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致密砂岩气藏储层改造关键技术研究

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致密 砂岩 气藏储层 改造 关键 技术研究
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2011年石油工程技术先导试验与推广应用项目中石化勘探南方分公司二○一一年四月元坝地区深层致密砂岩气藏储层改造关键技术汇报提纲四、 开题条件一、立项的目的与意义三、研究内容、技术路线与技术指标五、 计划进度六、项目经费预算二、国内外现状、发展趋势(一 )元坝地区储层改造效果元坝探区位于四川省巴中、苍溪县、阆中、旺苍、南江五县区,勘查项目名称为 “ 四川盆地巴中区块油气勘查 ” , 矿权面积 坝地区陆相资源量 4549亿 方 ,主体属于川中低缓构造带与 九龙山背斜西南翼 的一部分。已在多口井多层系获得工业气流,可望形成千亿方级储量规模。气藏具有分布广、层系多、埋藏浅、不含硫化氢的特点元坝 流井组埋深: 35025性浅灰 、 灰色中~厚层微~亮晶介屑灰岩 、 灰色泥微晶灰岩 、 砂岩为主 。须家河组埋深: 413330细~中粒岩屑石英砂岩、石英砂岩、岩屑砂岩 、钙屑砂岩及含砾砂岩,夹深灰色砂质泥岩为主。陆相砂岩地层划分及岩性特征须家河组陆相砂岩自流井组(一 )元坝地区储层改造效果孔渗特征 : φ 为 84× 10均 10属特低孔、致密储层 。陆相砂岩物性特征孔渗特征: φ为 1010属 特低孔、致密储层 ;孔喉结构特征 : 孔隙、喉道均较小,微喉道型,渗滤条件差。 自流井组  4 6 8孔 隙度(%)渗透率(10坝须家河组岩芯物性分析结果统计图参数层位样品数孔隙度( %) 渗透率( 10注最小值最大值平均值最小值最大值 平均值陆相02 9 )元坝地区储层改造效果陆相砂岩气藏动态特征压力系数: 超高压型气藏。地层温度: 101,梯度 ,属正常温度系统。储集空间: 以裂缝-孔隙型储层为主,裂缝发育程度是油气成藏重要因素。裂缝发育情况: 自流井组 孔洞、裂缝欠发育,仅局部见少量张开缝 ;须家河组 裂缝分布非均质强,局部层段裂缝及孔洞发育,裂缝以低角度缝为主,斜缝次之,少量高角度缝。气藏类型: 自流井组大安寨 属生物介屑滩岩相控制的特低孔、致密储层、裂缝-孔隙型超高压干气藏。自流井组珍珠冲段、须家河组 属构造-岩性控制下的特低孔、致密型砂岩储层、裂缝-孔隙型超高压干气气藏。(一 )元坝地区储层改造效果井号 层位 井段 测试方式 规模 / 工艺 ( 测试气产量 ( 104m3/d ) 元坝 101 自 流 井 大 安 寨(灰岩为主) 4207 - 4238 酸压 + A P R 260/ 胶凝酸闭合酸压 1 3 . 9 7 3 元坝 102 - 侧 1 自流井大安寨(灰岩为主) 3912 - 3935 射孔酸压测试联作 270/ 胶凝酸闭合酸压 1 4 . 7 3 自流井东岳庙(泥页岩) 4035 - 4 1 1 0 加砂压裂 + A P R 滑溜水 2 0 4 6 入 40 - 70 目秉杨陶粒 40 1 9 4 7 自流井组大安寨 3 8 3 8 ~ 3 8 7 8 酸压测试 260 / 胶凝酸闭合酸压 / 元坝 9 千佛崖组 3 6 4 8 . 0 0 ~ 3 7 0 0 加砂压裂 + A P R 加砂 30 1 . 2 3 2 4 元坝 3 井 自流井珍珠冲 4167 - 4228 加砂压裂 + A P R 加砂 2 0 . 2 1 8 . 1 自流井东岳庙 3887 - 3975 加砂压裂 + A P R 加砂 30 / 自流井珍珠冲 4086 - 4 1 1 8 加砂压裂 + A P R 加砂 1 2 . 8 0 . 1 0 5 4 须二段上 4512 - 4535 酸化 + A P R 200/ 加重酸 + 土酸酸化 0 . 