得到了区内千余口产气井的验证。研究成果可用于指导尚未动用储量区的煤层气建产和已动用储量区的开发方案优化调整,根据不同区块储层地质特点选择适应性的工程技术与改造方案,以实现地质工程一体化,是我国煤层气“增储上产”的关键。      

鄂尔多斯盆地TBM气田下二叠统低渗透储层测井解释模型建立及气、水层识别

TBM气田位于鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡带，区内主要含气层系为下二叠统山西组山一段以及下石盒子组盒一段。根据岩心分析结果统计，该地区属中一低孔、低一特征渗地层。在充分研究该地区最新测试分析等资料基础上，通过储层“四性”关系研究，建立油藏地质特性与测井响应特征的映射关系，确定测井储层参数转换模型，划分渗透性地层，计算反映储集层基本特性的地质参数；并以测井解释成果为基础，以试气证实的气层、水层及干层为标准，建立气层、水层及干层的测井模式，制作测井参数图版，采用地质、测井、气测相结合的方式，逐层逐井对未试气的储层重新进行气层、水层及干层判识。     

德惠低压敏感性储层低伤害压裂技术研究与应用

德惠断陷储层致密、压力系数低、水敏性强,自然产能极低甚至无。常规压裂技术难以有效改造储层,因此探索了体积压裂技术,优选了复合压裂液体系、CO2前置伴注技术,降低了储层伤害,增强了地层能量,提高返排速度。应用大排量-变排量施工技术、变粒径陶粒组合支撑技术,建立复杂裂缝网络系统,增强导流能力,增产效果明显,成本大幅度降低,为本区储层改造指明了方向。     

不同浓度、pH值SDBS压裂液对页岩储层特性影响研究

在页岩储层压裂过程中,不同浓度、不同pH值的SDBS压裂液体系会直接影响页岩储层稳定性,进而影响造缝性能。通过实验分析了页岩储层在不同浓度、pH值的SDBS压裂液作用下的膨胀抑制性、润湿反转性能。实验结果表明：0.02%SDBS压裂液下页岩储层的膨胀变形最小、膨胀变形速率最慢,即膨胀抑制效果最好;0.03%SDBS压裂液下页岩的润湿性改造最好,接触角为30 °。pH值为8的SDBS压裂液对炭质页岩的膨胀变形和膨胀速率起到了最佳的抑制作用;pH值为9的SDBS压裂液对炭质页岩的润湿反转起到了最好的效果,接触角为31.6°。综合分析认为不同浓度、不同pH值的SDBS压裂液对页岩储层特性影响差异较大,说明在对页岩储层的开发利用中,调整SDBS浓度和pH值对提高页岩气开采效果是可行的。     

涪陵页岩气田高曲率区水平井压裂特征及调整对策

涪陵页岩气田焦石坝区块西南部地区受多期地质构造运动叠加,构造变形强、断裂复杂。地震曲率属性显示主力气层段曲率体分布密集,虽然曲率仅表示地层弯曲变形程度,但对于页岩储层高曲率往往预示着该区域微裂隙、天然裂缝更加发育,这有利于页岩储层形成复杂裂缝网络。然而,如果天然微裂隙过早过多开启,造成压裂液大量滤失,在压裂改造过程中表现出裂缝扩展受限、砂比提升困难,与主体区相比压裂施工曲线表现出较大差异,施工难度大大增加。本文从曲率平面分布特征、曲率密度、方向性、延伸长度入手,定量化描述了曲率与压裂试气效果之间的关系;考虑区域构造、断层等因素影响,分析了几种不同高曲率带的压裂施工特征,并提出了相应的压裂工艺调整对策,为后期提高压裂改造效果、高效开发气田提供了经验参考。     

