低渗油气层压裂酸化改造新技术.pptVIP

低渗油气藏压裂酸化改造新技术 低渗油气田压裂酸化工艺新技术 成熟配套工艺技术 单井优化压裂设计 开发压裂工艺技术 整体压裂工艺技术 底水油藏改造工艺技术 特定储层改造工艺技术 特色产品 氟碳表面活性剂 气井复合添加剂 油井复合添加剂 注水用杀菌剂 原油破乳剂 清腊剂 防垢剂 特色工艺技术 底水油藏微酸化加砂压裂工艺技术 低浓度有机酸变粘度压裂工艺技术 低聚物线形胶压裂工艺技术 清洁压裂液体系 缝内转向分子胶束酸化工艺技术 暂堵酸化工艺技术 酸冻胶酸化工艺技术 注水井降压增采工艺技术 陕北地区各油田区块以低渗透为主要特征，压裂改造成为勘探开发的重要技术手段之一，是完井和投产的必要工序。西北大学化学系和地质系从储层地质出发，根据不同储层地质条件，经过长期的科研攻关形成了以提高单井产量为手段，以提高油田整体开发效益为目的的系列压裂工艺技术和配套的压裂液体系。 单井优化压裂设计 通过对油井基本参数、岩石力学参数、地应力剖面、以及储层物性、电性、储层流体参数、压裂液和支撑剂参数的研究，结合开发井网的布置，通过FracproPT三维压裂设计软件的模拟和设计参数的优化，以尽可能的发挥储层潜能，达到提高单井产量为目的，从而满足提高油田整体开发效益的要求。 开发压裂技术 开发压裂是将油藏工程与压裂技术有机结合起来的一项新技术，其特点是将压裂裂缝作为贯穿油田开发全过程中的一个重要地质特征，运用等效原理解决了人工裂缝系统存在下的油藏模拟等关键技术，水力压裂人工裂缝走向、缝长、导流能力成为开发压裂中的关键技术。经过几十年开发模拟研究，确定了大井距、排状注水的矩形开发井网和优化的裂缝系统。 整体压裂工艺技术 整体压裂技术是系统工程在油田压裂改造中成功应用的范例。该技术通过三维地应力、油藏地质及压裂工艺等关键技术的系统研究，优化与现行开发井网相匹配的压裂裂缝系统，以提高油田开发采收率，提高区块开发效益为目的。 底水油藏改造工艺技术 底水油藏的改造是油井增产措施工艺技术的难题之一。由于受低水油藏的特殊地质条件限制，其压裂改造只能以控制裂缝高度为主，因而无法获得与缝高较为匹配的缝长，从而导致投产油井产量递减迅速，因此在选择合适缝高的同时应考虑合理缝长对储层改造的贡献。而现用的胍胶类水基压裂液具有交联后高粘度的特点，因此很难满足施工过程中对缝高的控制。 根据底水油藏的储层特点，目前已形成了以下改造工艺技术 底水油藏高能气体压裂模式 加密射孔+压前预处理+低砂量+低排量+低粘度”的压裂模式。 底水油藏微酸化加砂改造模式 底水油藏微酸化加砂压裂技术 技术思路 依靠低粘度液体体系满足携砂并配置合理的缝长 依靠排量、液体粘度和砂比控制缝高 依靠酸性物质对缝口、裂缝壁面和微裂缝的溶蚀来扩大泻油面积 依靠破胶液中的小分子基团改善储层的润湿性 底水油藏微酸化加砂压裂技术 压裂液特点 压裂液体系以盐酸为酸性介质，以有机物分子间互相缠绕来达到增粘携砂 粘度50～100mPa.s之间有利于对缝高的控制 体系无残渣、无水不溶物；遇油、水均能自动破胶对裂缝导流能力无损害 酸性物质对缝口和缝内微裂缝进行溶蚀，可提高缝口导流能力和泻油面积 破胶液中的小分子单体集缓蚀、破乳和粘土防膨于一体， 体系对长2、长3、及延安组岩心油相渗透率可提高7-15％ 适用储层温度小于60 ℃，砂量小于8m3 底水油藏微酸化加砂压裂技术压裂液流变性能 低浓度有机酸变粘度压裂工艺技术 技术思路 依靠3～5％醋酸对储层岩心进行改善，提高岩心油相渗透率 依靠粘弹性表面活性剂在盐水中增粘来携砂 依靠压裂过程中压裂液粘度反复急剧上升，在缝内可以形成瞬时的高压，来沟通更多的微裂缝，扩大泄油面积 依靠无残渣破胶液来消除常规破胶液残渣对裂缝导流能力的伤害。 低浓度有机酸变粘度压裂工艺技术 压裂液特点 配液方便，无须添加其他设备，醋酸浓度〈5％ 体系无残渣、无水不溶物 体系遇油、水均能自动破胶 对储层伤害小或改善，不影响裂缝导流能力 不污染环境，携砂能力强 适用储层温度≤70 ℃ 3％醋酸，50℃，170S-1条件下连续剪切60分钟表观粘度大于80 mPa.s。 低浓度有机酸变粘度压裂工艺技术 线形胶压裂工艺技术 技术简介 常规的瓜胶压裂液体系存在着水不溶物大、破胶液残渣影响裂缝导流能力、滤饼难破胶等技术缺陷。 新开发的线形胶压裂液能彻底克服上述缺陷，其增稠剂为人工合成的低分