1 0 9 1 须三段 ( 灰岩为主 ) 4350 - 4380 射孔酸压测试联作 250/ 胶凝酸 + 土酸酸压 3 . 8 5 0 3 须二段下 4600 - 4640 加砂压裂 + A P R 加砂 30 1 . 2 7 9 6 元坝 2 - 侧平 1 须一段 4720 - 4730 加砂压裂 + A P R 加砂 20 0 . 3 2 2 4 须二段 4825 - 4837 加砂压裂 + A P R 加砂 20 2 . 1 2 元坝 4 须四段 4666 - 4695 加砂压裂 + A P R 加砂 20 2 . 2 1 7 须二段下 4350 - 4370 加砂压裂 + A P R 加砂 20 0 . 1 4 须二段下 4350 - 4370 酸压 + A P R 260/ 胶凝酸土酸酸压 1 . 2 5 须二段 中 4 205 - 4220 酸压 + A P R 260/ 土酸酸压 0. 027 元坝 27 自流井珍珠冲 4205 - 4220 酸压 + A P R 30 0/ 胶凝酸 + 土酸酸压 / 元坝 1 - 侧 1 须二段 4965 - 5000 酸化 + A P R 108/ 多氢酸酸化 0 . 1 2 元坝 5 - 侧 1 自流井珍珠冲 4329 - 4348 加砂压裂 + A P R 试挤高压未压裂 / 实施储层改造 9口井 20层,加砂压裂 11层,达工业气流 3层( 元坝 3井珍珠冲段 坝 4井段须二段 四段 ;酸压改造 9层,达工业气流 3层( 元坝 101井大安寨段 坝 102元坝 2井须三段 ,达工业气流共 6层,仅占 30%。井号 层位 储层 类别 改造井段 /射孔段( m ) 加 砂量 % ) 施工 压力 ( M 施工 排量m 入地 液量( 液氮 ( 地面破裂压力M 破压 梯度M 100m 地面停泵压力( M 停压梯度M 100m 测试 产量 104m3/d 备注 元坝 3 自流井珍珠冲 干层 ( 含气 ) 4 1 6 7 - 4 2 2 8 2 0 . 2 1 6 . 7 76 - 95 2 2 . 5 2 2 6 . 5 8 15 6 2 . 9 2 . 5 / / 1 8 . 1 压力过高,未完成设计加砂量 25 方,也未完成顶替,直接 放喷、无法读取停泵压力。 自流井东岳庙 裂缝性气层 3 8 8 7 - 3 9 5 7 2 9 . 2 4 1 8 . 7 75 - 95 4 . 4 - 5 . 0 2 7 0 . 6 8 40 6 2 . 1 2 . 5 8 / / / 加砂最后一阶段压力上升过快,顶替未完 ,直接放喷,无法读取停泵压力 自流井珍珠冲 含气层 4 0 8 6 - 4 1 1 8 1 2 . 8 1 5 . 4 85 - 96 2 . 2 - 2 . 6 1 9 7 . 5 5 20 8 2 . 1 2 . 9 3 7 2 . 9 2 . 7 8 0 . 1 0 5 4 压力上升过快,施工排量受限,未完成设计加砂量 20 方 须一段 含气层 4 7 2 0 - 4 7 3 0 20 1 5 . 8 80 - 93 2 . 0 - 2 . 6 2 2 5 . 3 0 6 9 . 3 2 . 4 8 7 7 . 9 2 . 6 5 0 . 3 22 4 压前试挤两次,地层均破裂,停泵压力一次比一次高 。 泵压高,未伴液氮。 元坝 2 须二段下 含气层 4 6 0 0 - 4 6 4 0 30 1 6 . 2 87 - 93 2 . 0 - 2 3 0 6 . 9 6 25 6 5 . 2 2 . 4 1 7 0 . 2 2 . 5 2 1 . 2 7 9 6 前期压裂两次油套串、两次未压开,后 连续油管 替酸1 . 5 层破裂 须二段 气层 4 8 2 5 - 4 8 3 7 20 1 8 . 2 95 - 1 1 2 3 . 7 - 4 . 3 2 1 2 . 8 8 0 7 6 . 9 2 . 5 9 7 5 . 1 2 . 5 5 2 . 1 2 压前试挤, 7 4 M 排量0 . 1 - 0 . 