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时间:2019-03-03
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1、深层低渗透油藏低摩阻、耐高温交联体系研制和应用【摘要】本文针对深层低渗透油藏在压裂改造时,表现出的施工排量低、施工压力高、平均砂比低、施工规模受限等问题开展研究,通过研制低摩阻、耐高温交联剂压裂液体系,实现了压裂液的低摩阻性能、耐温抗剪切性能、破胶性能及降滤失性能,配套压裂管柱受力分析及相应的压裂工艺等措施,解决了深层低渗透油藏在前期施工中出现的问题,使现场施工排量提高1.Om3/min,压力降低lOMPa,提高了单井产能。【关键词】高温;低摩阻;耐温抗剪切;破胶;降滤失1.前言深层低渗透油气藏,地层闭合应力高,再加上高施工排量下较高的沿程摩阻,致使地
2、面施工压力进一步升高,增加压裂设备负荷,施工规模受限。如何在提高施工排量的同时降低地面施工压力,成为影响该类油藏进行大型压裂改造的关键。本文通过研制低摩阻、耐高温压裂液体系、分析压裂管柱受力情况及配套相应的压裂工艺等措施,形成一套适合深层低渗透油气藏的直井长缝大规模压裂技术。2•低摩阻、耐高温交联剂体系研制通过开展交联体系的调研、室内研究、性能测试和中试生产工作,研制出适合深层特低渗透油藏特点的新型耐高温、低摩阻交联剂体系HTC-Eo该交联剂与HPG形成的压裂液体系具有良好延迟交联性能和耐高温抗剪切能力,能够有效的解决常规交联剂普遍存在的交联时间短、耐
3、温能力差等缺点。1.1低摩阻性能HTC-E乳液交联剂体系的延迟交联的原理是通过乳化剂将交联剂包裹在内向液体中,通过延缓交联剂的释放速度,从而达到延长交联时间,降低摩阻的目的。表1常规交联剂和HTC-E交联剂在不同pH下的时间对比pH值常规交联剂交联时间sHTC-E交联时间s820150935170105017511551751255175交联时间的延长,可以降低压裂液在井筒内由于过早交联造成的附加摩阻。从表1中可以看出,与常规的交联剂相比,乳液交联剂HTC-E与HPG的交联时间150-175S,是常规交联剂交联时间的3-5倍;从图1中可以看出,排量4-
4、5.5m3/min时,常规的①88.9mm的压裂油管摩阻降低3-4MPa/1000mo以储层埋深3700m计算,该体系可以降低施工摩阻11.1-14.8MPa,施工压力55.2-58.9MPa,能够有效确保压裂施工。2.2耐温抗剪切性能在剪切速率为170s-l的条件下,连续升温至14CTC,并测试压裂液的表观粘度。从图2可以看出,该压裂液的粘度随温度的升高逐渐下降,40min后粘度基本稳定,在120min时的粘度为70.95mPa・s。说明该压裂液具有较强的耐温抗剪切性能。图1HTC-E+HPG压裂液体系流变曲线2.3破胶性能量取压裂液基液500mL,
5、在搅拌的条件下,加入过硫酸铁或EB-1微胶囊破胶剂0.lg,并迅速加入交联剂HTC-E搅拌均匀。将交联后的压裂液置于温度为8CTC的恒温水浴中。当破胶时间达4h时,取出破胶液上层清液,在3(TC时用六速粘度计测定破胶液的粘度,以该粘度表征其破胶性能。试验结果表明,该压裂液的破胶液粘度为4.5〜7.5mPa•s。表2破胶性能评价试验破胶剂类型加量%表观粘度mPa.s过硫酸铁0.036.0过硫酸铁0.054.5EB-1微胶囊破胶剂0.036.01.配套工艺技术此外,通过预置防水锁剂降低储层水锁概率;通过前置油溶性暂堵剂,提高前置液的造缝效率,减小多裂缝造成
6、的压裂液滤失,提高压裂施工成功率。3.1射孔井段优化针对直井储层较厚且较为集中,通过分析储层与隔层应力,模拟不同射孔方式,使裂缝在储层内扩展,减小无效改造体积。而对于斜井,且方位角与最大主应力方向不一致的井,需要优化射孔井段,合理避射,减小起裂产生多裂缝的可能性,降低砂堵风险,以实现直井长缝大规模压裂改造。若工区目的井井斜角较大,与地层主应力方向形成一定夹角时,全射油层会增加砂堵风险,可采用避射方式。3.2加砂规模优化根据工区油藏要求,该区块的有效支撑缝长为200m,通过软件模拟,在实现裂缝半长的条件下保证各层之间的均匀改造,同时防止裂缝纵向过度延伸。
7、通过Gowin全三维压裂模拟软件,对该井进行了三个加砂规模的优化。从优化的结果可以看出,当加砂量40m3时,裂缝半长162m,不能满足油藏200m半缝长的要求。当加砂量60m3,裂缝半长可以达到205m;继续加大规模,当砂量达80m3时,裂缝不在延长,而裂缝缝高突破,向下延伸,因此该井优化的加砂量为60m3o1.现场实施情况直井长缝大规模改造技术在胜利油田桩西采油厂桩606块进行应用,共5口井,施工成功率100%,有效率100%。与前期采用普通压裂工艺井相比,压裂初期单井平均日油35t/d,平均日增油13t/do乳液交联剂HTC-E与HPG形成的压裂液
8、体系表现出良好的降摩阻性能,分别对比两种压裂工艺压裂井的油压和排量曲线,采用新工艺压裂井的施工
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