致密储集层压裂液与致密砂岩相互作用研究

致密油水平井多级分段压裂对压裂液的用量很大,低返排率造成压裂施工后仍有大量压裂液滞留在裂缝中。通过岩石表面润湿性评价实验和压裂液静滤失评价实验,对压裂液与致密砂岩基质相互作用进行描述和阐释。润湿性测量结果表明,在滤失实验后,致密砂岩表面润湿性由强亲水性向弱亲水性甚至中性润湿转变,这能够降低压裂液向致密砂岩基质中的滤失（渗吸）速率,减少压裂液对致密储层伤害的同时节约压裂液整体用量。静滤失评价实验结果表明,特低渗透砂岩的压裂液滤失曲线可表现出完整的三段式滤失规律,而致密砂岩仅能呈现稳定滤失阶段;岩心渗透率越低,压裂液滤失量越少,达到稳定滤失状态所需的时间越长,且采出液中聚合物浓度明显较低;不同滤失压差时达到滤失稳定时刻的采出液聚合物浓度均在200 mg/L左右,且滤失速率基本相同,均表明大滤失压差所造成的渗滤能力增强与其所导致的岩心伤害基本相抵消。     

松南深层火成岩储层的损害分析与保护技术

松南火成岩的储层特征中石英发育裂隙,发育构造微裂缝,由于天然气气层存在易于移动、易被压缩,且存在束缚水含量高、低压敏感性强、高毛管力等特点,导致气层更容易受到损害,从钻井取心、测井解释和有关的地质描述看,深层储气层普遍存在着裂隙。在对松南深层储层物性的认识以及实施常规钻井技术下储层潜在损害方式、损害程度研究的基础上,研究分析了钻井、完井等各个阶段保护技术的作用原理,制定了针对性的储层保护方案。研究实践表明,同时采用欠平衡钻井工艺,实施屏蔽暂堵的承压堵漏方案,采用优质非渗透钻井液完井液体系,改善侵入储层滤液性质,基本满足深层勘探钻井完井过程中保护储层的技术需求。现场应用表明,各项储层保护措施的实施在保护储层、地质资料需求和勘探发现等方面取得了良好的效果。     

贵州正安地区常压页岩气压裂关键技术

贵州正安地区页岩气储层具有常压、优质页岩储层较薄、水平主应力差异大等特点,导致压裂形成复杂缝网的难度较高,进而制约了正安地区页岩气产量的提高。针对这一难点,通过对正安地区常压页岩气水平井压裂技术实践和分析,结合该地区五峰—龙马溪组页岩气储层地质特征,借鉴我国南方页岩气先进的压裂技术,形成了以水平井段内多簇密切割压裂、水平井精细化压裂设计、减阻可变粘度压裂液体系、投球暂堵转向、返排液重复利用等技术为主的压裂技术体系,并取得了良好的改造和生产效果,为正安地区页岩气的有效开发提供了强有力支撑。     

正、反演结合对川东石炭系储层地震响应特征的分析

川东地区石炭系碳酸盐岩储层是油气勘探开发的重点及难点储层之一。该储层以厚度小且变化大、低孔、低渗、非均质特点强为特征；地震响应上表现为典型的薄层响应特点。这里综合考虑了石炭系储层和上覆梁山组地层不同的地质特征，建立了地质、测井分析控制下的精细模型及正、反演，探讨了檀木场气田石炭系储层的地震响应特征。其正演结果表明，梁山组地层对石炭系的地震响应具有重要的影响，时差较振幅更为敏感。在正演结论指导下，运用考虑了时差和梁山组地层的初始模型，获得了较高精度的反演结果。     

贵州煤层气储层特征及勘探开发技术对策——以比德—三塘盆地为例

合理的储层改造和排采工艺技术是煤层气勘探开发的关键环节。在剖析比德—三塘地区煤层气地质与储层特征基础上,总结贵州省煤层气地质特征为:煤层多、累计厚度大（20 m以上）、含气量高（一般大于15 m3/t）、资源丰度高（一般大于2亿m3/km2）、临储比高（一般0.8以上）;但断层多、煤层跨度大（300 m左右）、地应力高、渗透性低、含水性差。提出可捞式桥塞分段压裂、连续油管水力喷射射孔分段压裂、电缆射孔桥塞联作分段压裂、复配低伤害压裂液等工艺技术。采用递进排采技术,优化管柱结构,实施动态分析的精细化排采。      