2 m i n ,排量受限,上超高压设备;压后地层出砂,砂埋管柱 。泵压高未伴液氮。 元坝 4 须四段 含气层 4 6 6 6 - 4 6 9 5 20 1 7 . 1 81 - 1 1 1 1 . 5 - 5 . 0 2 9 4 . 3 8 20 8 0 . 2 2 . 7 1 7 3 . 6 2 . 5 7 2 . 2 1 7 排量受限,上超高压设备 元坝27 须二段下 差气层- 气层 4 3 5 0 - 4 3 7 0 20 1 7 . 1 88 - 90 2 . 5 - 3. 0 204 0 90 3 . 0 6 6 5 . 3 2 . 5 返排差 东岳庙 差气层 4 0 3 5 - 4 1 1 0 40 2 . 6 73 - 97 3 . 1 - 5 . 9 2 0 4 6 70 9 5 . 1 3 . 1 6 7 6 . 6 2 . 9 7 1 . 1 9 页岩气储层 元坝 9 千佛崖组 裂缝型气层 3 6 4 8 - 3 7 0 0 30 1 6 . 5 7 2 . 4 - 9 0 . 7 4 - 5 340 35 58 2 . 3 4 5 2 . 6 2 . 4 6 1 . 2 3 元坝 5 自流井珍珠冲 气层 4 2 2 9 - 4 3 4 8 清 水 三 次 试 挤 , 油 压 至9 6 . 9 - 9 5 . 7 M 地层不吸水,出口无气显示 , 未压裂 元坝地区致密砂岩气藏加砂压裂 (11层)施工情况表(一 )元坝地区储层改造效果类型 层数 所占 比例 未完成设计加砂量 元坝 3 井珍珠冲段 元坝 2 - 侧平 1 井东岳庙段、珍珠冲段 、须一段 4 36 . 4 % 压力高未拌注液氮 元坝 2 - 侧平 1 井须一段 元坝 4 井须二段、须四段 3 27% 试挤地层不吸液 元坝 2 - 侧平 1 井须二段下 元坝 5 - 侧 1 井珍珠冲段 2 18 . 2% 施工压力 9 3M 下 元坝 27 井须二段下 1 9 施工排量 3m i n 以下 元坝 3 井珍珠冲段、 元坝 2 - 侧平 1 井珍珠冲段、须一段、须二段下 元坝 27 井须二段下 5 45% 求产 10 万方以上 元坝 3 井珍珠冲段 1 9 (一 )元坝地区储层改造效果未完成设计加砂量, 4 层,占3 6 %压力高未伴注液氮, 3 层,占2 7 % 地层试挤不吸液,2 层占1 8 %施工压力93 1 层,占 9 %施工排量3m3/ 5层占4 5 %求产1 0万方以上, 1层元坝地区致密砂岩气藏酸压 (9层)施工情况表井号 层位 改造井段 /射孔井段( m ) 储层类别 酸压工艺 规模( 排量(m 施工 泵压(M 地面破裂压力(M 破裂压力梯度M 100m 地面停泵压力(M 停泵压力梯度M 100m 测试产量(1 04d ) 无阻流量104m3/d 备注 元坝 1 0 1 自流井大安寨 4 2 0 7 - 4 2 3 8 泥岩裂缝型气层 - 干层 胶凝酸闭合酸压 260 1 . 0 - 4 . 1 61 - 87 7 1 . 2 2 . 7 7 57 2 . 4 5 1 3 . 9 7 3 1 4 . 2 6 3 元坝102 - 侧 1 自流井大安寨 39 12 - 3 9 3 5 气层 - 干层 胶凝酸闭合酸压 270 3 . 0 - 5 . 0 80 - 86 6 5 . 8 2 . 7 8 6 2 . 5 2 . 7 1 4 . 7 3 / 自流井东岳庙 4 0 3 5 - 4 1 1 0 含气层、裂缝气层 胶凝酸 +土酸酸压 400 1 . 9 - 5 . 5 58 - 86 1 0 6 . 7 2 . 6 2 58 2 . 4 3 微量 / 泥页岩 元坝 9 自流井大安寨 3 8 3 8 ~3 8 7 8 泥岩裂缝型气层 胶凝酸闭合酸压 260 4 . 2 - 5 74 - 8 2 . 7 7 4 . 2 2 . 6 7 5 9 . 2 2 . 5 6 / 元坝 1 须二段 4 9 6 5 - 5 0 0 0 差气层 - 干层 多氢酸 酸化 108 1 . 