碳酸盐岩储层高闭合压力下人工裂缝导流能力衰退机理及对策研究

发布时间：2018-05-04 22:35

  本文选题：碳酸盐岩 + 高闭合压力　； 参考：《中国地质大学》2017年博士论文

【摘要】：塔河油田地处塔里木盆地北部沙雅隆起构造带中段南翼的阿克库勒凸起,为世界上少有的超深海相奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏,其储层埋藏深(5400-8000m)、温度高(120-170℃),地层破裂压力梯度高(0.18-0.0236MPa/m)、油气储集空间以溶蚀缝洞为主,缝洞体分布不均且连通性差,油气开发难度大,是世界级勘探开发难题。酸压是缝洞型碳酸盐岩油藏增储增产的一项关键技术,塔河油田75%的井需通过酸压改造才能沟通远井地带的缝洞而获得产能。托甫台区位于阿克库勒凸起西南部斜坡带,奥陶系探明含油面积211.27km~2,石油地质储量9402.05×10~4t,目前共有生产井207口,平均单井日产油能力31.5t,是塔河油田稳产的重要保障。随着塔河油田勘探开发的不断深入,受高闭合压力(≥50MPa)影响,裂缝闭合导流能力衰退,油气通道不畅,致使油井自喷产油期短(50d),且很快降为低产低效井,而侧钻或钻井找缝洞成本高昂,如何高效开采已成为塔河油田油气增产的主要问题。因此,分析该区块酸压井的酸蚀裂缝导流能力影响因素及规律,明确裂缝导流能力衰退机理,并形成新的技术思路和工艺技术,对提高酸压裂缝有效期,提高单井产能,取得较大的经济效益和社会效益具有重要的意义。本文从高闭合压力条件下影响酸蚀裂缝导流能力因素分析为切入点,从闭合压力、酸液浓度、闭合时间、岩石矿物成分、酸岩接触时间、酸液类型、支撑剂尺寸及支撑剂铺砂浓度等8个方面对酸蚀裂缝导流能力的影响进行了99组室内实验,证实了液体类型、酸岩接触时间、裂缝表面形状和裂缝抗变形能力是影响酸蚀裂缝导流能力的主要因素,研究并建立了适合托甫台区的酸蚀裂缝导流能力预测模型,为开展裂缝导流能力衰退对策研究提供理论依据。其次,以室内实验为基础,明确了不同酸液交替注入可以提高人工裂缝导流能力;根据研究区储层埋藏深、温度高的特点,研究并合成了耐高温160℃深穿透缓速交联酸酸液体系,并从长期导流能力递减变化规律分析等角度切入,完成了161组相关室内实验,提出了不同酸液交替注酸非均匀酸压、高通道加砂复合酸压及自支撑高导流酸压技术等3种提高人工裂缝长期导流能力的工艺技术思路,结合研发的酸液体系,开展室内实验评价、VOF模型数值模拟计算等130余组。基于粘性指进原理,模拟不同粘度酸液交替注入工艺参数,优选非均匀系数,优化高粘低粘液体粘度比为5,在注入低粘度酸液时尽量提高施工排量,明确了根据总酸液注入规模、粘度差和施工排量来确定注入级数和每级别的注入排量,提高了远井裂缝导流能力;在酸蚀裂缝中,采用纤维对高强度支撑剂段塞机械式的“包裹”和“约束”,设计纤维长度12mm,浓度0.6%,40/70目承压86MPa的高强度支撑剂,以注入排量为5m3/min、段塞间隔2min、纤维与支撑剂1:1注入比例条件下实施脉冲式加砂施工,在人工裂缝内形成稳定的“支柱”,形成具有高导流能力的通道,从而达到提高单井产能的目的;突破常规技术思路,改变酸液对地层岩石的刻蚀模式,通过注入不与酸液反应的油溶性树脂,保留部分非连续裂缝面不参与酸岩反应,达到地层岩石自支撑的效果,从而形成自支撑高导流酸压工艺技术,经过实验得出自支撑裂缝导流能力高于普通酸蚀裂缝导流能力,闭合压力高于60MPa时,自支撑裂缝导流能力高于酸蚀裂缝和支撑剂裂缝导流能力,并根据托甫台区特征,推荐油溶性树脂加入浓度20-30%。最后,探索并形成了适合超深超高温碳酸盐岩储层高闭合压力条件下提高人工裂缝导流能力技术系列,现场实施6井次,增油3.1×10~4t,有效期增加167-370天,实施效果显著,有效地解决了老工艺措施中部分储层酸压效果差,后续挖潜余地小,单井储量动用程度低的问题,具有广阔的应用前景。
[Abstract]:In this paper , the influence factors and rules of fracture diversion ability are studied in this paper . In this paper , three kinds of high - strength proppant with high temperature resistance of 160 鈩，

本文编号：1844996