临江地区油层压裂技术分析

发布时间：2020-04-18 09:58

【摘要】：为了保证大庆油田的产量接替,以寻找高产、高丰度区为目标,二十世纪以来,临江成为长垣外围重点甩开勘探地区之一,尤其是近几年,逐步成为勘探的主攻目标。通过研究表明,临江地区是具备形成5000×104t级储量规模潜力重点勘探区带。面对针对低压、低温、压后易吐支撑剂的成熟压裂技术至今国内外还没有先例,更没有成熟经验可以借鉴的现状,本文以临江地区扶杨油层为研究对象,通过研究临江地区储层砂体平面布展、油层有效厚度分布、流体性质、油层温度特征、油层压力特征了解掌握储层基本特征,进行储层岩矿和物性特征描述、油气水分布特征、储层裂缝发育情况了解临江地区扶杨低压油层地质概况为开展下步工作夯实基础。压力液的选择直接影响到压裂效果,因此,通过优选增稠剂、粘土稳定剂,研究增能、助排压裂技术以及高粘原油、低温扶杨储层防止冷伤害压裂技术,保证压裂效果,并通过实验分析研究出最优化的压裂施工工艺,为大庆油田高产稳产提供有力的技术支撑。
【图文】：

压裂液,温度剖面

东北石油大学工程硕士专业学位论文是设计与制定油气田开发方案及确定采收率的一项重要数据。高粘原油在油井中的动特性将明显地影响到抽油井的动态,为了能准确地进行双高油井抽油工艺参数化设计和动态分析，有必要研究双高原油在不同温度、剪切速率和含水条件下的流特性。1、产生冷伤害的原因临江区块具有原油粘度高(平均 33.4mPa·s)、凝固点高(平均 34.9℃)特点。压进入地层后，使储层温度降低，原油中的重质成分析出，导致地层渗透率下降，并使温度恢复到储层原始温度，地层渗透率也无法达到原有渗透率，造成地层的“冷应”伤害。为此，首先进行了温度场模拟研究，以双 2-42 井为例，该井储层(869.6-878.0)m，储层中部温度 51.6℃，共打入压裂液量 90.0m3，加石英砂 20m3，砂 3m3，由施工各批次压裂液的温度剖面（见图 3-3）可以看出，，施工结束时，最部分压裂液的温度仅为 14℃，这必将对储层造成伤害。

剖面图,前置液,铺砂,剖面

图 3-3 35%前置液铺砂剖面图 3-4 20%前置液铺砂剖面以上模拟计算结果表明，在相同加砂量的情况下前置液比例越低，支撑剂的有效支撑缝长比例越多（见表 3-16），通过不同前置液比例沉砂剖面可以看出，采用 20%的前置液比例，降低了无效支撑，提高了裂缝导流能力(见图 3-3、图 3-4)，有利于提高压裂液返排效果，降低压裂液伤害。2、砂比优化砂比直接影响裂缝中铺砂浓度，目前多采用 7%作为加砂施工的起始步骤，如果支撑剂平均粒径取 0.6mm，则单层铺砂浓度为 1kg/m2。通过模拟计算表明，砂比 7%在裂缝中的铺砂浓度为 1.24Kg/m2，即接近单层铺砂。单层铺砂的前缘裂缝，随着压差的增大裂缝闭合，支撑剂大部分会嵌入到地层内，裂缝导流能力将会明显“消失”。因此，优化砂比将对提高改造效果起到重要作用。提高起始砂比、最高砂比能够改善裂缝铺砂剖面，提高裂缝导流能力，减少压裂液用量，进而减少压裂液对储层带来的伤害（见表 3-17表 3-18）。
【学位授予单位】：东北石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2018
【分类号】：TE357

【参考文献】