0 - 2 . 0 85 - 93 / / 79 2 . 6 8 0 . 1 2 0 0 0 . 1 2 4 2 须二段上 4 5 1 2 - 4 5 3 5 含气层 加重酸 +土酸酸化 200 1 . 0 - 2 . 4 80 - 93 7 7 . 3 3 . 7 8 7 3 . 3 2 . 6 2 0 . 1 0 9 1 / 元坝 2 须三段 4 3 5 0 - 4 3 8 0 含气层、裂缝层 胶凝酸 +土酸酸压 250 2 . 0 - 4 . 0 80 - 93 84 3 . 0 2 7 7 . 1 2 . 7 7 3 . 5 5 4 5 / 须二段下 4 3 5 0 - 4 3 7 0 差气层 3 层,气层 1 层 土 酸酸压 260 1 . 0 - 3 . 2 6 73 - 94 / / 6 7 . 2 2 . 6 4 0 . 2 3 0 0 / 元坝 27 须二段中 4 2 0 5 - 4 2 2 0 差气层 胶凝酸 +土酸酸压 150 1 . 7 - 2 . 5 83 - 94 9 3 . 2 3 . 3 1 7 2 . 6 2 . 7 2 / / (一 )元坝地区储层改造效果元坝 2井须二段下加砂压裂施工压力、排量曲线图 元坝 2井须二段下加砂压裂测试压力曲线图元坝 2井须二段上加重酸化压裂施工曲线图 元坝 2井须二段上 )主要存在问题1、储层伤害机理未进行系统研究,影响改造效果的主要因素认识不清,储层保护措施针对性差;2、储层岩性致密,埋藏深 (4000,裂缝延伸压力梯度高( m),沿程摩阻高 ,导致泵注压力高( 95排量受限(多在 3m3/易砂堵,影响改造效果;3、须家河组局部层段低角度裂缝及孔洞发育,压裂液滤失大、易产生多裂缝,难以形成主裂缝,导致缝宽不足,易砂堵,加砂难度大;4、非均质强,岩性横向、纵向变化大,不同压裂工艺适应性差;5、工况复杂,对压裂测试工具要求高,故障率增多,影响测试作业。汇报提纲四、 开题条件一、立项的目的与意义三、研究内容、技术路线与技术指标五、 计划进度六、项目经费预算二、国内外现状、发展趋势美国本土以白垩系和第三系的砂岩、粉砂岩(大多 1800主,开采始于 20世纪 70年代, 2009年致密砂岩气产量达到 1757× 108占美国天然气总产量的 30%以上,主要包括层状砂岩气藏分层压裂技术( 单井可连续分压 10次排液) 、块状砂岩气藏大型压裂 (支撑半缝长大于 300m,加砂规模大于 100 和水平井分段改造技术 (分段数已在 24段以上) 等。(一)国外开发现状墨西哥湾 26000 - 2 8000 f t ( 7925 - 853 5m ) 层位 M i o ce 2 1 A a M 2 1 B 厚度 M 2 1 A 60 - 80 f t ( 18 - 24m ) M 2 1 B 1 2 0 - 1 5 0 f t ( 3 6 - 4 5 m ) 储层温度 2 2 9 t o 2 3 5 ° F .( 109 - 1 1 5 ℃ ) 平均 渗透率 6 0 0 t o 8 0 0 m d 裂 缝 延伸 压力梯度 0 . 7 8 t o 0 . 8 5 ps i/ ( 0 . 0 2 M P a /m ) H D F 比重 常 规 压裂 液时泵注压力 1 9 , 0 0 0 t o 1 9 , 8 0 0 ps i ( 13 0 - 1 3 7 M P a ) 压力下降幅度 22% - 39% 采用 H D F 时泵注压力 ≤ 1 4 , 0 0 0 - ps i ( 9 5 M P a ) 墨西哥湾 )国内开发现状中国致密砂岩气藏勘探领域广阔,四川、鄂尔多斯、柴达木、松辽、渤海湾、塔里木及准噶尔等 10余个盆地都具有形成致密砂岩气藏的有利地质条件,远景资源量12× 101200× 1012近年来,在 致密砂岩气藏方面 增产改造工艺技术方面从常规压裂发展到伴注液氮压裂、低伤害压裂液、喷砂射孔、 2增能压裂(主要在鄂尔多斯盆地),取得了显著进展,但对于深层致密砂岩气藏的储层改造难度大,效果较差,技术储备不足。)