辽宁绥中36-A油田东二段储层微观特征及其主控因素分析

辽宁绥中36-A油田是渤海海域亿吨级的大油田,古近系含油气层段主要集中在东二段.本文通过理论和实际相结合,物探和地质相结合,微观和宏观相结合,勘探和开发相结合,详细分析了该区东二段储层微观特征及其主控因素:东二段发育湖泊三角洲前缘亚相的有利储层相带.同时综合分析成岩作用,粘土矿物含量,温压场及流体充注等几个影响物性的重要方面,认清了该段发育侧向展布范围广、纵向厚度大,高孔高渗优质储层的根本原因.     

新疆塔河油田C区奥陶系油藏一次采收率的确定

塔河油田C区是近年在油气勘探史上的又一重大突破。该区主要储、产油气层为下奥陶统，其储层属于潜山碳酸盐岩储层类型，具有较强的非均质性。塔河油田C区奥陶系油藏正处于开发初期阶段，动态资料尚少，根据油田地质情况、油藏类型及拥有的实际资料特征，笔者采用经验公式法、表格估算法及类比法3种方法对采收率进行评价。     

鄂尔多斯盆地陇东地区二叠系盒8下段致密砂岩储层特征

陇东地区是鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探的新区带,二叠系下石盒子组盒8_下段气层组是其主力产气层,该区沉积、储层和成藏等方面具有一定的复杂性,天然气勘探研究程度较低。结合测井资料、岩心观察、铸体薄片、物性等资料,对鄂尔多斯盆地西南地区二叠系下石盒子组盒8_下段储层的岩石学特征、物性特征、孔隙结构特征进行研究,探讨了影响储层储集性能的主要控制因素。研究结果显示:盒8_下段储层砂岩类型以石英砂岩及岩屑石英砂岩为主,长石砂岩含量少,属于距离物源较远的高能环境产物。成岩作用过程中,砂岩储层经历强烈压实和压溶作用,碎屑颗粒和岩屑相互嵌合,伴有不同程度石英再生长,原生粒间孔隙大量消失,孔隙类型以粒内孔和岩屑溶孔为主,孔隙大小以微孔—中孔型为主。储层物性受沉积相和成岩作用共同控制。沉积相在根本上控制着储层物性条件,砂体结构对储层产生重要影响,切割型单砂体储层物性相对较好,拼接式砂体储层物性次之,孤立型单砂体物性较差。压实是造成储层物性致密化的主要原因,胶结作用中水云母是造成储层致密化的首要因素,储层溶蚀程度较低,对改善储层质量效果有限。该研究成果可对陇东地区盒8_下段的进一步勘探、开发提供可靠的地质基础和科学依据。     

煤层气井用压裂液技术研究

针对沁水3#煤储层的地质特征,在优选水基压裂液添加剂的基础上,结合压裂工艺的要求,形成了不同类型水基压裂液配方体系,并且较完整地对煤层气井用水基压裂液配方体系进行了测试。通过对优选的不同水基压裂液性能的实验表明,其各项性能较好地满足了煤储层和压裂工艺的要求。      

综合压裂技术在低压致密气藏储层中的研究与应用

大牛地气田储层属于低压致密气层,非均质性强、孔喉直径小、毛管压力高、多层叠置且层间跨度不等导致储层保护和加砂压裂难度大。通过研究提出了采用液氮增能低伤害压裂液体系,降低对储层的伤害,有效地保护了储层;采用大型加砂压裂技术,增加了裂缝长度,扩大了泄气面积,提高了单层产量,气产量由200 m³/d提高到7.23×10⁴ m³/d;采用不动管柱连续分层压裂工艺技术实现了多层叠置气层均衡改造,压裂投产作业时间缩短了近67%,费用降低了20.69%。