国内开发现状川西深层储层主要分布在新场、大邑、洛带及丰谷构造的须家河组,埋深 3500层温度 90、地层压力 70透率 1010部地区还发育天然裂缝,部分地层破裂压力梯度大于 00m,储层改造难度非常大,并且地层流体分布复杂,部分井产水,影响增产效果。井号 井深( m ) 层位 压裂情况 川高 561 井 49 42 T 3 X 2 在井口限压 92 MP a 下未能压开地层 川罗 562 井 51 T 3 X 2 在井底压力 14 2MP a 下未能压开地层 川丰 563 井 4672 - 47 44 T 3 X 2 井底压力 131 MP a 未压开储层 大邑 1 井 5060~ 5128 T 3 X 2 施工井口压力 82 MP a ,未能压开地层 大邑 2 井 5395 - 55 50 T 3 X 2 施工井口压力 90 MP a ,未能压开地层 W e l l X 1 1 I n j e c t i o n & M i n i f r a c ' / 1 2 / 2 0 0 81 3 : 20 1 3 : 50 1 4 : 20 1 4 : 50 1 5 : 20 1 5 : 50 1 6 : 20 1 6 : 501 2 / 1 2 / 2 0 0 81 7 : 20Ti m 0- 2 0020406080100 00 . 51 . 01 . 52 . 02 . 53 . 03 . 54 . 04 . 55 . 0CT u b i n g pr e s s u r e ( M P a ) ( M P a ) A n n u l u s P r es s u r e ( M P a ) ( M P a )P r op pa n t C on c ( m 3) ( k g / m ³ ) D i s ch a r g e R a t e ( m 3 / m i n ) ( m ³ / m i n )A C u s t o m e r : S i n o P e c / P e t r o K i n g J o b D a t e : 1 2 - D e c - 2 0 0 8 T i c k e t # : e l l D e s c : X 1 1 F l u i d T y p e : 4 5 # H y b o r J o b T y p e : M i n i f r a L L I B U R T O NS t i m Wi n v 4 . 8 . 21 3 - D e c - 0 8 0 9 : 0 8新 11井( 4969 1次测试压裂曲线图时间 ( m i n )地面压力 [ T b g ] ( M P a ) 地面压力 [ A n n ] ( M P a )支撑剂浓度 ( k g / m 3 ) 携砂液排量 ( m 3 / m i n )7 5 . 0 9 2 . 0 1 0 9 . 0 1 2 6 . 0 1 4 3 . 0 1 6 0 . 00 . 02 6 . 0 05 2 . 0 07 8 . 0 01 0 4 . 01 3 0 . 00 . 02 6 . 0 05 2 . 0 07 8 . 0 01 0 4 . 01 3 0 . 00 . 02 0 0 . 04 0 0 . 06 0 0 . 08 0 0 . 01 0 0 0 . 00 . 02 . 0 0 04 . 0 0 06 . 0 0 08 . 0 0 01 0 . 0 0新 11井采用 140138合4½”+3½” 管柱进行第 2次测试压裂曲线新场须二气藏未压开储层统计新 11井加砂压裂施工曲线汇报提纲四、 开题条件一、立项的目的与意义三、研究内容、技术路线与技术指标五、 计划进度六、项目经费预算二、国内外现状、发展趋势(一)技术路线形成适合元坝地区致密砂岩气藏储层改造与测试工艺元坝地区深层致密砂岩气藏储层改造关键技术深层致密砂岩气藏测试 工 艺 配 套 研 究高压深层压裂测试联作管柱的改进与完善现场质量控制技术研究元坝地区致密砂岩气藏储层伤害机理研究① 水相圈闭影响因素及解水锁剂的评价开发;② 敏感性评价试验(水敏、酸敏、碱敏、应力敏等);③入井液配伍性评价 ;④ 不同层段压裂液岩心伤害试验及配方优选压 裂 工 艺 优 化 研 究影响致密砂岩气藏破裂压力的因素及降低破裂压力工艺研究深层致密砂岩气藏压裂参数优化及提高导流能力技术研究纳米材料压裂液加重剂的开发研究(二)研究内容1、 元坝地区致密砂岩气藏储层伤害机理研究1)水相圈闭影响因素及解水锁剂的评价开发;2)敏感性评价试验(水敏、酸敏、碱敏、应力敏等);3)入井液配伍性试验评价。4)不同层段压裂液岩心伤害试验及配方优选 组 沉积环境 层段 平均 孔隙度 (%) 平均 渗透率 ( 10- 3 初始含水度 (%) 自流井组 湖泊、河流沉积为主 大安寨 、珍珠冲等 ≤ 40 四 须家河组 河流、三角洲、湖泊等 二 元坝地区主要陆相砂岩气藏初始含水饱和度 元坝 2井测试段岩石铸体照片井深 深 )研究内容2、影响致密砂岩气藏破裂压力的因素及降低破裂压力工艺研究( 1)影响破裂压力的主要因素分析;( 2) 高围压下岩石力学(三轴)特征及岩石形变特征实验研究;( 3)降低破裂压力工艺技术研究①射孔技术优化;②酸液降低破裂压力可行性及配方优选;③大直径管柱优化设计及校核。剪切破裂后岩样(二)研究内容3、深层致密砂岩气藏压裂参数优化及提高导流能力技术研究层位 储层岩性孔隙度(% )渗透率(m d ) 孔隙类型非均质性沉积相 分布须二段中粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩、中粒岩屑石英砂岩、蚀孔、裂缝强水下分流河道、河口坝广泛须三段 岩屑砂岩7 . 4 3 (测井解释)缝强 滨浅湖相 局限须四段 中粒岩屑砂岩 缝强三角洲平原—前缘较广中粒岩屑砂岩 缝强 局限砂质砾岩 缝 强大安寨段介壳灰岩、缝 强 滨浅湖相 局限珍珠冲段扇三角洲前缘石英压入塑性岩屑元坝 4, 48652), +)元坝 16井 井深 壳灰岩元坝 204井 粒岩屑石英砂岩( × 100, +)元坝 27井, 4295m(须 2下)长石岩屑砂岩( +)云母被压弯压断1)储层改造实时监测与后评估分析研究;2)致密砂岩气藏长缝压裂参数优化设计;3)不同物性参数下导流能力确定;4)压裂泵注程序优化设计;5)降低滤失压裂工艺优化。(二)研究内容4、 纳米材料压裂液加重剂的研究;纳米粒子粒子粒径小,利于返排地层非水溶性,与压裂液配伍性好制备方法:混合溶剂的方法低温下制备纯度高、粒径小、粒径分布窄、粒径分布均匀工艺简单,反应周期短纳米表面为亲水性,与有机溶剂不相溶。为了使其表面亲油,采用一种两亲的物质与它相连。使亲水基团可以连接在纳米颗粒的表面,这样亲油基团就会暴露在颗粒的表面,达到纳米颗粒亲油的目的。纳米粒子的电镜照片( 30面修饰纳米粒子的红外光谱加入 30% % 0% 重剂与 散均匀,不团聚,不沉淀。(二)研究内容5、高压深层压裂测试联作管柱的改进与完善;① 压力系数高 ( ② 施工压力高:基本 95坝 4井须二、须四段均采用超高压设备( 113元坝 2井须一段、元坝 5井珍珠冲段试挤不吸液 ;③ 工序多、工况复杂:泥浆条件下超压试挤等;④ 地层出砾石、出泥砂,导致工具损坏、卡管柱等;⑤沿程摩阻高,需管柱组合,进行力学计算等。⑥需要配套水力喷射泵等强制排液工具。元坝 4井须二段( 4825二次压裂起出压裂封隔器胶皮筒处、 井东岳庙段( 3887举返出泥砂目前存在问题 )研究内容6、现场质量控制技术研究组合式简易四通道节流管汇流程 液控紧急关闭阀(三)经济技术指标( 1)纳米材料压裂液加重剂的开发:密度 1.5 g/阻系数不大于常规胍胶。( 2)在前期工作的基础上,现场试验施工 5~ 6层次,施工成功率 100%;( 3)形成适合元坝陆相储层的压裂工艺技术和超深、高温、高压测试工艺流程、装备的新方法新技术。汇报提纲四、 开题条件一、立项的目的与意义三、研究内容、技术路线与技术指标五、 计划进度六、项目经费预算二、国内外现状、发展趋势(一)具有较强的技术力量勘探南方分公司经过多年研究攻关与配套集成,形成了一批具有国际国内领先水平的专有技术和专利技术,每年承担国家级、集团公司级、川气东送建设工程重点科技攻关项目 20余项, 《 川东北高温高压高含硫井试气工艺配套技术 》 、 《 川东北高含硫气田勘探试气综合配套技术 》 和 《 高含硫气层酸压改造技术及推广应用 》 等科研项目,被中石化集团公司鉴定为整体技术达到国际领先水平。(一)具有较强的技术力量序 号 项目内 职 责 姓名 专业技术 职 称 承担的主要 研 究 任 务 备 注 1 负责人 唐瑞江 高级工程师 组织项目运行,审定技术方案 勘探南方分公司 2 技术 首席 蒋人义 高级工程师 总体技术方案设计、组织编写 鉴定材料 勘探南方分公司 3 成员 李爱山 高级工程师 技术方案设计、负责整体运行 胜利油田分公司采油院 4 成员 马收 高级工程师 技术方案设计、负责整体运行 胜利油田分公司采油院 5 成员 王勇军 工程师 组织项目现场应用和资料收集 勘探南方分公司 6 成员 王观华 高级工程师 组织项目协调运行材料编写 胜利油田分公司采油院 7 成员 于学信 工程师 组织项目协调运行材料编写 胜利油田分公司采油院 8 成员 高恒超 工程师 组织项目协调运行材料编写 胜利油田分公司采油院 9 成员 林忠维 工程师 组织项目现场应用和资料收集 勘探南方分公司 10 成员 匡尚林 工程师 组织项目现场应用和资料收集 勘探南方分公司 (二)现有仪器设备及实验室条件1、实验条件研究平台胜利油田采油院压裂酸化重点实验室(胜利油田)。试验设备)现有仪器设备及实验室条件温度 245 ℃系统耐压 25 替压力测定流固耦合特征(覆压渗透率变化)敏感性评价压裂液优选及伤害评价酸化效果驱替试验高温高压驱替系统 )现有仪器设备及实验室条件主要用途:主要用于测量岩样在单 /三轴抗压条件下的杨氏模量、泊松比、抗压强度、抗拉强度、抗剪切强度、断裂韧性等设计参数。支撑剂及酸蚀裂缝导流能力试验仪主要功能:支撑剂性能评价试验;酸、压裂液、气液两相导流能力实验;评价岩石酸岩反应和压裂液滤失;酸蚀裂缝导流能力测试。三轴等围压岩石力学试验机汇报提纲四、 开题条件一、立项的目的与意义三、研究内容、技术路线与技术指标五、计划进度六、项目经费预算二、国内外现状、发展趋势五、计划进度年度 序 号 工 作 内 容 试验规模及应达到的指标 起止时间 ( 月 - 月) 试验地点 验收方式*负责单位及负责人 201 1 1 材料搜集、资料整理、准备,项目开题及方案编写阶段 1 月 - 6 月 审查 勘探南方分公司 唐瑞江、蒋人义 201 1 2 储层伤害机理实验、岩石力学等实验阶段; 新型压裂液、酸液研制 纳米材料压裂液加重剂的开发:密度 1.5 g/摩阻系数不大于常规胍胶。 6 月 - 12 月 元坝地区 审查 胜利油田分公司采油院 李爱山、王观华 2012 压裂测试联作管柱 研制及试验阶段 1 月 - 6 月 元坝地区 审查 勘探南方分公司 唐瑞江、蒋人义 2012 现场实施储层改造及工艺技术完善,综合评价及报告编审阶段。 现场试验施工 5 ~ 6 层次,储层破裂成功率 90 %,实施改造井的施工成功率 80 %; 6 月 - 12 月 元坝地区 验收 勘探南方分公司 唐瑞江、蒋人义 汇报提纲四、 开题条件一、立项的目的与意义三、研究内容、技术路线与技术指标五、计划进度六、项目经费预算二、国内外现状、发展趋势六、项目经费预算序号 经费内容 金额(万元)1 材料费 1202 技术协作费 903 图书资料费 104 差旅费 105 评审、咨询等 206 会议费 207 其他费用合计 270汇报完毕谢 谢 !
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本文标题:致密砂岩气藏储层改造关键技术研究
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